全国火电厂水化学事故案例分析

一、前 案例1大连电厂4号机 案例2大港电 案例1妈湾电 案例2汕头电 案例3达拉特电厂1号、2号机 腐蚀问 案例1河北邯郸热电公司11号锅炉凝汽器管板腐 案例2惠来电厂1号机 案例1鄂尔多斯电厂2号机 案例2京达发电公司5号、6号机 案例3湛江电力4号锅 案例4红雁池二厂2号锅 案例5黔东电力1号锅炉再热器爆 案例1湄洲湾电厂1号、2号锅 案例2妈湾电厂1～6号锅 案例3山西省阳光发电公司1号锅炉水冷壁管氢 案例1大唐盘山电厂3号锅 案例2上都电厂3号、4号锅 案例3石家庄热电 案例4大唐托克托电厂1号、2号锅 案例5山西河曲电厂1号锅 案例6国电石横电厂5号 水侧氧腐 案例1 汽侧氨腐 案例1福州电厂1号机 案例1伊敏电厂2号机 氧腐 案例1×××电 案例1福州电厂2号锅 案例2山西神头二电厂1号锅 案例3南阳天益发电公司2号锅 案例4野马寨电厂2号锅 案例5浑江发电公司2号锅 案例6邯峰发电厂厂2号机 案例1热电 案例4妈湾发电总厂1~6号机组铁垢沉 案例1热电厂1号机 案例1大唐珲春发电厂4号机 案例2大唐哈尔滨第一热电厂#1机 有机物偏 案例2大唐红河发电................................................................................................... 案例1丰城电厂#4 案例1岳阳电厂1号发电 案例1灵武电 方 参考文 “四管”爆漏的化学因素主要有：1.因凝汽器泄漏引起给水水质，导致锅炉腐蚀甚至爆管。4.因汽包锅炉汽水分离设计不当引起的蒸汽。5.制造质量问题引起包锅炉汽水分离效果差，引起的蒸汽。6.因酸洗不当引起的爆管。7.因停用保护不当引起“四管”腐蚀等。以下二、热力系统腐蚀损坏器的老机组也纷纷更换不锈，使不锈凝汽器份额不但增加。为此，2008年凝汽器管选4350MW机组均没有凝结水精处理设备。#419998月完成了机组第一次大修后，817日机组启动的当天，凝汽行堵管后机组再次启动，其腐蚀泄漏的真实原因并未查清。1999921凝汽器再次泄漏，运10000µg/L，按照有关起电网负荷的波动，电厂再次请化学人员复核，前后耽搁时间3小时15分钟，汽轮机因积盐导致机组负荷从350MW下降到260MW。这次因凝汽器泄漏停机检修一个月。查发现，机组启动时高温、高压疏水过减压扩容直接排至凝汽器，而疏水挡板设计的角度和大连电厂#3机组，丹东电厂#1、#2机组）进行检查，发现均有此现象，最外排的钛管已经②防冲击挡板设计的大小不合理。如果加大防冲击挡板的面积，也能保护住钛管。因此，高能量流体不应直接进入凝汽器。凝汽器是负压低温设备，高能量流体不应直接进入凝案例2大港电2×300MW92年投入运行，凝汽器管设计为钛管，凝结水设计冷壁发生大面积的氢脆爆管，新机组运行10个月后被迫对水冷壁进行了更换。板间的跨距规定不大于90cm。从此再也没有发生因振动磨损引起泄漏问题。②化学监督一定要到位。"放松化学监督，厂日"。这时当时电力部长对此的警世计没有凝结水精处理。952号机组凝汽器空气抽出管因防腐层脱落引起腐蚀泄漏。因为该管于当时没有凝结水精处理，海水直接进入锅炉，导致炉水的pH急剧下降到4.0，并且机组运行2天本厂的体验，妈湾发电总厂对6台机组都增添了凝结水精除盐混床。案例2汕头电汕头电厂一期装有2台300MW亚临界汽包锅炉机组，凝汽器管材为产的白管（类似国产BFe30-1-1），机组原设计有凝结水精处理。由于产的这一批白管是在原有2200多根管因制造缺陷不合格。铜管安装数量不足，用国产代替，分别由洛阳铜和长性。由于设计的凝结水精处理量为2×50%，没有备用。运行管理者认为，万一在精处理再生时投运精处理需要20～30分钟，这期间含有氯离子的海水进入锅炉，导致的结果一是炉水的pH缸第3级叶片沉积物也比较多。2号机组汽轮机低压缸酸性腐蚀严重。案例3电厂1号、2号机蒙达发电公司一期工程2×330MW亚临界参数机组。锅炉为锅炉厂制造（引进式汽轮机，额定功率为330MW，型号为T2A330.30.2F1080。置。#120002月发生炉水磷酸盐含量偏低异常#220018月也开始出现类似的“隐藏”现象。20014月对#1锅炉进行了EDTA，2001年11月底#1锅炉水冷壁管发生了腐蚀损坏，被迫更换400根水冷壁管。#1机组过热蒸汽的钠有时有现象，氢电导率比较高，怀疑与运行条件（锅炉的#1锅炉开始发生了炉水磷酸盐“永久”现象，后来发生磷酸盐“隐藏”现象，其原因是刚又没有及时投运凝结水精处理，经过内蒙电科院EDTA后热负荷高的水冷壁向火侧仍然含厂凝结水精处理开旁路10%运行，其理由是为了机组运行安全，这本身是站不住脚的。一旦凝凝汽器管内，出水端长度约5cm1mm。进口处较干净，将管内飘带抽出检查，均有粘泥附着，厚度1mm。飘带旋转不灵活，且在进口处固定端探出管外5cm左右。凝由于凝汽器出水侧水流速明显减慢，水温高，且由于没有胶球的冲刷，造成出水侧管发铜业生产的黄铜管和白铜管，其中主冷区黄铜管型号为HSn70-1B，管径Φ28×1×态1580根。200611月#12B级检修，期间对#11813根（采用理学电机公司D/max-rA转靶X射线衍射仪和英国VG科学仪器公司ESCALABMKIIXRD和XPS分析。Cu2O，腐蚀坑及周围呈绿色的物质为Cu2CO3(OH)2。XPS分析结果表明腐蚀白铜管内表面和点蚀坑内的腐蚀产物中的Cu:Ni比例明显高于管材面颜色发红的现象是一致的。同时，XPS分析还表明，在腐蚀坑内的N元素以 DL/T712-2000《火力发电厂凝汽器管选材导则》对国产不同材质凝汽器管所适应的水质及允许0.02mg/L；c(NH3)＜1mg/L；c(O2)＞4mg/L；CODMn＜4mg/L。当水质污染程度超过此限时，应在安庆皖江发电#1机组投产前后大部分时间内，长江水水质都是较好的，并都能达到DL/T712-2000《火力发电厂凝汽器管选材导则》中的水质要求，但是有一段时间（2005年11月）该流域水质指标CODMn明显超过导则要求的CODMn＜4mg/L条件。CODMn即化学耗氧 当凝汽器冷却水中CODMn超过一定范围时，会导致有机物在铜管内，形成泥垢，并诱发沉致密的保护膜，就更容易受污染水质的影响。XPS试验发现白铜管腐蚀坑内有各种不同形DL/T712-2000《火力发电厂凝汽器管选材导则》对凝汽器铜管内冷却水流速进行了严格的据介绍，安庆皖江发电#1机组循环水设计流量35080m3/h，循泵额定流量1.7m/s，满足《DL/T712-2000火力发电厂凝汽器管选材导则》中对白铜管和黄铜管流速的要求；而当#1机组凝汽器仅运行一台1.0m/s，就不能达到《DL/T712-2000火力发电厂凝汽器管选材导据了解，在安庆皖江发电#1凝汽器实际运行过程中，基本上都是一台循泵运行也就是说，安庆皖江发电#1凝汽器运行过程中的冷却水流速远低于白铜管要求的最低但是，由于各方面的原因，在#1机组投入商业运行以来，其凝汽器冷却水系统基本上没有安庆皖江发电#1凝汽器白铜管发生的腐蚀是白铜管在“婴儿期”最容易发生的点腐蚀，引起腐蚀的原因主要是#1凝汽器自投运以来，其运行流速偏低、胶球装置不正常、江发电#1凝汽器冷却水运行流速条件下，就会在白铜管表面形成沉积物，并在白铜管根据以上对安庆皖江发电#1凝汽器白铜管腐蚀原因的分析，特对安庆皖江发电有束两端；管材：主凝区为黄铜管HSn70-1B，空抽区为白铜管B30。2005年11月14日，对凝汽器AB室抽出泄漏管，此管在AB室空抽区正下方第三排。检查BA常温下氨水溶液氨的气液相分配比大7～10，即汽侧氨浓度是凝结水的7～10倍。在凝的管材一般选择耐氨蚀的B30或B10的铜管。的腐蚀速度剧增。当氨含量大于300mg/L时，对黄铜管的安全运行构成。分析日（B30凝汽器空抽区下方的氨蚀情况，将给水pH值控制在9.0～9.3下限，观察给水中的氨含量和水汽3μg/L,而在我们现有的分析方法里关于铜含量的测定只有GB/T14638.1-1993的原子吸收光谱法可以达到要求，其他两种GB/T14418-1993锌试剂法TP316H不锈钢，冷却水来自鸭河口水库，不做加药处理。近年来因鸭河口水库养鱼，检查发现，1020日，电厂更换泄漏管，换管后凝汽器灌水，又发现新泄漏管数以百计。1021日，河系材质局部缺陷引起的运行腐蚀。10月28日，电力试验化学、金属专业应邀再赴现焊缝质量检查。