火力发电厂汽水监督ppt课件.pptx

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1、售后服务中心 2012年3月25日,火力发电机组水汽指标控制,第一章、火力发电机组及蒸汽动力设备的水汽质量,第二章、电力基本建设热力设备化学监督导则,第四章、对设备的损坏形式及事故分析,第三章、汽水监督的意义,第一章、火力发电机组及蒸汽动力设备的水汽质量,GB/T 12145-2008,一、锅炉压力等级划分标准以及对应炉型、机组容量,二、GB/T12145修改的意义,GB/T 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准是1995年制订的，1999年颁布执行的。标准的各项指标比较宽松；其中很多方式、方法已经不能适应目前电力生产的需要；,例如，GB/T 12145-1999只列出了

2、氨+联氨的汽包锅炉给水处理方法，而DL/T 805.4-2005列出了AVT(R)、AVT(O)和OT三种处理方法。,GB/T 12145-1999只列出了协调磷酸盐处理方法，而DL/T 805.2-2004已经不推荐使用这种方法，因为磷酸根离子隐藏现象仍出现，甚至发生酸性磷酸根腐蚀现象，并提出了PT、LPT和EPT的处理方法及水质指标。,DL/T805(1-4)火电厂水汽化学导则第1部分：直流锅炉给水加氧处理第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理第3部分：锅炉炉水氢氧化钠处理第4部分：锅炉给水处理,二、GB/T12145修改的意义,国内火力发电机组有了较大的发展和更加成熟的运行经验，低磷酸盐处理、平衡

3、磷酸盐处理和加氧处理等新技术在国内得到应用；国外主要发达国家的相应标准也在九十年代中后期进行了修改。这些标准在水汽质量指标上均有较大的改进。为保证标准的先进性及与国外先进标准相接轨。,参考最新国外标准：欧洲标准prEN 12952-12 1998 给水和炉水质量标准；英国标准BS 2486-1997 蒸汽锅炉和水加热器的水处理标准；日本标准 JIS B 8223-1999 锅炉给水和炉水的质量标准；1989德国VGB-R 450-199568bar以上蒸汽动力设备给水、炉水、蒸汽导则。1988,三、标准的适用范围,GB/T12145-1999适用于锅炉出口压力为3.8MPa25.0MPa(表大

4、气压)的火力发电机组及蒸汽动力设备。,GB/T12145-2008适用于锅炉主蒸汽压力不低于3.8MPa（表大气压）的火力发电机组及蒸汽动力设备。,对于超超临界机组，是一个盲区,四、GB/T121452008（1999）增加和修改的内容,氢电导率：水经过氢型强酸阳离子交换树脂处理后测得的电导率。无铜系统：与水汽接触的部件和设备（包括凝汽器在内）不含铜和铜合金材料的系统为无铜系统。,对于无铜系统的理解有两种观点。一种观点认为除凝汽器外，所有加热器不含铜合金的水汽系统为无铜系统。这种观点对于凝汽器管为铜合金的机组有较大的技术风险，因为按无铜系统进行控制，给水和凝结水的pH值控制较高，会造成凝汽器管

5、外表面的腐蚀溶解，增加凝结水和给水的铜含量，会增加铜在汽轮机的沉积，降低汽轮机效率。另一种观点认为，就是上述内容，这与国外标准一致，这种观点可避免给水和凝结水的pH控制值偏高，防止凝汽器管外表面的腐蚀溶解，从而减少铜在汽轮机的沉积。,1定义及缩略语,氧化性全挥发处理AVT(O):锅炉给水只加氨的处理。还原性全挥发处理AVT(R):锅炉给水加氨和还原剂的处理。加氧处理(OT)：锅炉给水加氧的处理。炉水全挥发处理：将给水加挥发性碱，炉水不添加固体碱的处理定义为炉水全挥发处理。,四、GB/T121452008（1999）增加和修改的内容,这三种处理方式均列入GB/T 12145可根据机组材料、炉型及

