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1、全国火电厂水化学事故 案例分析,水处理水分析岗位资格考核委员会 二一一年七月,内 容 提 要,本书收集了全国火电厂近十年来水化学事故案例。通过案例的介绍和分析,对防止此类事故的发生,在技术上具有警示、指导作用,在工程上具有重要的参考价值。,主要内容,一、设计和基建。 二、机组运行。 三、机组停备用。 四、补给水制备。 五、发电机内冷却水系统。 六、锅炉化学清洗。 七、介绍了与火电厂相关的电化学腐蚀、应力腐蚀等不常见的一类事故的分析和处理。,前 言,本书是在火电厂水处理和水分析人员资格考核委员会的统一安排下进行组织编写的。本书收集了近十年来110个与火电厂水化学有关的案例。通过深入的分析,找出了
2、发生事故的原因,提出了解决方法或措施。对防止此类事故的发生在技术上具有警示、指导作用,在工程设计上具有重要的参考价值。,第一章 凝汽器泄漏引起水质恶化,第一节 因设计问题引起的腐蚀泄漏 第二节 运行管理问题 第三节 凝汽器腐蚀泄漏,第一节 因设计问题引起的腐蚀泄漏,案例1 华能大连电厂4号机组 案例2 天津大港电厂 案例3首钢京唐公司能源部热电分厂,案例1 华能大连电厂4号机组,1情况介绍 华能大连电厂4号机组为350MW亚临界汽包锅炉机组,凝汽器管为钛管,冷却水为海水。 1999年8月17日完成了第一次大修后启动,凝汽器管泄漏,被迫停机处理。,2原因分析,防冲击挡板设计的角度不合理。 防冲击
3、挡板设计的大小不合理。 高能量流体不应直接进入凝汽器。 沿海火电厂的凝汽器即使使用钛管,凝结水精处理也是必不可少的。,案例2 天津大港电厂,1情况介绍 该厂二期工程2300MW机组92年投运,凝汽器管为钛管,凝结水100%精处理。新机组投入运行时,凝结水精处理设备存在缺陷,长时间未对凝结水进行100%的处理。化学监督不到位,凝结水钠含量长期超标。因海水的漏入导致炉水中的氯离子升高,水冷壁发生大面积的氢脆爆管,新机组运行10个月后被迫更换了大部分水冷壁管。,2泄漏原因分析,当时设计没有经验,仅参考铜管凝汽器。钛管的厚度约为铜管的一半。从防腐的角度考虑是没有问题,但是从金属刚度(表明金属变形的物理
4、量)的角度考虑,凝汽器隔板间的距离明显偏大。计算表明凝汽器隔板间的距离最大不应超过1.0m,但该机组凝汽器的隔板间的跨距达到1.2m。在汽流的冲击下引起振动磨损。,3. 经验和教训,钛管凝汽器管板间的跨距规定不大于0.9m。从此再也没有发生因振动磨损引起泄漏问题。 新机组投运前,凝结水精水处理设备一定要调试完成,有缺陷时机组不得启动。 化学监督一定要到位。“放松化学监督,厂无宁日“。,案例3首钢京唐公司能源部热电厂,1情况介绍 该厂1、2号为300MW机组,于2010年8月发现其凝结水、炉水水质异常。分别为1042.08g/L和2062.71g/L,钠离子分别为475.28g/L和969.38
5、g/L。钙镁离子、硫酸根离子也超标严重。经现场检查发现,凝汽器钛管发生了断裂,造成严重的海水泄漏,从而导致了凝结水水质异常。,2. 经验和教训,(1)应重视和加强的日常分析监测,。当发现凝结水水质超标时,立即检查和堵漏处理。 (2)关注凝汽器泄漏与钛管胀口开裂、管材振动(汽水扰动)产生裂纹等因素有关。 (3)保证精处理系统一定的处理能力。 (4)加强对炉水pH值的及时调控。 (5)水汽质量劣化时,严格执行三级处理原则。,第二节 运行管理问题,案例1 深圳妈湾电厂 1情况介绍 妈湾电厂装有6台哈锅厂生产的亚临界汽包锅炉,凝汽器管材为钛管,机组原设计没有凝结水精处理。95年2号机组凝汽器空气抽出管
6、因防腐层脱落引起腐蚀泄漏。因为该管在凝汽器水室中,管内处于负压状态,腐蚀穿孔后海水直接通过该管进入凝汽器,污染了凝结水。由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天后才停机处理。,2经验和教训,沿海电厂即使安装钛管凝汽器,凝结水精处理设备也是必不可少的。没有凝结水精除盐的电厂几乎都因凝汽器的泄漏被迫非计划停机。有了凝结水精除盐,即使凝汽器泄漏,短期也不会严重影响给水水质,为停机提供宝贵的时间。接受华能大连电厂、大亚湾核电站海水泄漏的教训以及本厂的教训,妈湾发电总厂对6台机组都增设了凝结水精处理混床。,案例2 华能汕头电厂,1情况介绍 该厂一期装有