未见异常，腐蚀与其无关（。1 #2-1-4外#2-1-4#2-1-4外#2-1-4内3局部腐蚀内外壁对比检查（形态。图5是除去膜层中棕色锰氧化物后残留的微生物多孔膜层。图4富锰氧化物沉积层层状剥 图5膜层中棕色锰氧化物溶解图 内壁普遍存在的沉积层系由微生物活动形成的多孔网状粘膜（图7），应发生于近两年。观 纺锤 纤维网7革开放以来建立的最大的中外合资企业之一，总投资40亿。核电站安装有两台单机容量为984MWe压水堆反应堆机组。198787日工程正式开工，年月日和月日两台机组先后投入商业营运。通过核能发电，使得和两地每年减少燃煤消耗370万吨，从而大大减少了导致“温室效3万吨，以及空气中的尘埃数千吨。53次被迫停机，2次降负荷运行。3次停机时间达39天，其中用于系统冲洗为18天，直接经济损失三亿余元。就用了14天，用了3万吨除盐水才干净。所造成的损失组以能够建多套凝结水处理设备。一 原二 三级处理：正在加快腐蚀、结垢、积盐，如果水质不好转，应在4h停炉。1号机组凝结水泄漏导致汽水品质严重劣化时，未按要求及时处理。2010120102201032010400以来，2010120102201032010400三 改进措尽早投运电导率仪、pH表和钠分析仪等化学仪表，实现汽水品质实时。鄂尔多斯电力（）公司#1、#2机组锅炉系哈尔滨锅炉厂生产的亚临界参数、自燃煤汽包炉，锅炉额定蒸发量969t/h，最大连续蒸发量1020t/h。与之配套汽轮发电机有限大连续功率344.8MW。#1、#220059212006118日投运。200642390D63×6.6SA-210C；光管为D63×7，材质为SA-210C。检查情况(1)爆管发生在北墙标高26.57m60根分别为:3128m；南墙值；蒸汽中的钠也经常。西安热工在2006年5月26日～5月31日对两台引起#2机组汽水品质异常的根本原因是：低加疏水泵密封冷却水（工业水）漏入低加疏过热蒸汽钠异常的原因是取样存在问题，正常情况过热蒸汽的水样经过冷却后应直#1、#2机组凝结水精处理出口水的氢电导率和pH的原因是由于取样点的位置距离0.5m处，加进去的氨水还没来得及混匀，而且氨水的质量于设计错误（50倍的管径长度，如果中途有阀#1、#2机组水汽取样间的低加疏水水样实际为＃1低压加热器水样（即轴封加热器44DL/T5068—20068.1.3条的规定，“对由亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机组，全部凝2台。”因此，该厂精处理在设计时只设两台50％凝结水流量的混床，无备用床，目前也无备用树脂。机组投运初期，精处理的投运率较低，特别是＃2100％精处理#2机组炉水“磷酸盐”实际上是加入的磷酸盐与所漏生水中钙镁离子发生反应生成子含量。通常炉水中的氯离子含量小于100µg/L。案例2京达发电公司5号、6号机2005112日发现，#5pH10.6，停止向锅炉加磷酸盐后，锅炉的腐蚀、结垢，甚至引起锅炉水冷壁爆管。#6机组自投运以来给水水质一直，严重影限公司于2005年1月21日开始，对#5、#6机组水汽品质的原因进行全面查定试验，现场一直的原因，并且提出了相应的处理措施。在处理之后，#5、#6机组的水汽品质均达到了5由于#1低压加热器、凝汽器在正常运行时内部均为负压，与这些系统相连的某些排入地沟的放水管（如：低加疏至凝汽器管放水管、凝汽器热水井至凝结水泵管放水管、#1低加疏率由0.6µS/cm下降到0.17µS/cm的合格水平。但由于凝结水进行100%处理，所以不会影响给水氯离子含量为1.14µg/L，属于正常水平。因此，认为凝汽器铜管无泄漏现象。6与#5机组不同，6号机组的低压加热器疏的压力比#5机组更低，并且无法取到疏水泵的水样（向里抽空气，与这些系统相连的某些插入地沟的放水管（如：疏水泵管放水门、#2低加疏水放水管、疏至事故疏水扩容器管放水管、低加疏至凝汽器管放水管）量在2µg/L左右，属于正常水平。因此，认为凝汽器负压系统没有吸地沟水现象。测定凝结水泵和出口凝结水，氯离子含量没有增加，说明#6机组凝结水泵冷却水无内漏现象，因为结水泵出口水的氯离子含量只有2µg/L左右。对除氧器水进行水质分析，基本无氯离子，含量仅为0.35µg/L，说明冷却水基本无内根据水质分析，#5、#6锅炉水中已经发生硫酸钙的沉积，因此，炉水恢复正常的加药121次定排。#6机组凝结水溶解氧量严重，其标准为30µg/L，而实际检测为由于电厂化学人员监督到位，及时发现问题，及时向厂反映情况，认为电厂的技术20天之久的现象。造成这种现象有两个问题应引起重视，一是电建安装负压系统的管路应避免直接插入地沟。例如，与凝汽器相连的各种疏、排放管，与#1、#2低压加热器的疏水泵排气案例3湛江电力4号锅湛江电力4号机组在168h试运行时，凝结水精处理系统的混床约3m3(阴、阳1.5：1)树脂大量漏人炉内，机组水汽品质发生严重污染。2000418日锅炉水在氢损伤微裂纹，垢量最高达1500g/m2，水冷壁其它部位也有不同程度的结垢，最终不得不更11m～35m标高的水冷壁有多彩颜色和较厚的结垢现象，全部水冷壁管都有不同程度结垢、腐蚀0.65mm。清除管壁结垢后，发现向火侧光管内表面有带状的腐无明显的腐蚀坑现象。炉管探伤检查和金相发现标高13~30m的水冷壁管有损伤，特别在标高13~30m水冷壁管有明显的径微裂纹、环微裂纹，微裂纹区存在不同程度的脱碳。结果见表2-1： 设备水汽质量》标准GB/T12145-1999，采用同样的炉水处理方式，即磷酸盐处理，控制炉水PO43-=2mg/L～8mg/L，pH=9.0～10.01%。在#2炉试运行过程中，发现炉水出现严重的磷酸盐现象。受红雁池二电厂的委托，国家电力公司热工对#2机组进行了磷酸盐现象原因查定试验，其结果如下。运行时控制水位-20mm~-30mm。由于#2炉的炉水取样管在连排管水平段的顶部，有部分蒸汽进入取样管，导致所量在3l以；当蒸汽硅含量而炉水硅浓2连续排污图 图 案例5黔东电力1号锅炉再热器爆2008826652分，#1机组首次并网发电一次成功，930168小时试运2009220日，#1锅炉高温再热器发生爆管，在技术人员检查爆管情况时，发现高温再T91管的内壁存在严重的溃疡性腐蚀坑，为了从根本上查清楚#1T91热工对#1机组锅炉高温再热器T91管内壁腐蚀原因进行全面分析，以查清腐蚀≤0.μSc（25℃3.5MPa4.2MPa。混床内树脂采用体外再生，2台运行，再生系统采用高分离效果的“高塔”100%通过凝结水流量的超温超压4-2、4-4所示。4-1：再热器系统布置图4-1：48排内5炉前 4-3：48排内5水平管段的上半部4-4：48排内5水平管段的下半部2009331日内窥镜检查9根高再管子中，有2根管子内壁腐蚀严重，占检查22%，详细检查结果参见表4-1，腐蚀形貌参见4-5～4-22；2009年2月20日高再割管检查中，腐蚀严重的管子也基本占20%左右，而且具有随机性。1/轻/轻/2轻/3轻轻轻轻/4轻轻轻轻/5轻轻轻轻67轻轻轻轻轻8轻轻轻轻轻423管样前弯头内壁腐蚀部位的腐蚀产物进行元素分析和物相分S4PIONEERX射线荧光光谱仪，物相分析采用日本理学电机公司生产的D／max2400X射线衍射仪，分析结果详见表4-10。1约为95.6%；其次为含量约为4.4%。2O3456P789VKS（包括FeCr2O4），含量约为4.4%。腐蚀产物几乎全部是Fe2O3，表明腐蚀发生时环境介质中含有用超声波机超声1小时。U型管的下弯头处和水平段，这些受污染的#1机组锅炉水压试验结束后，因安装需要试验用水被放掉，但是高再管子内的水不可能完U型管下部产生不同程度的积水；锅炉放水时，由于排气门打开，因此空气将表面用锉刀打磨处理干净的管样（423炉后直管段上半部截取）500mg/L氨水+200mg/L联氨的除盐水中，瓶口密封，41515:00开始。2009820日检查仍然没有任何锈点，然后将瓶口塞子松开，漏出小的缝隙；99日检查仍然没有任何锈点，于是将瓶中水溶液倒出至液面刚浸过试样，瓶口留有小的缝隙。1013日检查仍然无任何锈点，如4-36所示。空气相通后，2个月内仍然没有锈点。1014发生了腐蚀；3天后10月17日腐蚀形貌如4-38所示，腐蚀在原有基础扩展；10月28日观察结果如4-39所示，从中可以明显的看出，腐蚀继续加重，但是表面没有沾污的部位