6、给水质量选择不同处理方式,注意：给水全挥发处理和炉水全挥发处理的概念不要混淆。,1定义及缩略语,四、GB/T121452008（1999）增加和修改的内容,炉水固体碱处理：炉水中添加磷酸盐、氢氧化钠等固体碱的处理方式。,亚临界汽包炉，由于磷酸盐在炉水中发生隐藏现象，并且增加蒸汽中的携带，采用低磷酸盐处理、平衡磷酸盐处理、氢氧化钠处理各种处理方式。炉水固体碱处理涵盖目前亚临界汽包炉这些处理方法。,标准值和期望值：运行控制的最低要求值为标准值；运行控制的最佳值为期望值。,2蒸汽质量标准的制订,四、GB/T121452008（1999）增加和修改的内容,1)蒸汽钠含量指标的修改,蒸汽的钠离子代表了能

7、引起过热器和汽轮机积盐的盐类的水平，对汽轮机积盐影响很大，必须严加控制。实际运行中，蒸汽中的钠超过5g/L，汽轮机会发生明显的积盐。在汽包炉水汽分离装置正常和汽包水位控制正常情况下，蒸汽中的钠远小于5g/L。,2）蒸汽的氢电导率指标修改,2蒸汽质量标准的制订,1.蒸汽的氢电导率代表了蒸汽中阴离子的水平，对汽轮机积盐和腐蚀均有直接影响，必须严加控制。,2.钠离子测量可靠性差，蒸汽氢电导率的控制尤为重要。,3.实际运行情况，汽包炉水汽分离装置正常和汽包水位控制正常情况下，蒸汽的氢电导率小于0.15S/cm。,新增期望值,四、GB/T121452008（1999）增加和修改的内容,2蒸汽质量标准的制

8、订,3）蒸汽二氧化硅含量指标的修改,蒸汽中二氧化硅浓度对汽轮机积盐有重要影响,四、GB/T121452008（1999）增加和修改的内容,2蒸汽质量标准的制订,4)蒸汽铁含量指标的修改,99标准直流炉均10g/kg,2蒸汽质量标准的制订,5)蒸汽铜含量指标的修改,蒸汽中铜浓度对汽轮机的氧化物沉积和高压缸的效率有重要影响，必须严格控制。,2蒸汽质量标准的制订,6国外标准规定的蒸汽质量指标,3给水质量标准的制订,给水质量标准是机组水汽质量标准的核心；凝结水质量标准也以保证给水质量为原则；国外多数国家标准只规定给水质量标准；给水指标分给水质量指标和给水调节指标。通过热力除氧、加除氧剂、加pH调节剂和

9、氧化剂等方式进行调节，以提高水汽系统防腐防垢水平。叫做调节指标。,3给水质量标准的制订,1)给水全挥发处理pH指标修订,无铜系统pH值从9.09.5修改为9.29.6,原注：压力在3.8MPa5.8MPa的机组，加热器为钢管，其给水pH可控制在8.89.5。,2）挥发性处理给水联氨浓度指标的修订,近年来国内外大量机组运行经验表明多加联氨不利于防止FAC的发生。因此对给水联氨浓度降低或不加联氨。,3给水质量标准的制订,3)增加给水TOC浓度指标删除油含量指标,3给水质量标准的制订,2)汽包炉必要时测直流炉必须测,TOC。水中的有机物的含量，以有机物中的主要元素碳的量来表示，称为有机碳。TOC=T

10、CIC TC总有机碳含量;IC总无机碳含量，水中碳酸盐、重碳酸盐。,在950的高温下，使水样中的有机物气化燃烧，生成CO2，通过红外线分析仪，测定其生成物CO2的量，即可得出总有机碳含量(TC)。,3给水质量标准的制订,3给水质量标准的制订,国外标准给水pH值和油含量指标,3给水质量标准的制订,4）给水氢电导率指标修改,5）给水二氧化硅浓度指标修改,3给水质量标准的制订,3给水质量标准的制订,6)给水铁浓度指标修改,3给水质量标准的制订,7)给水铜浓度指标修改,给水的铜浓度对汽轮机氧化物沉积和高压缸效率影响很大，必须严格控制；根据国内实际运行经验，国内大部分大机组有凝结水精处理装置，并且给水加