7、2台300MW亚临界汽包锅炉机组,凝汽器管材为乌克兰生产的白铜管(类似国产BFe30-1-1),凝结水2 50%精处理。由于乌克兰产的这一批白铜管是在原苏联解体后,首次由乌克兰单独生产,质量比较差。在1996年安装机组时对两台机组的45000根铜管进行涡流检查,有2200多根管因制造缺陷不合格。,1情况介绍(续),机组在运行中,凝汽器管(乌克兰产)经常泄漏,严重影响机组的安全性和经济性。由于设计的凝结水精处理量为250%,没有备用。运行管理者认为,万一在凝结水精处理再生期间凝汽器发生泄漏会影响机组的安全,所以只有在泄漏时才投入运行。事实证明,当发现凝汽器泄漏到投运精处理,需要2030分钟,这期
8、间海水进入锅炉,导致炉水的pH值下降,过热器、汽轮机腐蚀、积盐,其中1号机组汽轮机中压缸发生了酸性腐蚀,低压缸第3级叶片沉积物也比较多。2号机组汽轮机中、低压缸都发生了酸性腐蚀。,2经验和教训,沿海电厂的凝汽器管一般不选用白铜管。对于污染的海水,白铜管的耐腐蚀性很差。华能汕头电厂近海的海水有机物含量较高,海水中的漂浮物也较多,凝汽器管污堵后产生大量的生物粘泥,腐蚀较严重。 沿海电厂凝结水精处理必须100%的投运。设计时一定要考虑再生退出的时间,设置350%的处理流量是必要的。,案例3 达拉特电厂,1情况介绍 达拉特电厂一期工程2330MW亚临界参数机组。 1号机组于1995年10月15日投产,
9、 2000年2月发生炉水磷酸盐含量偏低异常现象。 2号机组于1996年11月30日投产,2001年8月也开始出现类似的现象。2001年4月对1号锅炉进行了EDTA清洗,投运6个月后锅炉水冷壁管发生了严重的腐蚀损坏,被迫更换400根水冷壁管。,2原因分析, 1号炉磷酸盐 “隐藏”现象,其原因是锅炉水冷壁管向火侧内表面有述硫酸钙镁水垢,结垢原因是机组启动初期凝汽器有泄漏而又没有及时投运凝结水精处理。经过EDTA清洗后热负荷高的水冷壁向火侧仍然含有大量的氧化铁沉积物。 硫酸钙水垢使磷酸盐“永久消失”现象。加大磷酸盐浓度至电导率近千,炉水仍无磷酸根。 硬度成分主要来自凝汽器泄漏,凝结水精处理没有100
10、%的投运。,3. 经验和教训,新建机组启动初期一定要密切监视凝结水水质。凝结水精除盐必须100%的投运 锅炉在启动时,应进行冷态和热态冲洗;升压时在低压阶段应从锅炉底部放水排污。 完善化学监督在线仪表,特别是凝结水氢电导率仪表、钠表应准确。它是污染物进入锅炉的第一道监测防线。 锅炉结硫酸钙水垢,不应采用EDTA清洗。,第三节 凝汽器腐蚀泄漏,在80年代以前我国的凝汽器管主要是黄铜管,90年代开始使用不锈钢管和钛管。现在新建的电厂,沿海普遍使用钛管,内地电厂主要使用不锈钢管。但无论是铜管还是不锈钢管,如果运行管理不当都会造成腐蚀泄漏。,一、凝汽器管板腐蚀,案例1 河北邯郸热电有限责任公司 1基本
11、情况 该公司在2008年初采用了不锈钢管内添加飘带方式来防止11号机组凝汽器管内污堵、通过循环水流动带动飘带旋转而去除污泥等物质,并防止不锈钢管内出现结垢现象,同时该机组胶球清洗系统被迫停运。该厂12号机组仍采用原胶球清洗系统。,2凝汽器管板腐蚀情况,对11号机检查发现,在凝汽器进水侧,管道壁和凝汽器管板防腐层基本完整,粘泥附着较少。在凝汽器出口侧下水室管板有多处形成大量锈瘤鼓包,且部分已连成片,锈瘤高度约1cm,瘤下腐蚀坑约1mm。管板上粘泥多,水室内有刺鼻的腐蚀气味。 通过灌水检查,上水室不锈钢管有微漏现象。,3凝汽器管板腐蚀原因分析,飘带运行效果不好。飘带本身也附着粘泥,运行阻力增大,流
12、速降低,使凝汽器运行环境更加恶劣。 水中有机物含量高。杀菌效果差,生物粘泥沉积腐蚀。 加装飘带后,凝汽器水流流速慢。,二、凝汽器白铜管微生物腐蚀,案例1 华能汕头电厂 1概述 该1号机组为300MW,96年投运。凝汽器共装有23360根乌克兰生产的白铜管,冷却水源为海水与淡水的混合水(随季节而变化)。2002年11月以前,采用投加氯气的方式对冷却水进行杀生处理,2002年12月底改为投加次氯酸钠。1号机组于2001年首次出现凝汽器铜管泄漏,于2002年6月检修期间对凝汽器铜管进行了100%涡流探伤,发现多根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,2003年4月至8月共