500mg/L氨水+200mg/L联氨的除盐水中，管样一半在水中一半在液面外，在管样的中间部位撒了一些土，瓶口盖一块表面皿，415日下午15:00开始。820日检查，发现内表面撒土的部位明显锈蚀，其它部位腐蚀轻微，具体见40（b4-40（d。40（f，4处大的腐蚀坑，最大坑直径约为2.5mm，深度约为1.0mm。海勃湾发电厂#5机组在后，从机组启动到机组正常运行的48小时里，发现除氧器出口YDYDYDYD并网后 000022监督项温 压力4酸盐，有的炉水PO3-含量达到数mg/L，炉水pH值却明显低于9，甚至锅炉水加酚酞指示剂后，并不显酚酞碱度。这种情况也表明该锅炉运行时锅内也有磷酸盐“暂时”现象。4pH30020090化的结果。如图1。

11号、2福建太平洋电力2×362MW燃煤发电机组，2005年5月时，发现锅炉的结垢637g/m2136.4g/m2.a。20058月西安热工研究福建太平洋电力湄洲湾电厂#1、#2锅炉是FOSTERWHEELER生产的亚临界、一次炉结构为单炉膛、П型、有水平烟道和竖井烟道，天悬吊布置。锅炉水冷壁和尾部包覆过热式制粉系统、前后墙对冲、悬浮燃烧方式。、后水冷壁墙上，分上下两层共布置16只旋流燃烧器，其中前后墙各布置8台，并且沿炉膛高度分为上下两排布置。汽轮发电机组(型号T.2B.380.30.02.46)为法国阿尔斯通公司生产的双缸、双排汽、亚临界、真空除氧在凝结器中完成。在机组启停及低于50%负荷时，打开从辅助蒸汽来的加热蒸汽，使50％处理量的凝汽器旁路系统。精处理系统采用体外再生混床。再生R，控品质，使水汽系统的氢电导率，引起系统的腐蚀。2）由于给水添加了除氧剂，水汽系统处0.15S/cm100%的凝结水精处理系统。目前湄州湾发电厂的给水水质给水的氢电导率小于0.15S/cm，能达到OT处理的要求，但由于凝结水有50％经过旁路系统，100%的处理量。因此，不适宜进行氧化处理。根据目前机组的条件，可对给水进行弱是在一定程度上提高水的氧化还原电位ORP，使金属表面所生成的氧化膜主要为α-Fe2O3和Fe3O4，溶解度相对较低，防腐效果介于OT和AVT(R)之间。问题是当锅炉负荷和压力的变化时，特别是在机组启动的过程中，磷酸盐容易发生“暂时”现象。磷酸盐发生“暂时”时，局部炉水pH会偏低，引起水冷壁管发生酸性磷酸盐腐蚀，给水加碳酰肼处理，可导致水汽品质，从而增加水汽系统的腐蚀倾向性。而给水采用提高给水的pH可以在一定程度上降低水汽系统的腐蚀速率。但给水pH太高时，将使凝结水冷壁向火侧垢量一般达到300g/m2左右，垢样主要成分为Fe3O4，其余为Cu、Mn等金属4钠混合溶液中PO3-:NaOH=2:1，pH9.0~9.6的范围。4R导则2004年就颁布实施，但是他们不知道，缺乏对外联络导致技术。凝汽器，与凝结水混合，这是设计错误，导致实际处理水量只有25%左右，因此给水的含铁量较高，锅炉的结垢速率比正常高1-2倍。厂商推荐的给水加碳酰肼、炉水采用协调磷酸盐处理是70年代的技术。能源妈湾发电总厂#1~#6机组锅炉是哈尔滨锅炉厂制造的强制循环汽包炉。#1~#4为1025t/h，过热蒸汽出口压力为17.55MPa。配有哈尔滨汽轮机厂制造300MW的汽轮机。#1~#6机组投运的时间分别为年月、年月、年月、1997年11月、2002年10月和2003#1~#4机组在检修中均发现过热器和再热器的下弯头中有以磷酸盐和铁氧化物为主要成为了解决蒸汽中的磷酸盐等固态盐类携带的问题，首先要检测各锅炉蒸汽中磷酸盐的携带西安热工和能源妈湾发电总厂合作，于2006年5月～2006年#1～4、6锅炉蒸汽中磷酸盐含量和含钠量较高，#5机组与其它电厂相当，其中#3汽高得多，#3、#1锅炉饱和蒸汽磷酸盐含量比过热蒸汽高得多。理方式无关。建议尽量降低炉水磷酸盐的加入量和氢氧化钠的加入量，在#1～#6机组精处125g1箱(1m3)方式配药，计100%15Hz～30HzpH:9.10~9.50，氢电导率小3μS/cm（最好小于2μS/cm4μS/cm～12μS/cm范围内。30%～50%15Hz～30HzpH:9.10~9.50，氢电3μS/cm（最好小于2.0μS/cm4μS/cm～12μS/cm范围内。1.5μS/cm时，1KgNa3PO4·9H2O+125gNaOH（PO43-:NaOH=2:1）1(1m3)方电导率在7.5μS/cm～12μS/cm范围内。酸根含量小于1000μg/L，可以投运精处理混床；当精处理混床因故不能投运时，凝结水磷酸根含量小于10μg/L，才能考虑回收。由于#2～#5机组蒸汽品质与负荷升高速率有关，建议今后机组升负荷时尽量控制混合物的夹层焊缝、或砂眼，避免饱和蒸汽带水，这一点在#3、#2、#1机组中尤为引起注建议试验班配一高精度的便携电导率表。pH计算可参考下式：DL/T都出过事故，而后补加往往受到空间位置、等限制。所以，应从设计开始。电厂3#、#4机组、大唐电厂1#～#4机组、大唐盘山电厂1#、#2机组、妈湾电1#～#6－1025/18.2－Ⅱ7，199611月投产。1#锅炉设计炉内水处理方式为协调磷酸盐处理，投产后采取全挥发处理。从年月日起至99日，1#锅炉陆续发10次水冷壁氢脆pHpHpH＞9.5和炉水pH＜9.0的现象。炉管上容易产生沉积物；循环水补充水为弱酸床出水，pH和碱度低，氯离子含量比较高，凝汽pHpH更低，就19989181#1#锅炉炉水在PO43-0.4mg/L以下，加药方式为连续加药。了平衡磷酸盐处理。多年来，4台锅炉均未发现明显的磷酸盐暂时现象。1999年3月，在太原二电厂进行水汽系统查定试验时发现该厂多年来水汽系统铁、铜和硅的含量经常为0。经发现，该厂在进行上述几项指标的测定时，没有按照规定扣减空白值，#1、#3、#1、有有有有无有℃器个排234222第46 共17218.5MPa以上，蒸汽溶解携带盐分的现象非常明显，如果蒸汽在过热器中的①汽水分离顶部的饱和蒸汽引出管至顶棚过热器。通过三次汽、水分离后，300MW及以上机组的饱和包压力剧变(如负荷的快速变动)都容易使汽、水分离效果变差，污染蒸汽品质。锅炉运行②设计问题目前发现引起汽水分离效果差的设计因素主要包括以下几个方面：a.器设计的出力太大，或设计的台数过少，在高负荷下汽水分离器超出力。b.在启、停锅炉⑤运行问题因运行参数控制不当引起的汽水分离效果差主要包括以下几个方面：a.汽包水位控制的太高或太低；b.负荷升降速率过快；c.锅炉瞬间超出力。12月日正式投运。自年月首次点火至年4月14次检修前停运，已累520日，2007415日#3A该锅炉为哈尔滨锅炉公司引进ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的HG-2023/17.6-YM4型锅炉。亚临界压力、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、Π型布置、ZGM-1232023t/h1801t/h，主蒸汽温度540℃，过热蒸汽经二级减温进入汽轮机。1mm，在额定负荷的蒸汽耗量比原设计水的pH控制偏低引起的。虽然pH表显示合格，但由于表计实际pH偏低。锅炉水冷壁和省煤器内表面的少量针孔状腐蚀坑也跟给水的实际pH控制偏低有关。积盐的主要成分是Na3PO4；再热器的积盐的主要成分也是Na3PO4。高压缸的积盐主要是Na3PO4，它主要是由于汽包夹层焊缝开裂，汽水分离短路，造中压缸和低压缸的积盐主要是NaCl，它主要是饱和蒸汽的机械携带或减温水污染而叶片的材质均为高合金钢，很容易引起氯离子的腐蚀。