11、热器管多数采用钢材，实际运行中给水铜浓度可以达到较低水平。,3给水质量标准的制订,8)给水钠浓度指标修改,根据国内实际运行经验，直流炉均装备有凝结水精处理除盐装置，给水钠浓度可以控制到较低水平。参照国外标准,3给水质量标准的制订,9)给水 溶解氧浓度指标没有修改,10)给水 硬度浓度指标仅对锅炉过热蒸汽压力3.8MPa5.8MPa的机组2.0 mol/L,其它没有提出要求。,3给水质量标准的制订,国外标准给水氢电导率、溶解氧、二氧化硅指标,2008标准比国外严格,期望值接近,国外标准给水铁、铜、钠浓度指标,3给水质量标准的制订,2008标准比国外严格,期望值接近,3给水质量标准的制订,11)直

12、流炉加氧处理给水质量的控制标准,凝结水质量标准的制订,1)精处理前凝结水质量标准的制订,去掉注)指标严格，不能放宽至 g/L,高压以上机组增加氢电导要求,亚临界机组由0.2调整到0.15,2)经过精处理除盐后凝结水的质量标准的制订,凝结水质量标准的制订,国内机组精处理除盐装置出水氢电导率基本都可达到0.15S/cm。严格控制精处理出水氢电导率，也有助于减少精处理出水氯离子浓度偏高的问题。,铜铁的修改满足了DL/T 912-2005规定的期望值要求，增加了铜浓度期望值1g/L和铁浓度期望值3g/L。,国外标准精处理混床出水质量指标,炉水质量标准,1)汽包炉炉水电导率的修订,电导率过高反映了杂质离

13、子的浓度的增加，必须严格控制炉水电导率。标准参照国外标准，基本接合国内情况加以修改,炉水质量标准中电导率、氢电导、氯离子、pH值和二氧化硅均指单段蒸发炉水。,炉水总含盐量指标不便于连续监测，炉水电导率指标反映了炉水总含盐量，因此删除炉水总含盐量指标，目前沙一还在执行炉水含盐量这个指标，无氢电导在线仪表。,四、GB/T121452008（1999）增加和修改的内容,2)炉水二氧化硅浓度指标的修订,四、GB/T121452008（1999）增加和修改的内容,炉水质量标准,3)炉水中氯离子浓度指标的修订,炉水质量标准,参考国外标准,四、GB/T121452008（1999）增加和修改的内容,）炉水p

14、H指标的修订,炉水质量标准,pH的调整为保证高温下炉水的碱性防腐条件；另外，对于参数较高的锅炉（如锅炉压力10MPa），较高的炉水pH值会造成水冷壁的碱腐蚀。参考国外标准修订。,VGB标准规定，锅炉压力13.6MPa，炉水pH标准值9.50.2。由于给水普遍采用加氨处理，如果25炉水pH9.3，不能保证高温下炉水的碱性防腐条件，目前沙一由于降低磷酸盐的加药量，不能保证9.3的期望值；,5)炉水磷酸根浓度指标的修改,炉水质量标准,磷酸根控制主要参考国外标准，过高的磷酸根浓度加重磷酸盐隐藏带来的问题；亚临界机组的蒸汽携带问题，所以减少磷酸盐为趋势。,为了避免固体碱处理时，炉水有硬度造成沉积。,国外

15、标准汽包炉炉水指标,补给水质量标准,1)按机组参数提出补给水质量要求，改变原按系统出水提出标准,无论什么系统，要求满足机组补给水质量要求；2)明确了除盐水箱进口和出口水质，实际改变原标准将混床出水指标与除盐水箱出水指标混淆的问题；3)出水电导率标准值0.30S/cm和期望值0.20S/cm修改为电导率标准值0.15S/cm和期望值0.10S/cm,是因为多数厂混床出水指标可达到0.15S/cm。4)增加必要时监测TOC项目，解决有机污染时的分析判断方法。,锅炉蒸汽采用混合式减温时，减温水质量应保证减温后水质达到相应的给水和蒸汽质量要求。与原标准要求相同。,减温水质量标准,疏水和生产回水质量标准