13、发生泄漏十余次,严重影响了机组的安全、经济运行。,2.原因分析,胶球清洗装置不能正常投运,凝汽器污堵较严重,使部分铜管在运行过程中水流不畅,使其表面附着生物粘泥,即使加入杀菌剂,污堵的管子仍不能有效的杀菌,从而造成铜管表面点腐蚀。 加次氯酸钠杀菌方式的间隔时间较长(510天),不能避免加药间隔期间微生物在铜管表面的附着滋生。,2.原因分析(续),对于水流畅通的铜管,冷却水水质能满足火力发电厂凝汽器管选材导则DL/T 712对BFe30-1-1白铜管使用的要求。对于水流不畅通的铜管,冷却水水质难以满足。,案例2 陕西宝鸡第二发电厂,1. 概述 该厂4号机组300MW于2001年2月投运。凝汽器空
14、抽区为白铜管,冷却水补给水水源为冯家山水库水。 2002年12月小修期间对凝汽器铜管抽管检查时,发现空抽区BFe30-1-1白铜管存在较为严重的大面积局部腐蚀和点腐蚀;主凝区HSn70-1黄铜管也存在一定程度的均匀腐蚀。,2.原因分析,白铜管投运初期表面没有形成良好的保护膜。主要原因是,机组启、停频繁,停用时间较长,且停用期间凝汽器没有放水通风,水中溶解氧逐渐被生物粘泥消耗使铜管表面氧化膜因缺氧而遭到破坏,加上胶球清洗装置不能正常投运以及运行过程中受到生物粘泥、微生物附着引起点蚀。 循环水中COD、铜离子含量高等各种因素会降低BTA缓蚀效率是黄铜管腐蚀的主要原因。,3.建议,凝汽器停用不大于3
15、天时,可将凝汽器充满水进行保护;停用时间超过3天应将凝汽器内的积水排放干净,打开人孔门通风。 加强胶球清洗,保持铜管表面清洁。 用凝汽器在线检测装置验确定投加缓蚀剂和杀菌剂的剂量。,案例3 安庆皖江发电有限公司,1基本情况 该2300MW机组1号机组于2004年12月投入商业运行。2006年11月进行B级检修发现279根白铜管有缺陷。进一步抽管检查表明,发生了严重的腐蚀。,2原因分析,白铜管在“婴儿期” 运行流速偏低、胶球清洗装置运行不正常。 冷却水偶尔遭受到有机物污染、冷却水杀菌处理装置运行不正常。 在铜管投运初期没有及时进行预膜处理。,3建议,尽快提高凝汽器冷却水的运行流速。 尽快完善凝汽
16、器冷却水胶球清洗系统。 尽快完善凝汽器冷却水杀菌处理系统,并按照相关标准、规程要求正常进行冷却水系统的杀菌灭藻处理。 对凝汽器铜管进行有效地预膜处理,并在运行过程中做好补膜处理。 建议按照相关标准要求,做好水质分析监控工作。,三、因残碳膜引起的腐蚀泄漏,案例1 广东云浮发电厂3号机组 1概况 3号机组2001年9月投入运行,2002年2月发现凝汽器泄漏,凝结水硬度为0.2mol/L,电导率为0.3S/cm。2002年4月停机检查,发现有6根铜管已腐蚀穿孔。,原因分析,定性、定量试验结果证明,备品新黄铜管内表面状态各异的附着物其成分含有大量的碳;并且残碳膜的存在使得有残碳膜区域的电极电位比基体电
17、位正60mV70mV。这将形成大阴极,残碳膜破裂处所暴露出的铜基体电位较负,是小阳极,这样将在残碳膜与膜的破裂或缺陷处之间形成局部电偶对,形成电化学腐蚀。,结论与建议,按DL/T712-2010发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则中之9.2.1.2条的规定有残碳膜者为不合格产品。不得安装。因此,在订货时,应向供货方明确提出铜管表面无残碳膜的要求。铜管到货后,应进行铜管内表面残碳膜的检验。 如果发现黄铜管内有残碳膜,可采用预氧化后整机酸洗的方式将整个凝汽器管的残碳膜一次性除去。,案例2 浙江钱清电厂,1概述 该厂装机为2125MW。1号机组于1999年9月投产,投产前对凝汽器铜管进行了硫酸亚铁成膜
18、处理。2000年11月对机组小修时发现凝汽器铜管已经有泄漏现象,至2001年5月大修时因腐蚀泄漏堵管已达两百多根。在大修中对凝汽器铜管进行了抽管检查,发现有大量的黄铜管存在不同程度的腐蚀,有的已经穿孔泄漏。,原因分析、建议,主要愿原因为残碳膜所致。 建议凝汽器整体氧化酸洗除去残碳膜。然后进行硫酸亚铁镀膜。 采用以上措施后再没有发生腐蚀。,案例3 广东连州电厂,1概述 该厂4125MW。凝汽器为黄铜管和白铜管782根(空抽区)。冷却水系统采用敞开式循环冷却,冷却水补充水水源为星子河水经混凝澄清后的出水。正常运行时,循环水的浓缩倍率为1.52.0。 1号机组于2000年1月投产,同年3月移交生产,