NaCl的来源一部分是因汽包汽水5000根铜管，将对#5、#6低加进出水室的分隔板脱落导致给水短路，使给水温度偏低，机组的热经济性下降。建议对#5、#6低加进出水室脱落的分隔板重新安装，并确保牢固；对水室内部在机组订货时应汽水分离装置的设计情况。以合同的形式提出汽水分离效率。单炉膛、HG－2070/17.5－HM8型强制循环汽包锅炉。直流式摆动燃烧器四角切圆燃烧，固日立公司技术设计和制造的亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽NZK600－式运行，#42007825168小时试运行后投入正式运行。运行中发现，①#3锅炉汽包乙侧就地“0”125mm左右，偏差较大；#3锅炉汽包甲侧及#4锅炉汽包两侧“0”水位均偏高30mm～50mm，偏差较小。②化学仪表#3、#4机组过热蒸汽钠表测量的准确性较高，能够比较反映蒸15n#3汽包水位及水位升降速率没有明显的对应关系，即水位在正常的范围内对蒸汽带水影响不112Φ254mm的旋风分离器明显偏少（其它制造厂同样尺寸在正常情况下，该尺寸的分离器每只最大出力不超过9t/h，而于#3、#4锅炉设计为最大蒸汽流量为18.6t/h。另外估计汽水分离装置损坏或汽包夹层焊缝有开裂或其他损坏。F-、CH3COO-、PO3-4HCOO-CO2F-含量与空冷系统大量焊接使用的焊药以及使用了含氟的垫片溶出有关。但是随着时间的延长，F-溶出的量会逐渐减少。PO3-4水分离缺陷消除后自动会。CH3COO-、HCOO-可能与树脂粉末的分解有关，CO2主要在机组订货时应汽水分离装置的设计情况。以合同的形式提出汽水分离效率。会导致汽水分离效果差。另外，有的锅炉制造厂照搬国外的技术，而国外（如、和过热蒸汽出口压力为9.8MPa(表压)的汽包锅炉。结构形式为—架支吊结构、全膜式水应一台125MW抽汽式汽轮发电机。汽轮机凝结水→轴封加热器→低压加热器→低压除氧器→高压除氧器→给水泵→高压给水→两台炉汽包→两台炉过热蒸汽→主蒸汽→凝结水。化学锅炉补给水补水至低压除氧器。0.30μs/cm，压力小于12.16Mpa的给水阳电导率没有要求。但是电厂为了提高机组管理标准，将＃1、＃2炉水汽指标按照12.17-15.8Mpa等级进行控制。2009年1月9日起，电厂技术人员发现凝结水溶解氧开始出现、其中一台炉省煤范范范范合率1范范范范合率1227-由于给水电导率基本在要求的范围内，而该机组#1炉给水电导，原认为是凝结水给水电导也同样出现现象，而#2炉给水电导在合格范围内，而且两炉给水水源一样。因此认为还有其它影响因素影响1炉给水电导率。+-很大，而其它水汽样电导率指示则变化不大。同时发现#1滤器滤元颜色较深，而#2机组小阳床前没有过滤器。根据这种情况，对#1炉给水水样小阳11案例4大唐电厂1号、2号锅大唐电厂一期工程2×600MW机组，2003年08月23日正式投产发电。2008年锅炉为哈尔滨锅炉公司引进燃烧工程公司（CE）技术设计和制造的亚临烧方式、固态排渣。最大连续出力为2008.4吨/小时。汽轮机、电机制商为株式会日立制所汽轮机为轴、三（高中缸合缸643WWO实际运行控制在9.2-9.4。高压叶片第2（取样时间O主要成分是：Na3PO4：P高压叶片第3（取样时间O主要成分是：Na3PO4：%P高压叶片第8（取样时间O73.04%Na2HPO4：AlPO4：4.97%Cu：PS中压叶片第5（取样时间O主要成分是：Na2SiO3：Na2CO3：18.94%Fe3O4：PSC220041228日首次并网发电。1号机组运行一年后，打开汽轮机，发现高压缸有严重的积盐现象，积盐的厚度超过2mm，严重影响机组的安全运行。因此，河曲电厂邀 112通过对运行数据分析认为，1号锅炉在运行时饱和蒸汽的含钠量就严重，达到数十2mm以上。专家们认为是汽包内汽水分离装置有问题。本次检波纹板干燥器以上，也就是说，从水冷壁返回汽包的汽水混合物有一部分任何分离直接国电石横电厂5号机组为300MW界汽包炉，2007年7月完成调试，至200919了成分分析，其主要成分为：铁、钠、磷酸盐及少量的二氧化硅等，没有硬度。沉积物pH 0 / / / 合计90另一边60度的弯关处。里面的沉积物厚处接近另一个另一个管内倒出来的沉倒出来的图 上附着。#5炉自2008年7月调试（含168小时）完成，至2009年11月累积运行1年时间温低，主汽温从540℃迅速滑落到380℃。后检查发现炉水水位控制偏高，将DCS系统中的150mmpH7－8，运行人员采用了加入磷酸三钠提高pH方法，将磷酸盐至20～30mg/L，pH得以提高到9以上，这种状况运行了几天。而这段的碳运行十个月左右就发生腐蚀穿孔，如图2-1所示。1000t/h～1500t/h之间，每台高加盘管为684为图2-1电厂#2机组#6高加损坏的部位和内表面状态膜由Fe3O4变为α－Fe2O3，提高氧化膜附着力，使流动加速腐蚀减轻或消除。用900的弯头。当不可避免时，应增加弯头的曲率半径。腐蚀。例如，某电厂#2机组(500WM)在投产10个月后，ReRe＞20000为紊流状态；Re<20000为层流状态。水只有处于紊流状态才会对钢铁产生流动加速腐蚀。根据实际运行Re=24000，所以盘管内流动状态为紊流状态。在盘管的弯头处，水流动条件水流的冲击下会、溶解使之铁的表面不再具有保护性，即发生流动加速腐蚀(FAC)。案例1×××电×××电厂56号机组为300MW直流炉，#7、#8锅炉型号为福州电厂2号锅炉系三菱株式会社生产的CE辅助汽包锅炉，配有350MW汽轮发电机。在2005年5月大修期间，某酸洗公司使用柠檬酸介质进行过化学，机组大a9.55%（元素质量百分比。同时采用酸溶法测定了b环，同时#1角也有可能热负荷较高，导致该区优先发生氢脆损坏爆管。则DL/T794-2001所规定的标准300~400g/m2。如此高的沉积物在运行中必将大大增加受福州电厂的委托，西安热工对其所提供的水冷壁管样进行了实验西安热工负责化学技术指导，提供用缓蚀剂，提供设备，14:2519.17g/m2，除垢率为95.51%。过程测得水冷壁管SA210C指示片的平均腐蚀总量为9.387g/m2，平均腐蚀速水冷壁管平均残余垢量为22.81g/m2，除垢率为95.51%。监视管内腐蚀指示片的腐蚀总量为9.39g/m2，腐蚀速率为0.853g/(m2.h)，效果达到了DL/T794-2001《火力发电厂锅炉化学清导则》的要求。最大结垢量超过4000g/㎡！2×500MW捷克产直流机组，1199111月并网森汽轮机厂生产的K500-16.18型、界、一级中间再热、单轴四缸、四排汽、双背压冲动凝汽式汽轮机，全流量凝结水精处理。119918月进行投运前酸洗，捷克厂方CSN417341钢弯头频繁泄漏。原因分析认为，弯头泄漏的原因属于Cr-Ni奥氏体不锈钢的敏化态晶界应力腐蚀破裂，内外壁存在严重的材料缺2001年8月编制完方案，2001年11月1日实施酸洗。酸洗范围：省煤器、水冷壁、汽2%3%，硫25加完硫酸，17：50因三根高温再热器管泄漏被迫进行酸洗排放。酸洗后进行水压试验发现有128根再热器管泄漏，泄漏管均为CSN417341（Cr-Ni奥氏体不锈钢。机组累计运行57000小时。案例3南阳天益发电公司2号锅管的事例。南阳天益发电公司#2锅炉为安装东方锅炉26311320、22、24日连续相的区域（54米向上54