16、,疏水硬度要求由原来的5mol/L修改为2.5mol/L,增加期望值为。,增加闭式循环冷却水质量标准,10热网补充水质量标准,总硬度由原来的700mol/修改为600mol/L。溶解氧、悬浮物与原标准相同。,11水内冷发电机的冷却水质量标准,参照GB/T7064-2002透平型同步电机技术要求,1.pH标准值由6.8改为7.09.0.,2.删除“冷却水的硬度按汽轮发电机的功率规定为：200MW以下不大于10mol/L；200MW及以上不大于2mol/L”。改为硬度2mol/L。,3.删除“11.3条。改为“注1：这样修改，有利于统一铜浓度、硬度、pH指标。,1)汽轮机冲转前的蒸汽质量,12停、

17、备用机组启动时的水、汽质量标准,增加了直流炉启动时蒸汽氢电导率0.50S/cm，因为直流炉均有凝结水精处理装置，该指标是可以实现的。,第二章、电力基本建设热力设备化学监督导则,DT/T8892004,依据的还是GB/T 12145-1999，因为2008版此时没有实行,一、锅炉吹管前的冷热态冲洗,1.1直流炉、汽包炉凝结水和低压给水系统的冲洗 当凝结水及除氧器出口含铁量大于1000ug/L时，应该采取排放冲洗的方式，当冲洗至凝结水及除氧器出口含铁量小于1000ug/L时，可以采取循环冲洗方式，投入精处理运行，使水在凝结器与除氧器间循环。当除氧器出口铁含量小于200ug/L凝结水、低压给水系统冷

18、态冲洗结束，无凝结水精处理装置的机组，应该采取换水方式，直至排水含铁量小于100ug/L。1.2直流炉高压给水系统至启动分离器的冷态冲洗 当启动分离器出水含铁量大于1000ug/L时，采用排放方式冲洗；当启动分离器出水含铁量小于于1000ug/L时，将水排至凝汽器，并投入凝结水精处理除去水中的铁。当启动分离器出水含铁量小于于200ug/L时，冷态冲洗结束。,1、锅炉点火前的冷热态冲洗合格标准,注意：不要和整套启动、正常启动初期的冷态冲洗混淆,一、锅炉吹管前的冷热态冲洗,1.3汽包炉锅炉冷态冲洗 汽包锅炉的冷态冲洗采取排放方式进行，高压给水系统的冲洗工作在锅炉冷态冲洗时同时进行，由低压给水系统经

19、高压给水系统至锅炉进行联合冲洗。当锅炉排水含铁量小于200ug/L，冷态冲洗结束。,1、锅炉点火前的冷热态冲洗标准,二、锅炉吹管时的热态冲洗,2.1汽包炉锅炉热态冲洗条件 锅炉进行热态冲洗时，当给水含铁量小于100ug/L，锅炉方可允许点火。,2、锅炉点火后、吹管前的热态冲洗合格标准,2.2直流炉锅炉热态冲洗 当启动分离器含铁量大于1000ug/L时，应该采取排放冲洗方式；启动分离器出水含铁量小于于1000ug/L时，将水排至凝汽器，并投入凝结水精处理除去水中的铁。当启动分离器出水含铁量小于于100ug/L时，热态冲洗结束。2.3汽包炉的热态冲洗汽包锅炉热态冲洗采用锅炉排污换水的方式进行，一般

20、冲洗至排水含铁量小于200ug/L方可结束。,热态指除氧器加热,二、锅炉吹管时的热态冲洗,机组整套启动试运给水质量标准,2.1锅炉吹管期间给水指标的控制,二、锅炉吹管时的热态冲洗,汽包锅炉进行吹管时，炉水pH为9-10之间，采用磷酸盐处理的锅炉，磷酸根含量控制在2-8ug/L之间，并检查炉水外观及含铁量。炉水含铁量超过1000ug/L时，应该加强排污，当炉水含铁量大于3000ug/L或炉水发红、浑浊时，应在吹管间歇以整炉换水的方式降低其含量。在吹管后期检测蒸汽指标，测点铁、二氧化硅含量，并观察水样清晰透明。,2.2锅炉吹管期间炉水指标控制,可以看出该标准存在不严格之处，比较粗糙。,三、机组整套