19、7月对凝汽器铜管进行了硫酸亚铁成膜处理。,冷却水补充水水质,新黄铜内表面深色膜成分分析,原因分析,分析了水质、管材和阻垢剂后认为腐蚀原因是残碳膜所致。 铜管内表面碳膜的产生跟铜管在拉伸过程中所用润滑剂的添加量及退火所选择的工艺条件等因素有关,其中以铜管拉伸过程中所添加的润滑剂为主要影响因素。这种有机的工艺润滑剂在退火过程中未能完全烧净,而残留附着于铜管的表面即形成碳膜,其状态为黑色膜,也可以是透明膜。,四、凝汽器铜管氨腐蚀,凝汽器铜管发生氨腐蚀的部位一般在凝汽器汽侧空抽区及附近部位。这主要是因为蒸汽中的氨后于蒸汽凝结,在最后形成的凝结水中氨的含量在几到几百mg/L不等,对于黄铜管极容易发生氨腐
20、蚀。因此凝汽器空抽区及附近的管子通常设计为耐氨腐蚀的白铜管,通常为BFe30-1-1。不锈钢管和钛管不发生氨腐蚀。,案例1 山东聊城发电厂,1概述 国电聊城电厂1、2号机组为600MW亚临界汽包锅炉。凝汽器结构为单流程,进出水在管束两端;管材:主凝区为黄铜管HSn70-1B,空抽区为BFe30-1-1白铜管。 2005年11月,国电聊城电厂1号机凝汽器发生较严重的泄漏,不得不停机查漏。,2原因分析,(1)铜管的氨蚀 常温下氨水溶液中氨的气液相分配比大约为10,即汽侧氨浓度是凝结水侧的10倍。在凝汽器的空抽区,由于局部富集以及隔板处凝结水过冷的影响,其氨含量比主凝结水高数十至数百倍,个别情况下可
21、能达到上千倍。 空抽区设计的较小,其周围的黄铜管发生氨腐蚀。,2原因分析(续),(2)应力腐蚀 黄铜管本身对应力腐蚀破裂敏感。在交变应力作用下(比如由于凝汽器管发生振动),则因压力变化,使管上的保护膜受到冲击而破坏;铜管支撑板与铜管接触处可能存在颤震,同时又有含氨的腐蚀介质时,会加剧腐蚀,最后使管子破裂。,五、不锈钢管腐蚀 案例1 河南鸭河发电有限公司,1. 概述 河南鸭河发电有限公司2号机组为350MW机组,1997年11月投产至2009年10月,经过两个大修周期。检查发现,不锈钢管内部普遍存在双层沉积物(粘泥),遂进行机械清洗,部分清除。机械清洗后凝汽器灌水,发现有600余根不锈钢管泄漏,
22、检查均为细小孔蚀。,分析建议,1)彻底清除内壁微生物膜和影响凝汽器管内流速的水生物。 2)继续加强以氢电导率和钠为核心参数的凝结水运行化学监督,可靠监督凝汽器管严密性和冷却水泄漏; 3)确定合适的杀生处理方式;运行好胶球系统,防止个别凝汽器管内流速偏低。,案例2 华能宁夏大坝电厂,情况介绍 2号机组于1991年投入运行,2005年8月大修检查中,抽取凝汽器管分析发现结垢较严重,进行了化学清洗及硫酸亚铁成膜。酸洗结束后进行汽侧灌水查漏,有104根因腐蚀穿孔泄漏。,原因分析及教训,不同牌号的不锈钢适应的水质条件不同,运行中应严格控制循环水中氯离子浓度。与铜管相比,不锈钢管对氯离子更为敏感。 凝汽器
23、采用盐酸酸洗时应对不锈钢管采取可靠的隔离措施。酸洗结束后应马上对其全部管路进行水冲洗,防止残存的酸液在系统内停留时间过长。本次酸洗成膜时间达到7天!对于有铜管和不锈钢管混材的凝汽器,不应采用盐酸清洗。,常用不锈钢管适用水质的参考标准DL/T 712-2010,六、因砸伤引起的泄漏,案例1 大亚湾核电站 大亚湾核电站是我国引进国外资金、设备和技术建设的第一座大型商用核电站,总投资40亿美元。安装有两台单机容量为984MW压水堆反应堆机组。 1987 年8月7日工程正式开工,1994年2月1日和5月6日两台机组先后投入商业营运。,凝汽器泄漏情况,大亚湾核电站凝汽器采用全钛管,双层管板,内充除盐水的
24、凝汽器结构。1号机组在运行不到一年的时间内凝汽器发生了5次泄漏,其中3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人民币。,泄漏原因,泄漏的主要原因是凝汽器顶部防冲击挡板被蒸汽冲击而脱落,砸伤了钛管,最严重时一次就砸断7根。导致海水大量漏入,凝结水的氯离子达到2000mg/L。由于设计时凝结水没有精处理,导致海水直接进入二回路。虽然采用了连锁紧急停机,但是海水还是进到了除氧器。这一次清洗就用了14天,用了3万吨除盐水才清洗干净。所造成的损失足以能够建多套凝结水处理设备。,经验和教训,即使凝汽器为钛管、管板为双管板也不能保证凝汽器不泄漏。 凝汽
25、器顶部的有关部件(防冲击挡板、支架以及汽轮机低压缸的部件)一定要安装牢固。 凝结水精处理设备不可省略,并且应有备用设备。 后来增添凝结水精处理设备。,案例2 广东惠来电厂1号机组,2010年5月5日,惠来电厂1号机组发生了凝汽器严重泄漏事件,凝结水钠含量严重超标,机组运行出现了异常,机组被迫停运转入检修。,1事件原因,1号机组运行过程中,低压A缸叶片断裂掉落击穿7根凝汽器钛管,造成大量海水漏入凝结水系统,是造成汽水品质恶化的根本原因。 1号机组凝汽器泄漏导致凝结水、给水、蒸汽钠离子严重超标时,未能按规程及时停机处理,是造成热力设备积盐的主要原因。,改进措施,检查评估凝汽器钛管和汽轮机叶片质量状