1沉积物内窥镜内图3平顶突起清除观察（视野直径 图4加工脱落和沉积断0.04,0.063,0.08,0.1,0.125,0.16,0.04,0.063,0.08,0.1,0.125,0.16,0.25,0.4,

图5二次酸洗残留 图6筛分物尺寸比例分化 表1主要工艺过序步监督时控制范1浊澄23DD出4澄5钝温出前后清理、冲洗不彻底。有钢砂、焊渣，砂粒，甚至更长的轧皮存留，影响各pH后不可避免的产生氢氧化铁的沉积。54米至上联箱之间水全部变成蒸汽，7突起物下游异常沉积示意图DN38mm小口径炉管，影响更大。其原理示意如图7。炉酸洗后停放40天以后才启动。野马寨电厂2号炉是由东方锅炉厂生产的DG670/13.7—19型压、一次中间相应液温度130±5℃；开启省煤器再循环门，利用两台强制循环泵让省煤器参与强制致密保护膜。腐蚀指示片：腐蚀速率1.90g/m2·h、腐蚀总量34.0g/m2，综合评价： EDTA（残%NaOH162kgEDTA（残%NaOH162kg水冷壁四壁测温点有三处温度分别为水冷壁四壁测温点温度分别为307水冷壁四壁测温点温度分别为250液中全铁最高达12500mg/L，说明锈蚀较严重，在点火初期发现温升很不均匀，经频BHW3564只两行纵向排列的Φ350mm带导流板的旋风分离器，与汽包之间50%50%给水直接引至水室。6根Φ426mm的集中降水管，管口装有十字型栅栏，用以防止下水旋流。四侧水冷壁22个回路，其中前、后侧6个回路，两侧5个回路，水冷630根Φ60×6.5mm12根连接管，两侧水冷壁上集箱各有10根连接管，规格为Φ159×14mm；后侧水冷壁上集箱、斜包墙管上集箱各用6、12根Φ5.12%盐酸+0.3%盐酸缓蚀剂、温度50～60℃，酸洗时间6小时，终点残余盐酸浓度1.7%；酸洗后冲洗至全铁45mg/L；漂洗剂：0.15%柠檬酸盐酸+0.1%盐酸缓蚀剂、漂洗85℃、钝化时间24小时。以上记录数据主要是酸洗公司移交给电厂的化学数据。表 ％％00--％00--%--％％00--％--％9.8%6.3%（元素质量百分比。同时采用1#角口下管样背火 217.6g/m2；基体表面无宏观裂纹1#角口下管样向火 223.5g/m2，基体表面有大量金黄色垢量1#角口上管样背火 213.2g/m2；基体表面无宏观裂纹1#角口上管样向火 267.2g/m2，基体表面有大量金黄色垢量2#角前管样背火 248.5g/m2；基体表面无宏观裂纹2#角前管样向火 238.1g/m2，后基体表面无宏观裂纹#1角水冷壁管样向火侧积累了大量的氧化铁垢和单质铜，造成局部过热和腐蚀沉积加速的恶性循环，同时#1角也有可能热负荷较高，导致该区优先发生氢脆损坏爆管。可以即使推断采用合适的剂时，初始盐酸浓度5.1%，要把垢量绝大部分下来，清积物。根据动态模拟试验结果与可操作性、经济性，提出了EDTA和盐酸二个方厂药品检验、正式系统的和操作、过程监督等。2号锅炉在2003年3月7日进行了化学，于3月11日顺利结束。经割管检查，锅指示片的平均腐蚀总量为7.8g/m2，平均腐蚀速率为1.3g/(m2.h)。效果达到了蚀总量为7.8g/m2，腐蚀速率为1.3g/(m2.h)，效果达到了DL/T794-2001《火力发电厂锅酸洗前的垢量及成份分析工作不严谨，应在有资质的单位进行分析工作。化学过酸洗作业不够规范，化学的终点判断不科学，应以监视管段的效果、液锅炉化学后，在热力系统内部存在着大量较稀松的沉积物，机组上水时，甚至可邯峰发电厂厂#2机组为全进口600MW等级界参数机组。该机组锅炉于2001年6 3.1水容汽包容积1.5.3部分材 SA—SA—3.2回大回路循环：溶液箱泵省煤器汽包全部水冷壁溶液箱Ⅰ回路循环：溶液箱泵省煤器汽包左半侧水冷壁溶液箱实际过程回路：溶液箱泵省煤器汽包全部水冷壁溶液 铜系统）为主。各种垢在汽轮机中的分布特性见图3-1。案例1热电3-23-13-2。元PS含注:能谱法元素分析不包括氧及原子量低于氧的元素。X射线衍射法分析物相，不能检测非晶体物质月日正式投运。自年月首次点火至年4月14次检修前停运，已累计运20日，2007415日#3机组首次进行A级检修。N600－16.7/537/537-Ⅰ。具有较好的热负荷和变负荷适应性，3-3：高压缸各级叶片的垢量测定结果1357O主要物象为PWS水的pH控制偏低引起的。虽然pH表显示合格，但由于表计实际pH偏低。锅炉水冷壁和省煤器内表面的少量针孔状腐蚀坑也跟给水的实际pH控制偏低有关。积盐的主要成分是Na3PO4；再热器的积盐的主要成分也是Na3PO4。高压缸的积盐主要是Na3PO4，它主要是由于汽包夹层焊缝开裂，汽水分离短路，造池州九华发电#2机组锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的界、中间一次再热、控表面也呈白色。其他级呈铁灰色。叶片表观情况如图1、2、3所示。图1高压转子积盐情 要为OH—、CO2-、PO 455级叶片坑点情况6坏又与锅炉运行参数及锅炉内部汽水分离装置、汽包运行水位及炉水含盐量有:SiO2含量没有达到机组满负荷运行的水汽标准，另外，在机组满负荷运行期间，炉水pH值也比较高，最高值达到10.3以上。界压力直流锅炉，于1987～1990年相继投入运行。（VT（R，1990陆续将四台机组给水加联氨改为加二甲基酮肟（DMKODMKO处理后，缸通流部件铜沉积严重，见3-4，其中第3级叶片沉积量达11.7mg/cm2，其中铜含量达3-4高压缸发生严重的铜垢沉积3-4是#2DL/T561评价汽轮机沉积率规定，#2机组汽轮机高压缸沉积速率属于三类，即积盐较多。 12345678还原剂Cu+Cu2+，使之挥发性大大升高，因而轮机高压缸存在严重的铁垢和磷酸盐沉积问题，其中#4机组的沉积情况见图3-5。3-5妈湾电厂#2妈湾发电总厂4号机组在检修中均发现过热器和再热器的下弯头中有以磷酸盐和发现汽轮机高压缸积盐比较严重，叶片上沉积物的厚度约为1.5mm，最严重部位的沉积量达到150mg/cm2，明显影响汽轮机的安全性和经济性。沉积物元素分析和物相分析结果表明其主要成分是磷酸三钠和氧化铁，分别占60%～70%30%左右。为了解决蒸汽中的磷酸盐等盐类携带问题，20065月～20072月对例如，热电厂#1机组在新机组投产时，因对蒸汽系统吹扫不彻底，在机组启动后高压缸的调节级和再热蒸汽第1、2级的叶片有不同程度的机械损伤坑点，坑点最大直径可达3mm左右，坑深1mm左右。见图3-6。