21、启动期间汽水指标控制,3.1给水指标的控制,机组整套启动试运给水质量标准,三、机组整套启动期间汽水指标控制,3.2炉水指标的控制,机组整套启动试运行汽包炉水质量标准,三、机组整套启动期间汽水指标控制,3.3蒸汽指标的控制,机组整套启动试运行蒸汽质量标准,当汽机冲转时，可以将钠离子指标放宽至20ppb，二氧化硅放宽至100ppb，但要采取措施，尽快达到下表要求。,时间不明确,三、机组整套启动期间汽水指标控制,3.4凝结水指标的控制,机组整套启动时，凝结水回收以不影响给水品质为前提，回收凝结水水质符合下表规定，但应该采取措施，短时间内达到启动时给水的指标。,时间不明确,三、机组整套启动期间汽水指标

22、控制,3.5补给水指标的控制,机组整套启动时，控制锅炉补给水以不影响给水质量为标准。,第三章、化学监督的意义,1、常规水汽采样点的设置,凝结水：凝结泵出口管段如有凝结水精处理设备，应在精处理设备入口母管上。除氧水：除氧器出水母管炉前给水：给水泵之后高压给水母管（省煤器进口之前的垂直管段）炉水：汽包的连排管中取出并靠近汽包出口处。饱和蒸汽：汽包蒸汽引出管联箱过热蒸汽：过热蒸汽出口集汽联箱,2、汽包炉在线仪表的配置及位置,2、直流炉炉机组在线仪表的配置及位置,一、给水指标监督的意义,硬度：目的是防止锅炉和给水系统中生成钙、镁水垢，并且减少炉内磷酸盐处理的加药量，并且在锅炉水中产生大量的水渣。TOC

23、（油）：给水中有有机物进入炉内会附着在炉管管壁上并受热分解，危机锅炉安全。在炉水吸附水渣而行成漂浮态促进泡沫生成引起蒸汽质量劣化。含油的细小的水滴被蒸汽携带过热器会导致过热管生成沉积物而损坏。溶解氧：目的是为了防止，给水系统和锅炉省煤器的氧腐蚀。同时监督除氧器的除氧效果。联胺：监督给水中的过剩联氨量保证除氧效果，消除除氧器出来残余氧与由于给水泵不严密等异常漏入给水的氧，太高浪费药品。有毒。pH值：若在9.2以上，对防止钢材腐蚀有利，但会引起铜制件的氨蚀，铜合金在有氧存在的条件下与氨生成铜铵络合物，造成腐蚀。pH低于8.8时，钢材会发生腐蚀。总co2。防止系统中铜、铁腐蚀产物增大，含铁量、含铜量

24、：给水中铜和铁腐蚀产物，含量是评价热力系统金属腐蚀情况的重要依据。含量高不仅证明系统内发生腐蚀而且他们还会在炉管中生成铁垢和铜垢。,二、炉水监督的意义,磷酸根：锅炉水中应维持有一定的磷酸根，目的是为了防止钙垢。锅炉水中磷酸根不能太高或太低，应该把炉水中磷酸根的量控制得适当。pH值：太低 1）水对锅炉管壁的腐蚀性增强；2）不利于磷酸盐除垢，因为磷酸盐与钙离子只有在pH值足够高时才能生成容易排除的水渣；3）若pH值低，锅炉水中的硅酸盐发生水解，硅酸在蒸汽中的携带量也随之增加。太高说明游离的氢氧化钠较多，易引起碱性腐蚀。含盐量与含硅量：限制为了保证蒸汽的品质，蒸汽中盐类的携带量与锅炉水含盐量与含硅量

25、成正比。氯离子(cl-)：锅炉水中cl-超标，会破坏水冷壁表面的保护膜造成腐蚀。如蒸汽携带cl-进入汽轮机，会引起汽轮机内高级合钢的应力腐蚀。,三、蒸汽监督的意义,为了防止蒸汽管道积盐，特别是汽轮机内积盐，必须对汽包锅炉的饱和蒸汽和过热蒸汽进行监督，寻找蒸汽品质劣化的原因和判断饱和蒸汽携带物在过热器中沉积情况含钠量：蒸汽中盐类成分主要是钠盐，蒸汽含钠量可代表含盐量。含硅量：若蒸汽中的硅酸含量超标，会在汽轮机内沉积难溶于水的二氧化硅附着物，对汽轮机的安全经济运行有较大影响。氢离子交换后电导率：将蒸汽水样通过氢离子交换（消除氨的干扰）后测电导率的大小，用来表征蒸汽含盐量的大小。铁和铜：防止汽轮机内