26、况,及时更换检修处理。 健全电厂化学监督三级网络建设,建立水汽异常监督、警告和报告制度。 核查汽水系统隔离状况和设备监护措施,避免汽水品质劣化时出现凝补水箱除盐水、发电机内冷水、工业冷却水交叉污染。 完善凝结水精处理。使泄漏时有足够的处理容量。,第二章 给水系统腐蚀,由于给水系统运行温度比较低,一般不会发生腐蚀爆管事故。给水系统通常以氧腐蚀和二氧化碳腐蚀为主,主要是除氧效果不好或有空气漏入以及停炉保护不当造成的。给水处理不好,会使锅炉结垢速率加快,并在过热器和汽轮机中发生腐蚀产物的沉积,影响机组安全经济性运行。,第一节 低压给水系统腐蚀,从凝结水泵到除氧器之间的设备发生腐蚀,称之低压给水系统的
27、腐蚀。与凝结水系统相比,由于温度由4070升至140180,这时腐蚀主要是以水侧中、低温氧腐蚀为主,其次是汽侧发生氨腐蚀。另外,在出现两相流的部位容易发生流动加速腐蚀。,一、水侧氧腐蚀,对于有凝结水精处理设备的机组,由于凝结水中以铁为主的腐蚀产物基本除去,并且在保证水质的前提下,即使溶解氧浓度较高,氧对低压系统的腐蚀也不明显。靠近凝汽器的管系,其腐蚀形态与凝结水系统基本相同,其颜色仍然为铁锈红色,随后由于温度的提高,腐蚀产物颜色由黄色转为红色,又逐渐转为暗红色。 加联氨有抑制腐蚀的作用。,二、汽侧氨腐蚀,对于低压加热器管为铜合金时,如果给水中的氨含量较高,则蒸汽中氨的浓度也较高,当用汽轮机抽汽
28、加热低压给水时,蒸汽刚开始凝结的水中氨的浓度较低,最终凝结的水中氨的浓度非常高,在加热器支撑板附近,因为有浓“氨水”流过,容易发生氨的沟槽状腐蚀。,解决汽侧的氨腐蚀的方法,将铜换热器管更换为铜镍合金管以减轻氨腐蚀;或更换为不锈钢管彻底消除氨腐蚀。 降低给水的加氨量,减轻氨对铜的腐蚀。 改进换热器的结构,避免产生氨的浓缩区域。,第二节 高压给水系统腐蚀,一、流动加速腐蚀 多发生在水流突然改变方向,突然缩径,或蒸汽产生疏水等部位。在90O的弯头部位,因为水被迫改变方向,金属表面受水的冲击非常大,如果金属表面的氧化膜附着力差就会被剥离,露出未被保护的基体,使腐蚀加快。管径由大变为小后又变为大,在小管
29、径部位最容易发生流动加速腐蚀。,案例1 华能伊敏电厂2号机组,华能伊敏电厂1号、2号俄罗斯机组的高压加热器盘香管,有180o弯头,6mm厚的碳钢管运行十个月左右就发生腐蚀穿孔。,解决流动加速腐蚀的方法,(1) 更换材料。使用含铬的材料。 (2) 改变介质的性质。将还原性水处理方式该为氧化性处理方式,使碳钢表面的氧化铁膜由Fe3O4变为Fe2O3的双层保护膜,提高氧化膜附着力,使流动加速腐蚀减轻或消除。 (3)改进设计,避免产生水流急变的部位。,案例2 秦山核电站,秦山核电公司一期压水堆核电站自1991年投运以来已经安全运行了九个燃料周期(2010年8月),其中第七个燃料周期连续运行达443天,
30、创我国连续运行最高记录,在世界上也处于领先水平。 与火电厂相比,核电站的蒸汽温度、压力都低,所用的蒸汽为湿(饱和)蒸汽,处于汽水两相流的场合比较多,产生局部流动加速腐蚀问题就显得格外突出。,解决核电站的流动加速腐蚀的措施,将容易发生流动加速腐蚀部位的材料更换为不锈钢材质。 尽量避免使用变径、缩径的连接方案。 为了防止整个水汽系统的流动加速腐蚀,提高汽水两相流中水相的pH值,使用汽水分配系数较小的乙醇胺来代替氨作为碱化剂。,二、氧腐蚀,除氧器出水往往含有一定的溶解氧,在经过第一个高压加热器时,会与碳钢部件(管板、碳钢管)发生反应,生成红色的铁锈。随着温度的升高和氧的逐渐消耗,一般到出水侧,氧的浓
31、度已经降到很低,对后面的高压加热器一般不会发生氧腐蚀,因此,管子表面的颜色是逐渐变深、变暗直至为灰黑色。这种腐蚀一般不会对加热器造成危害。,三、停用腐蚀,案例1 国华沧东电厂3号锅炉 二期工程建设2660MW等级超临界燃煤发电机组,3号机组分别于2009年3月27日和同年11月27日份投产;。 3号机组从新机组启动调试到2010年8月检修割管检查,省煤器入口管最高垢量达到622.7g/m2,年沉积率达到466.56g/(/m2a)。水冷壁的结垢量为110140g/m2。省煤器管沉积速率如此高究竟是机组启动调试形成还是正式投产半年产生的?,原因分析,1水质调查:凝汽器短期的渗漏,但从割管的分析结