的含硅量有关，还与汽包饱和蒸汽的压力有关。硅的溶解携带系数见表3-512568由于NaCl在饱和蒸汽中的溶解度也很小，在中压缸和低压缸叶片表面都可能发生沉。污不畅。汽轮机就可能发生硅垢的沉积，见图3-7。了进入到蒸汽就容易在中压缸发生氯化钠的沉积。分析结果见表3-6，表3-7，结垢情况见3-8。456789O主要物相为NaCl55.4%；其次Ca5(PO4)3(OH)，约12.6%Na3PO46.6%CPS汽逐渐出现湿分，到最后从低压缸排出，蒸汽的湿度可能达到12%。一般地，当蒸汽刚出一般来说，锅炉蒸汽中的杂质含量是很低的，如果按蒸汽的氢电导率小于0.3μS/cm计Cl-25μg/kg200μg/kg～2000μg/kg。这种蒸汽全pH9.0～9.6之间。如果低压缸流通通道的材料接触这样水，一般4%附近的区域进行的。这个区域称为威尔逊凝水不再是一般意义的凝结水，而是名副其实的盐水，见图3-9。10以上，因此，在汽轮机尾部的湿蒸汽区域，氨大部分存- 44例如，神头二电厂#2机组因混床终点控制不当，有大量的氯离子漏出还在运行，导致蒸汽蚀情况见图3-10。3-9神头二电厂#1机组混床出水阴离子含量（200382918:00取样Cl-SO2-（μg/L）NO-（μg/L）电导率表3- --000000000000000000003-11质量原子SCl-是一价阴离子，最容易穿过凝结水精处理进入水HClCl-3μg/kg，其目的之一就是防4-4NH4Cl形NaClpH很低，点腐30分钟后才能投运。这时海水已经进入锅炉，海水中的MgCl2、CaCl2在炉水中受热分解：MgCl2+2H2O→Mg(OH)CaCl2+2H2O→Ca(OH)2+2HClCa(OH)2+CO2→CaCO3↓+锈蚀最严重，见图3-11。腐蚀产物的pH值仅为3～4，并氯离子，是典型的盐酸腐蚀。低压转子的第11、12级锈蚀程度递减。位。受腐蚀部件的保护膜被全面的或局部的破坏，金属晶粒露，表现为银灰色，类似酸图3-12热电厂1#机组低压缸末级叶片轻微腐图3-13汕头电厂#2机组低压缸末级叶片腐3μg/kg。云电巡检司发电(简称巡检司电厂，以下同)装机容量为2×300MW，锅炉组。2009年8~9月，#7机按计划完成停机进行机组投产后的首次A级检修。2009年10月3#7巡检司电厂#7机于2009年9月完成大修化学监督检查，检查过程中汽轮机各级叶片表面干净，无积盐现象。大修结束后电厂按照安评要求，将#7100mm

给水溶解氧 给水溶解氧 过热过热400饱和炉水比电导 饱和炉水比电导开机时间对比分析，#7机钠表显示数值明显偏小。 0(-95005(-106(-8率较高，据此可排除水中溶解CO2进入热力设备的可能，垢样中的Na2CO3应是在停机后由有部分硅垢和少量的NaCl、氧化铁。

log(log(炉水

开机时间

开机时间

3-a开机后凝结水、给水和炉水钠含量变化 3-b开机后炉水水质变化 炉水和蒸汽品质变化如图3所示(数据由电厂提供)。如图3所示，开机后汽包维持在零液位运行，前30h凝结水含钠量最高达到9.58mg/L，汽包炉水钠含量最高达到32.4mg/L，比电203μS/cm，pH在6~7μg/L。造成凝结水、给水和炉水含盐量和pH值高的原因是低压级转子叶片上积盐被使炉水水质十分恶劣条件下，蒸汽中的含钠量情况不严重。当机组负荷上升至200MW21h，蒸汽品质发生显著变化，如图4所示，饱和蒸汽含钠量维持在10~16μg/L左12~20μg/L，分析原因主要是机组负荷增加，饱和蒸汽流速加大，蒸包水位未调整之前相当的水平。开机68h后，将汽包液位下调至-100mm，如图4所示，饱和稳，三者均保持在1~4μg/L水平变化。调下调 开机时间

以判断#7机积盐事故主要技术原因是汽包水位上调。事实上对汽包水位的调整工作，应参 情况与积盐严重程度不对称。因此#7机仪表准确性存在问题，日常工作存；二是对#7如3.1所述，#7机精处理设备运行存在管理情况，高混产水存在较长时间含盐水，故减温水中含盐也是造成#7机低压缸积盐的来源之一。巡检司电厂#7通问是重要原因之一，主要体现在：#7汽包水位调整工作并未向化学专业征求意见，化学专业也未主动了解和掌握机组的变化情极的题致最成盐。厂后作检司电厂#7机低压缸发生严重积盐事故与仪表的监督、制度存在有直接关系，直的基础。#7题，管理上存在部分员工系统培训、考核合格持证上岗的情况。建议电厂重视并加#7机积盐事故还出电厂在设备运行管理制度及执行监督工作存在，如4.4所四、凝结水精处理吴泾发电公司11、12号机组为300MW界汽包锅炉机组，锅炉给水采用0.2（µS/c，25°C，呈现出凝汽器渗漏迹象。后，阳离全部转换为氢离子，并与水样中杂质阴离子（如Cl－、SO42－、PO43－、NO3－、HCO3TOC测试结或降低CO2对氢电导率的影响，将使水汽系统运行状况的判断更加精确。利用一定的物理化学方法，将水汽中的残留CO2去除，然后对脱气后水汽的氢电导率进行Conductivity，SC率（CC）以及脱气氢电导率（DCC）之间的关系如图1、2所示。2SC、CCDCC采用脱气氢导测试仪（D）11、12DCC，并进行比对分析。图3为D结构图，水样由底部进口进入测试系统，经过氢离子交换柱去除其中子，进入氢电导率测试管测试脱气前CC，然后，水样进入脱气单元，CO2被排出，脱气后的水样经冷却后进入脱气氢导测试管测试DCC。