26、沉积金属氧化物（或铜垢和铁垢）。正常运行时期蒸汽含盐量的影响因素试验如下：,蒸汽含盐量通常采用氢离子交换后的电导率而不采用总电导率，是为了避免蒸汽中氨的干扰（对凝结水电导率测定也是如此）,锅炉化学处理工况最优磷酸盐控制范围的确定：,三、蒸汽监督的意义,：机组负荷对蒸汽品质的影响,三、蒸汽监督的意义,12MW/min负荷变化对蒸汽钠含量的影响,：机组负荷对蒸汽品质的影响,三、蒸汽监督的意义,6MW/min负荷变化对蒸汽钠含量的影响,：机组负荷对蒸汽品质的影响,三、蒸汽监督的意义,9MW/min负荷变化对蒸汽钠含量的影响,：汽包水位对蒸汽品质的影响,三、蒸汽监督的意义,汽包水位在-100mm-+1

27、00mm范围内波动时对蒸汽品质影响不大。水位按设计水位控制。,：汽包压力对蒸汽品质的影响,三、蒸汽监督的意义,额定负荷时汽包压力的变化导致过热钠相应的波动！原因是过热器内存在钠盐沉积。,减温水对蒸汽品质的影响,三、蒸汽监督的意义,减温水流量突然增大导致过热钠严重超标！,四、凝结水监督的意义,硬度：冷却水漏入或渗入凝结水，使凝结水中含有钙镁盐类会导致给水硬度不合格，应该监督凝结水的硬度，掌握凝汽器的泄漏和渗漏情况。溶解氧：溶氧高主要原因是凝汽器和凝结水泵不严密处漏入空气，凝结水溶氧大时会引起凝结水系统腐蚀，使进入锅炉给水系统的腐蚀产物增多，影响给水水质、汽质。电导率：为了及时发现凝汽器的泄露，应

28、连续测定凝结水的电导率。为了提高测定的灵敏性，应将凝结水水样通过氢离子交换（消除氨的影响）后，应该用工业电导率仪连续测定。含钠量：用工业钠度计监测凝结水中的钠离子，可更直观更灵敏和更可靠地及时迅速发现凝汽器的微小泄露，对海水冷却机组有特殊的意义。,第四章、对设备的损坏形式及事故分析,一、对设备损坏的形式,1、水垢与水渣水中的杂质进入锅炉后，在高温、高压和蒸发、浓缩作用下，部分杂质会从炉水中析出固体物质并附着在受热面上，这种现象称为结垢。这些在热力设备受热面水侧金属表面上生成的固态附着物称之为水垢。其他不受热面上附着的松软的杂质聚积物叫做水渣。水垢和水渣是相对的，不是绝对的，水渣可以转化为水垢。

29、水渣浮在汽包汽、水分界面上，或沉积在锅炉下联箱底部，通常可以通过连排或定排排出锅炉。当锅炉排污不及时或者排污力度不够时，有些水渣就会着炉水的循环，附着在受热面上形成二次水垢。,一、对设备损坏的形式,2、蒸汽系统积盐原因：由于蒸对盐类存在溶解携带和机械携带的现象，所以蒸汽中或多或少的会有一定的盐类带入。如果蒸汽含盐量比较大，这部分盐类由于蒸汽参数的变化，会沉积在过再热器管壁上形成积盐。防止蒸汽系统积盐的有效办法有以下几点：（1）提高给水品质；（2）使锅炉处于最佳运行工况，减少杂质的机械携带；（3）适当的锅炉排污；（4）根据锅炉运行特性和给水水质选用合理的炉水处理方式。,一、对设备损坏的形式,3、

30、汽轮机系统的积盐由于过、再热蒸汽中或多或少的带有一部分盐类，随着蒸汽参数降低，蒸汽中携带的盐类超出了它在蒸汽中的溶解度，就会沉积在汽轮的不同部位沉积下来，一般会沉积在流速比较低的部位，例如叶片的背面。这些溶解物随时都有沉积下来的可能，并有一定的规律性。一般来说，高压缸：氧化铁、氧化铜和磷酸三钠；中压缸：二氧化硅和氧化铁；低压缸：二氧化硅和氧化铁，以及其他还未沉积的杂质。积盐的防止：从根本上来说，提高给水品质；当然，采用不同的炉水处理方式对积盐也有不同程度的影响，所以采用合理的处理方法，能减少汽轮机积盐的可能性，例如现在比较流行的LPT（低磷酸盐处理）。以下是汽轮机积盐照片：,一、对设备损坏的形