32、果看,水冷壁的腐蚀、结垢都不严重。所以省煤器管结垢速率高的主要原因。 2化学仪表准确率检验。电导率表、 pH表、溶解氧表 、钠表 再线检验,没有发现明显异常。,3历史溯源,3号机组在2009年11月份进入调试、试运行阶段。由于汽轮机的原因,从基建时的锅炉酸洗,到168小时的试运行有4个月,锅炉反复上水与放空,在省煤器的水平段因有积水,造成严重的大气腐蚀。 从省煤器至汽水分离器的设计最大压差为2.0MPa,给水泵的设计转速为5184转/min。锅炉酸洗后启动时的压差为1.7MPa,至168h试运行结束,压差已上升至2.0MPa,给水泵的转速达到5332转/min。这说明在168h试运行结束后锅炉
33、高压水系统已经有大量的垢沉积。由于水冷壁结垢量较少,由此推断主要是省煤器沉积物较多。,4经验教训,机组在基建阶段的停炉保护不容忽视。调试阶段每一次上水和放水都要认真对待,要充分考虑基建阶段机组的不稳定性,有随时停机的可能。通常给水的pH值应提高至标准的上限。 应严格按照DL/T 794火力发电厂锅炉化学清洗导则的规定,“锅炉化学清洗完毕后,若不能在20天内投入运行,应采取防腐保护措施”。否则不能在高温条件下形成保护膜,碳钢很容易生锈。,第三节 给水水质恶化,锅炉给水由凝结水、补给水和生产返回水组成,其中任何一种水出现污染都会影响到给水水质。此外,凝结器的泄漏有冷却水的漏入,负压系统不严密有空气
34、漏入,系统内有污染物(灰尘、沙子)都会影响凝结水的质量。如果机组没有凝结水精处理设备,这些因素会直接影响到给水的质量。如果有凝结水精处理,除了以上提及的因素之外,凝结水精处理本身也有可能影响到给水水质,例如再生剂的质量,阴阳树脂交叉污染,树脂传送和运行终点的控制等因素都影响给水质量。,一、 因设计不当引起给水水质恶化,案例1 内蒙古海勃湾发电厂炉水周期性出现硬度 1异常情况介绍 内蒙古海勃湾发电厂5号机组在小修后,从机组启动到机组正常运行的48小时内,发现除氧器出口水、凝结水、给水、炉水均有硬度,并有反复性波动特征。见表2-2,48小时后逐步开始出现硬度波动情况,一般小于10mol/L,通过炉
35、内处理和排污换水就没有了,过几个小时后又重复此现象。,除氧器排污水与工业冷却水系统相连,处理方法,(1)除氧器在补水操作时,应缓慢、均匀地进行,避免大流量的补水方式; (2)除氧器在补水操作时,主控人员应及时通知化学人员做好监督工作; (3)化学人员监督发现水质恶化后,应加大炉水磷酸盐处理,在保证炉水磷酸根的前提下加强排污换水工作,逐步去除炉内杂质和水渣; (4)在机组停运期间更换除氧器的排污放水门和排污放水逆止门。,二、取样过滤器污染,取样过滤器是一把双刃剑,它对过滤水样中的机械杂质有一定作用。但是大量的杂质在过滤器累积,将会形成污染源,掩盖了水样的真实性。,案例1 河北石家庄热电厂公司1号
36、锅炉给水品质异常分析,给水品质异常情况介绍 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超标,其中一台锅炉省煤器入口给水的氢电导率也出现超标现象,而同时另一台炉省煤器入口给水氢电导率基本都在合格范围内,两者相差约0.1S/cm0.2S/cm。电厂技术人员经过多次核查和分析均未找到异常原因。,问题的发现和解决,对未通过小阳床的给水水样进行电导率测试时,1号炉为2.20S/cm,2号炉为2.30S/cm,基本一致,根据以上分析,我们认为两台锅炉给水水样没有出现劣化现象。 在调整1号炉给水水样过程中发现,随着给水水样流量的调整变化,阳电导率指示变化很大,而其它水汽样电导率指示则变化不大
37、。同时发现1号机组小阳床前有一小过滤器,过滤器滤元颜色较深。解列后,1号炉给水电导率指示开始缓慢下降。随后我们对1号炉给水样前过滤器滤元进行化学清洗,重新安装后,发现1号炉给水氢电导率已降至0.21S/cm0.28S/cm。,第三章 锅炉腐蚀、结垢和爆管,第一节 因设计采用不当水处理方式引起腐蚀、结垢和爆管 第二节 因汽水分离设备缺陷造成水质恶化引起爆管 第三节 因安装问题导致水质恶化引起爆管 第四节 因运行问题导致水质恶化,第一节 因设计采用不当水处理方式引起腐蚀、结垢和爆管,案例1 湄洲湾电厂1号、2号锅炉 福建太平洋电力有限公司2362MW燃煤发电机组, 2005年5月小修时,发现锅炉的