图 的结 1）1112号机组的凝结水CCDCC差异并不显著，且均低于0.10μS/cm。表明两台机组凝结水中危害较大的无机阴离子（Cl－）含量均不高，且处于同一水平，可排除11号机组凝结水中存在某些严重影响水汽品质问题（如凝汽器泄漏等）的可能。2）11号机组凝结水CCDCC的差值较大，表明其存在较多的CO2。根据定量计算模型进35μg/L以上。考虑到11、12号机组凝补水水质一致，可排除有机物降解产生的二3）11号机组脱硫系统进行改造期间，随即发生凝结水氢导显著上升的情况，11CO2含量较高的原因之一。1.1运行，锅炉的补给水为二级除盐水，设计补给水率约为1.0~1.4%。凝结水精处理系统是由2×454t/h43℃。机组正常运行时，两台混床可以满足运行要求。当出水电导1.2过程及原因分2007911Cl-Cl-不断从高速混床中释放出来，在炉内浓缩而使炉水中Cl-严重。1.3度的检测，控制炉水的电导率不应大于20μS/cm，如果超过此值，必须立即进行定排。深度约0.2mm，没有发现更严重的腐蚀情况，如下：2大唐哈尔滨第一热电厂#1pHCl-30005000µg/L。确定炉水经过近10天的检测，没有发现Cl-含量异常的水样，但炉水中Cl-含量还是很高，只能1000µg/L左右，这远远超过了炉水氢氧化钠处理对氯离子含量450µg/L，认为是再为了检查炉水氯离子含量长期对锅炉造成的腐蚀，保证锅炉的安全运行，2010年8月损坏和丢失，致使仪表无法投运，而且在机组运行后近10个月的时间内，还没有解决，严613日取样、14日送检对酸碱送于电科院检测，结果表明，再生用氢氧化钠含氯化钠超并用合格碱再生，（配备4300W，O（O200年32于再生用碱质量。表1为相同再生条件下的不同品质碱（电厂碱槽取得的用碱与供货槽 式中，XOH为阴离子交换树脂再生度；XCl为阴离子交换树脂失效度；[ROH]为氢氧型树脂的浓度KOH=([RC1]×[OH-])/([ROH]×[Cl- 显然，(4)式表示了再生液中碱的纯度，而(5)式则表示再生液中杂质的含量。XOH与XClYOH与YCl之间有如下 KOH＝(1-XOH)×YOH/[XOH×(1- 图1YOH=[OH-]/([OH]+[Cl-氢氧化钠》（GB209-2006IL-IT-Ⅱ)验收。1.浙江浙能长兴发电装机容量4×300MW界汽包炉机组，凝结水精处理系统再长兴发电的化学仪表自投运后因化学仪表人员不足，定期校验制度无法实行，而引起了一次炉水pH急剧下降的异常。后来采取紧急措施后炉水pH恢复正常。ART、CRT100m的延程长度，在汽机房零米靠近ART、CRT处与除盐水汇流。再生泵出虽然安装了阻尼器，但在实际再生过程中发五、化学制水表现在原水pH值升高，水中有机物含量增加，水中含盐量无明显增加。受污染，全厂锅炉补给水系统全停，依靠原有的除盐水只可供全厂运行2天。余姚燃气发电装机容量为2×390MW，原水取自当地的姚江，设计使用聚合铁为pH5.5左右，出水铁离子残留严重。

华电宿州发电一期工程（2×600MW）#2机组锅炉为东方锅炉制造50%30%容量的电动给水泵，电动给水泵作为机组启动及事故坏来判断药剂的适用性，具体装置见图2。冷却水处理设计规范中敞开式循环冷却水系统污垢热阻值宜为4

4碱阳树脂+弱碱、强碱阴树脂）+2×90T/Hr20小时。5Na+40-50μg/L，一般夏季运行20-23小时（冬17小时）Na+升高100μg/L，系统停运再生201032日开始，阳Na+开始升高。刚再生后Na+80-90μg/LB10-12小时，A5小时后Na+就升高到100μg/L。的铁部分在再生及置换时被排除交换器，但部分也随着后来的正洗及运行被带到交换器，电厂4360MW机组锅炉除盐补给水处理装置由一期和二期组成，一期由法国Degvemont公司设计并提供成套设备，补给水处理采用二级除盐，系统为单元制，设两系列，每MILANO86t/h，正常情况下，设备一系列运行，一系列备用，亦可双系列同时运行，一期除盐系统主要作为＃31、＃32机组的补给水与供给系统，主要供给两台锅炉补充给水，有一部分还100mL100mL,24小时后，观察到从酸车中取盐酸样根据结果，问题出现在酸罐中；故在酸罐中盐酸用完后，用水冲洗酸罐并人工用面1、15号机炉水异常现象pH值基2、分析与处理为100%除盐水，也就是说补水量跟锅炉的蒸发量基本相同。机酸，并进行浓缩，致使炉水pH值出现持续降低的现象。太原第一发电厂15号机组炉水pH值降低原因系补充水所携带有机物在锅炉内受热浓缩、分中TOC含量看出是其它正常运行机组10倍左右，炉水中TOC含量明显比别的锅炉大很多。对于太原第一发电厂不同机组来说，造成15号机组锅炉炉水中TOC含量明显比其它正常运行机组锅炉炉水中TOC含量高的原因是机组的给水不同而引起的，15号机组给水是100%的除盐水，而其它中和，就会引起炉水pH值降低。所以炉水pH值降低原因系锅炉补充水所携带有机物（TOC）在组来说，其补充水就是二级除盐水，因此降低二级除盐水中残余的TOC含量是解决15号机组水原水澄清池L原水澄清池LLY过滤器细砂过滤器反渗透反渗透阴床阳床混床除盐水阴床阳床混床改造后的炉水的pH值在9.07～9.18之间；炉水的钠在580～760µg/L之间；炉水的电导率在3.66～4.68µS/cm之间。蒸汽的氢电导率小于0.257µS/cm。15号机组水汽品质完全恢复了正量与其它正常运行的机组相比差别不大。15号机组水汽质量达到了较好水平。六、工业水系统腐蚀案例1：玉环电厂1组满负荷运行时，用水量约700m3/h。由于碳道内壁的腐蚀使整个水体发黄，回水中的Fe含量达到1mg/L以上，而海水淡化产水（一级反渗透出水）的Fe含量基本在0.1mg/L以下，这表明管道的腐蚀相当严重。设备的2、工业水系统概述550mg/L，Cl-总量170～250mg/L。其流程如下：回用水来自回收水池；另一个供其它工业水用户的，总管管径为DN400。直埋敷设，布置采用普通的Q235A钢，直埋敷设部分采用孔网钢塑管材质，管径挂片圆环平，准确到0.01g；片表面的锈蚀情况和溶液颜色的变化，溶液体积均为500mL。（普通碳素钢A3）相同，在试验过程中利用线性极化法可以提供腐蚀的瞬间信息，利用挂片法算该条件下A3钢的平均腐蚀速率，较严重局部腐蚀存在的，还利用金相显微镜对蚀坑的大 1：取样时水质电导率数据235273235A3pH值对腐蚀速率影响的试验研究液体积Cl-腐蚀逐渐转变为局部腐蚀，pH越高局部腐蚀特征越明显。从腐蚀形态上分析，高pH时，腐蚀形态为局部腐蚀，发生腐蚀的面积远小于低pH时，但是平均腐蚀速率却相差很小，这表明，高pH时，局部腐蚀深度要远高于低pH时。因此，仅仅是简单的采取提高溶液pH的防腐方法，对于局酚酞碱度00SO4/率，试验结果如图5所示。 时间通过设计不同的管径及调整泵的流量使试验试片处于不同的流速，流速范围从pHA36 腐蚀速率失失失失失腐蚀速率腐蚀速率 流速A3pH=9.0×m/s流速0m/spH9.010.7，腐蚀速率减小幅度很小，这与在广口瓶中的静态挂片试验结果一致。由此表明，在流速非常低的水中，将溶液的pH提高到9.0左右对于防腐是比较合适的，再提高pH是不经济的，这与许多资料上研究结果一致。A3表7：静态条件下，不同缓蚀配方A3钢腐蚀速率试验数据体积00440440000040腐蚀速率，mm/0.0.0.0.0. 配 速JJJJ逐渐减小HSJ的加入量，以找到合适的HSJ8所示。成分计，A3钢基本不腐蚀。配流A3海水淡化产水（一级反渗透出水）对A3钢有很强的腐蚀性，A3钢在 化产水中的腐蚀速率达到2.8mm/a（流速为1m/s时pH10时，随着流速的升高，A3装机容量为×300MW2008年12#1#1209年7及原因进行2~4mm2，深 1-c研磨后的闸阀闸

1.SO4轴套材质为1Cr17Ni2，化学成分分别为：碳C硅锰磷P硫S铬镍钼--3.实验设分别对大唐软水池水，简称软水池水样、大唐配水井水（生水石灰系统前，简称配水443 3图2为进行小型模拟腐蚀试验结果，图2-a表示模拟试验过程中溶液的pH变化，2-b为浓缩过程中各水样HCO浓度的变化，2-c为浓缩过程中水中总铁的含量，2-d为浓缩过程中各333性。浓缩实验前3d软水池水样pH由8.58快速下降至8.01，向软水池水样中加入NaOH调整pH8.81，4dpH再次快速下降至8.25，再次添NaOHpH8.51后，软水池pH保持稳定，波动范围为8.5~8.6。配水井和巡检司水样pH333354HCO-HCO-33