38、结垢速率高,后墙水冷壁垢量达到637 g/m2,结垢速率达到136.4g/m2.a。,给水处理方式存在的问题,(1)给水采用碳酰肼作为除氧剂,在高温、高压下与氧反应的过程中会生成二氧化碳或甲酸、乙酸等,影响水汽品质,使水汽系统的氢电导率超标,引起腐蚀。 (2)由于给水系统保护膜外层为较厚的多孔疏松层。在高速流动的被溶解使热力系统的腐蚀产物进入锅炉在高热负荷区沉积下来,造成锅炉结垢速率偏高。,炉水处理方式存在的问题,炉水原设计采用协调磷酸盐处理(CPT)的方式,这种处理方式的问题是当锅炉负荷和压力变化时,特别是在机组启动过程中,磷酸盐容易发生“暂时消失”现象。磷酸盐发生“暂时消失”时,炉水pH会
39、偏高,引起水冷壁管碱性腐蚀。磷酸盐溶出,浓度增大时,炉水pH会偏低,引起水冷壁管酸性磷酸盐腐蚀,同时造成炉水磷酸根很难控制。,经验和教训,锅炉给水方式如果采用AVT(R),只有选用联氨的副作用最小。 炉水采用协调磷酸盐处理仍然是上世纪80年代的技术,容易引起酸性磷酸盐腐蚀。 设计凝结水只有50%的精处理,这对于滨海电厂不合适。 非专业厂商,缺陷较多,如无除氧器,机组启动期间给水长时间溶解氧不合格;凝结水泵叶轮为铜材,氨腐蚀严重;制造厂商推荐的给水加碳酰肼、炉水采用协调磷酸盐处理是美国70年代的技术。,案例2 山西省阳光发电公司1号锅炉水冷壁管氢脆,山西省阳光发电公司1号锅炉为东方锅炉厂制造的亚
40、临界参数自然循环汽包炉,型号为DG1025/18.27,1996年11月投产。1号锅炉设计采用全挥发处理。从1997年8月15日起至1998年9月9日,1号锅炉陆续发生10次水冷壁爆管事故。,原因分析及建议,1号炉水在全挥发处理,炉水pH偏低。 凝汽器有微漏现象,凝结水精处理混床旁路门关闭不严。炉水硬度达1040mol/L,氯离子含量比较高。 采用平衡磷酸盐处理为发生氢脆。,3经验教训,凝结水精处理必须100%投入运行,旁路门必须严密。 对于凝汽器有泄漏的机组,锅炉不可以采用全挥发处理,应采用磷酸盐处理。,案例3 谏壁发电厂锅炉水冷壁碱腐蚀,2000年初谏壁发电厂的高压锅炉曾频繁发生水冷壁爆管
41、,分析认为是碱腐蚀。游离碱来自补给水。 管是高压锅炉,其锅炉的补给水应为一级除盐加混床,否则难以保证补给水的水质,第二节 因汽水分离设备缺陷造成水质恶化引起爆管,汽水分离 汽包的汽、水分离效果差,产生机械携带,无疑会引起过热器的积盐。 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.单台汽水分离器设计的出力太大,或设计的台数过少,在高负荷下汽水分离器超出力。b. 在启、停锅炉时,汽包壁与弧形衬板因温度差引起的温度应力将弧形衬板拉裂,造成蒸汽短路。,(3)制造缺陷 汽包壁与弧形衬板所形成的狭窄环形通道,由于弧形衬板属非承压元件,在制造焊接过程中采用点焊,运行中很容易开裂,
42、造成蒸汽短路。 (4)安装问题 主要表现在汽水分离器安装不牢固,运行中倾斜,倒塌;百叶窗干燥器安装不牢固,运行中脱落等。 (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。,案例1 大唐盘山电厂3号锅炉,情况介绍:2001年12月18日正式投运。2007年4月15日3号机组首次进行A级检修。 该机组汽轮机积盐、结垢严重,结垢厚度超过1mm,在额定负荷的蒸汽耗量比原设计高近200t。,原因分析及建议,(1)汽包夹层所有44处焊缝中有17处存在开裂或砂眼的缺陷,这是引起过热器、再热器、汽轮机积盐的
43、主要原因,建议对缺陷进行修补处理。 (2)水冷壁下联箱的沉积物较多、除氧器内壁和省煤器管道的腐蚀较重,主要是由于给水的pH控制偏低引起的。虽然在线pH表显示合格,但由于表计测试不准确,导致实际pH偏低0.5。导致锅炉水冷壁和省煤器内表面的少量针孔状腐蚀。,3.从过热器入口到出口,积Na3PO盐越来越多,主要是由于汽包夹层焊缝开裂,汽水分离短路,造成饱和蒸汽带水导致。 4.中压缸和低压缸积盐的主要成分是NaCl,它主要是饱和蒸汽的机械携带或减温水污染过热蒸汽产生,减温水的污染原因是凝汽器泄漏而精处理没有及时投运(机组启动时)或凝结水混床终点控制不当,有漏氯离子现象造成的。,哈锅厂生产的锅炉的缺点
44、,案例2 内蒙古上都电厂3号、4号锅炉 案例3 深圳妈湾电厂1号6号锅炉 案例4 山西河曲电厂1号锅炉 托克托1、2号锅炉 汽包锅筒直径小,汽水分离空间不足。 旋风分离器的台数少,设计出力由8.918t/h,导致蒸汽带水。 过热器阻力偏大,导致汽包运行压力偏高1MPa,汽水密度差变小,分离效果差。,第三节 因安装问题导致水质恶化引起爆管,案例1 内蒙古鄂尔多斯电厂2号机组 330MW,最大连续功率344.8MW。1号、2号机组分别于2005年9月21日和2006年1月18日投运。 2006年4月23日,在投运仅90多天后(实际投运仅1436小时),2号机组锅炉水冷壁出现爆管。,原因分析结论,根