2-2-0 2-2-2---0

6420 2.度在实验1~3d显著上升，至试验第4d铁浓度开始保持稳定，而配水井水样和巡检司水样在整个通气条件和水质对水样pH变化的影响

1#大1#大唐软水池通大气2#大唐软水池通大气3#大唐软水池通大气pH变化5-pH

#1#1软水池密闭水样#2软水池密闭水样#3软水池密闭水样5- 6-

#1配#1配水井密闭水6-

pH7.8~7.9左右。222223322332 5.pH333灰软化处理，水中只存在少量的OH-和HCO-，大部分HCO-和CO2被除去，这种水质条件使333 生水石灰软化处理对水质冲击和水中溶解CO2腐蚀的影响3HCO-Ca2+334.5~5.5mmol/L下降至2.0mmol/L，电导率由420µs/cm左右下降至220µs/cm左右，这个过程使HCO-使得水3Ca(HCO3)2CaO2CaCO3 3232

用下，可能存在pH小于8.0的现象造成腐蚀。同时除去HCO3后的水，其结垢性下降，侵蚀性大2COH+发生腐蚀外，还可直接传递到钢材表面吸附，2pHCO2腐蚀的金属材料主要有：铸铁、铸钢、碳钢和低合金钢，当合金中添加Cr超过12%时可增加对CO2的耐蚀性。从腐蚀情况中得知，大唐电厂生水系统腐蚀速度最快的为铸铁，其次为碳钢，含Cr 443232

CO2pH条件，当水溶液由较高流速时，CO2侵蚀得到进一步加强。七、停机保养腐蚀损坏pH值，这时会对金属产生严重最发组18的60W于91年5，1985末生，是引的一台60MW机组。锅炉由德国引进汽轮机电法尔—。台60W于 年月 日移试产四工扩两台 W超临界燃发电机。1mm，而过热器则没有类似的腐蚀现象。由于机组在运行期间，再热器管内元宝山电厂#1机组锅炉为苏尔寿公司生产的低倍率界塔式布置的复合循环锅炉。主要参数为：额定出力921T/h、主蒸汽温度545℃、主蒸汽压力187.6kg/cm2。该机组1978年投入运行，1988年进行第一次酸洗，2002年9月进行第二次酸洗。年以前精处理混床采用氢型运行，20010.2µS/cm或二氧化15µg/L为失效控制标准。因无前置过滤器，因此混床对凝结水起着机械过滤与离子交换2004年以前的检修未发现再H/OHNH4，但混床继续运行时对进水水质的波动性的适NaCl5-1。所以，NaCl以溶解携带的方式进入饱和蒸汽后，一般不会在过热器内沉积。在再热器中，NaCl的溶解度有着随压力NaClEPRI的规定，蒸汽的氯离子含量应控制在3µg/kg以下。解度，所以在再热器中沉积。在停机后，由于再热器存在湿份，凝结的水滴沿管壁，将沉积①凝结水处理的运行方式由H/OH转变为NH4/OH，一定要按照DL/T5068《火力发电厂К－500－240－4型汽轮机配套使用。#11998119日投产，#2机组于年月日投产。在年#1机组以级对流再热器（12Cr1MoV）下弯头在机组启机过程中发生爆管。割取10.15µS/cm以下以保证给水的质2010212日~417日#1B修，按火力发电厂机组大修化学检查特殊性，还有其他原因，本次B修只高压省煤器、中压省煤器、低压省煤和低压过热器的一、检查情况2*4mm左右，也有孔状小腐蚀点，直径二、腐蚀分析从以上检查情况，腐蚀的坑和点状的腐蚀形态看属于氧腐蚀。说明#1炉中低压省煤器、低73.4%Fe2O3，它在管壁附着力不大，易被水流带走，如低压过热器的疏水管有腐蚀坑种小孔存三、腐蚀原因：阳极：1/2Fe→1/2机组停用或临修时有空气进入热力设备系统海边空气含腐蚀气体多， CL- 空气将源源不断的溶入水中，导致pH下降，容易发生溶解氧腐蚀。国电九江发电厂#6锅炉是FOSTERWHEELER公司生产的双拱型单炉膛、W火焰燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固体排渣界参数自然循环汽包炉。主要设计参数：(1)最大连续蒸发量1170.4t/h；(2)过热器出口压力17.26MPa；(3)过热器出口温度541℃；(4)锅炉热效率为91.64%（5）汽包压力18.57MPa。前1小时加入。2010年5月8日打开汽包，检查情况如下：(1)汽包水汽分界线不明显，有两10cm2)20530汽SD20-8“火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法”测试，黑色粉末状物质主要为铁的氧化物，当共有4台机组，其中#1、#2机组为国产100MW机组，配备锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-410/9.8-PM13型自然循环汽包锅炉，汽轮机是哈尔滨汽轮机公司生产的N100-90/535型单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。该二台机组没有配置凝结水精处理装置。临界、中间再热、自然循环汽包锅炉，汽轮机是哈尔滨汽轮机公司生产的N300-16.7/538/538型界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。肟、和咪唑啉保护停炉剂。19962000年期间由于机组频繁调峰运行，2台机组停备用次数高达229次。其中采用十八胺保31次，咪唑啉法19次，肟法20次，其余为热炉钟后，加药完毕。加药期间水质监测表明，系统水汽的铁含量升高、pH值明显降低。保护后对2.2.1pHpH9.5～10.580公斤保护药剂。在2000年7月#2机组时发现低压缸末级隔板腐蚀较严重。2001年5月#1机组5-2#2165-3#117（导叶外缘5-4#117（板体凝结水的残余十八胺浓度小于1mg/L后投运凝结水精处理装置。除氧器底部积水边缘有少无憎水性，阴面有结露现象，但是金属表面有较好的憎水性，见5-5和5-6。排气管表图5- 图5- 根据多个采用十八胺电厂保护效果的19），凡是采用改性十八胺（用冰乙酸、乙醇或其pHpH4，造成酸性腐蚀。案例1丰城电厂#4炉汽轮机型号为N300-16.7/538/538，是由汽轮机厂根据西屋公司技术制造的界八、凝汽器管腐蚀损坏 b.凝汽器铜管图6-1残碳膜引起铜管腐蚀形貌GB/T5232HSn70-1100×倍率下观察到的管样组织未见2~3X射线能谱分析（DX4X射线能谱仪32.3%～75.9%，其中内表面呈斑状管样的表20mg/LNaCl溶液，温度为室温。对两种铜管在试验溶（SCE，624h稳定后，该差值为60mV～70mV。时间1------0-----膜的存在使得有残碳膜区域的电极电位比基体电位正60mV～70mV。上(与表面残碳膜的厚度及含碳量有关)，这将形成大阴极，残碳膜破裂处所出的铜基体电位O2+2H2O+4e=该化合物的稳定差，有转化成Cu2O的倾向，并使局部酸化，即：2CuCl+H2O=Cu2O+2H++2Cu2++H2O+2e=Cu2O+2Cu++H2O=Cu2O+因此腐蚀坑内一部分Cu+扩散迁移到坑表面的氧化亚铜膜的内表面上而被氧化为Cu2+，生成的Cu2+Cu+Cu+2：制造质量的影响23360根生产的BFe30-1-1铜管，规格为ф25mm×1mm×10000mm。机组冷却系统均为直流式，冷却水源为海水与淡水的混合水（随季节而变化。200211月以前，采用投加氯气的方式对冷却水进行杀生处理，200212月底改为投加次氯酸钠。#12001年首次出现凝20026100%涡流探伤，发现铜管存在一定程度的腐蚀，但并不严重，2003年以来，铜管泄漏频繁，200348月共发生泄漏十余均匀腐蚀的粗糙面和点蚀形成的小坑，其直径为0.5mm～5mm不等，减薄多在10%左右。5.3SEM相片中观察到这些不溶物多为疏松的颗粒状物，其表面有含量<20000—2000含量<20000—（DL/T712-2000）BFe30-1-1铜管使用范围。因此，由于水质条件造成腐蚀的可能细菌的杀灭效果。具体结果见表6-1.表6- 加药前加药后#1机凝汽器BFe30-1-1白铜管运行过程中由于