45、本原因是:低加疏水泵密封冷却水(工业水)漏入低加疏水,而此水被泵入到凝结水精处理的出口,从而污染了给水,导致给水氢电导率、炉水电导率异常,远远超出标准。将低加疏水泵隔离,使低加疏水回凝汽器,大约4小时后,整个水汽系统的水质指标恢复到国家标准要求的合格范围内。此类异常属于安装错误(不能用工业水代替除盐水)和设备缺陷(密封水不应漏入系统)。,经验和教训,(1)与锅炉水汽系统有关的水泵密封冷却水应用除盐水,不可用工业水代替除盐水,这类水泵包括凝结水泵,低加疏水泵,锅炉给水泵等。 (2)发现炉水水质异常,特别是磷酸盐浓度始终提不高,应马上检查凝汽器是否泄漏,给水是否污染,检查指标有:硬度、氢电导率和钠
46、含量。如果配有离子色谱,可检查炉水的氯离子含量。正常情况下炉水中的氯离子含量应小于100g/L。,经验和教训(续),(3)新建机组化学人员应进行系统培训,持证上岗。此机组正式移交电厂运行仅57天就大面积爆管,更换整个水冷壁,这在国内属首次。,案例2 京达发电5、6号机组,北京巴威公司生产的汽包炉,炉水采用磷酸盐处理,给水采用氨联氨处理,凝结水进行100%精处理。这两台机组分别于2004年9月和10月投运,2005年1月12日发现5号机组的炉水pH异常升高,最高达到10.6,停止向锅炉加磷酸盐后,炉水的pH值虽然有所下降,但仍然在10.0以上,因此又减小了给水的加氨量,但炉水的pH值仍然没有明显
47、改善,仍然在10.0左右。,在炉水pH异常升高的同时,水、汽系统的氢电导率也显著升高,省煤器入口给水的氢电导率达到2.0S/cm以上,远远超过了规定的小于0.3S/cm的标准;主蒸汽的Na+含量非常高,甚至达到2000g/kg以上,,原因分析,两台机组水汽品质突然恶化是由于低压加热器疏水受到污染而致。由于2号低压加热器疏水侧在正常运行时内部均为负压,与这些系统相连的插入地沟的放水管阀门不严密,当冲洗循环水滤网的工业水淹没了地沟中的放水管时,污水就会被吸入低压加热器疏水箱中,从而污染了低压加热器疏水。由于该疏水有一定的温度,处于节能考虑,直接补入凝结水精处理出口,所以污染了给水。,经验和教训,由
48、于电厂化学人员监督到位,及时发现问题,及时向厂领导反映情况,认为电厂的技术人员无法解决,及时请专家分析,成功的避免了两台锅炉的爆管事故。 由于电建公司安装马虎,将进入除氧器的高加疏水和除氧器出水的铭牌颠倒,导致出现低压加热器疏水泵吸入地沟的脏水后很难发现。 电建安装的各种水汽取样管路、阀门和铭牌应进行一一确认。,案例3 广东湛江电厂4号锅炉,1情况介绍 湛江电力有限公司4号机组在168 h试运行时,凝结水精处理系统的混床约3 m3(阴、阳树脂比例约1.5:1)树脂大量漏入炉内,机组水汽品质发生严重污染。于2000年4月18日锅炉水冷壁发生爆管故障。水冷壁有氢损伤微裂纹,垢量最高达1500g/m
49、2,最终不得不更换受损水冷壁。,原因分析,本次漏树脂现象主要原因是安装及操作系统错误。所谓安装错误,在凝结水精处理升压泵(简称凝升泵)出口应安装可靠的逆止门,否则凝升泵突然失电后由于除氧器压力高,凝汽器压力低,水会从除氧器经过凝升泵进入凝结水精处理混床的底部,导致大流量的水逆流,致使大量的树脂从混床顶部进入凝结水系统及凝汽器中。在机组启动期间凝结水走旁路,导致树脂直接进入锅炉。树脂漏入锅炉,阴离子交换树脂耐温差,释放大量OH-,使炉水pH升高至12,水冷壁保护膜被破坏,炉管表面沉积物增加。随着管壁温度升高,炉水浓缩,腐蚀愈严重。,经验和教训,在新建机组启动前,各专业监理工程师一定要监理到位,杜绝不合理的安装和不合理的操作。电厂的技术人员一定要有风险意识,每一条管线、每一设备都应监督到位。 出现水质异常现象应立即查明原因,发现问题应及时处理防止造成更大的伤害。 要充分意识到凝结水精处理旁路的危险。 为了防止树脂倒流到凝汽器的现象,凝结水精处理母管应装逆止门,以防凝结水泵失电造成水倒流现象。,案例4 新疆红雁池二厂2号锅炉,1情况介绍 二厂安装2台200MW机组,分别于2000年9月和 2001
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