31、式,图一：高压缸积盐的照片,肉眼可以看出积盐呈红褐色，铁元素居多。,一、对设备损坏的形式,图二：低压缸积盐的照片,肉眼可以看出积盐呈灰白色，钠元素居多。,图二：中压缸积盐的照片,一、对设备损坏的形式,4、热力系统系统的化学腐蚀热力系统的化学腐蚀比较常见有氧腐蚀、酸腐蚀、碱腐蚀、浓缩腐蚀、特殊离子腐蚀（如氯离子）等等。氧腐蚀主要表现在热力系统高温、高压段，如汽机的高中压缸、除氧给水系统，锅炉的受热面等。酸腐蚀主要由于汽水中游离的有机酸、二氧化碳附着在金属表面造成的腐蚀，尤其在PH值较低的情况下表现较为严重。碱腐蚀主要表现例如较高PH值对水冷壁造成的碱脆，对凝汽器铜管造成的腐蚀等。,二、事故案例,

32、1、哈尔滨第三发电厂 3 号、4 号机为 600MW亚临界机组,在机组运行过程中,高压调速汽门卡涩,并 且有时无法关闭,严重影响机组的安全运行。2003 年7 月,3 号机组大修检查,高压调速汽门积盐严重,无法打开,最后返回厂家。2005 年2 月,4 号机组中修过程中,将4 号机高压调速汽门上的积盐打磨干净,2005 年9 月,发现高压调速汽门又有涩现象,将其打开后,发现阀头、阀杆处有红灰色积盐,将积盐刮下送黑龙江省电力科学院进行分析,其成分如下:氧化铁:27.56%,氧化铝:4.49%,氧化钙:1.1%,氧 化铜:2.75%,五氧化二磷:61.5%;三氧化硫:1.06%。根据积盐成分初步分

33、析,主要是由磷酸三钠、氧 化铁沉积造成的。可是哈尔滨第三发电厂3 号、4 号机组炉水质量控制非常好,磷酸盐控制在0.4mg/L 左右,二氧化硅 含量在 30-50g/L 之间，符合国家标准。,1、哈尔滨第三发电厂 3 号、4 号机为 600MW亚临界机组高调门卡涩,二、事故案例,2 高压调速汽门积盐原因分析 10 月、11 月运用离子色谱对哈尔滨第三发电厂磷酸盐含量水样分析结果见下表：,1、哈尔滨第三发电厂 3 号、4 号机为 600MW亚临界机组高调门卡涩,二、事故案例,可以发现,尽管 600MW 机组炉水磷酸盐含量远低于 200MW 机组,由于饱和蒸汽压 力和汽包结构不同,其饱和蒸汽的磷酸

34、盐含量远远高于200MW机组。在饱和蒸汽中,磷酸三钠溶解携带 系数非常小,当饱和蒸汽压力为 17.64MPa 时,磷酸三钠的溶解携带数可以忽略不计,其携带系数等于 湿分;当饱和蒸汽压力超过 19.6MPa 后,磷酸三钠的溶解携带开始增大。我厂#3 机饱和蒸汽压力是 18.26MPa,低于19.6MPa,所以,其携带的磷酸盐主要为机械携带。2005 年11 月9 日9:00,#4 机炉水 磷酸盐含量 310g/L,硅 29.7g/L,还有其他微量组分如氯化钠、硫酸钠、铜离子、铁离子、钙离子等。随着锅炉的蒸发这些可溶盐进入蒸汽中,其中磷酸盐是机械携带,其他组分以机械携带和溶解携带两种形 式存在。在

35、过热器中,饱和蒸汽的温度从 379渐渐升到 540。在此过程中蒸汽中组分开始发生变化,共可分为三类。,1、哈尔滨第三发电厂 3 号、4 号机为 600MW亚临界机组高调门卡涩,二、事故案例,第一类是磷酸钠、硫酸钠,它们在蒸汽中的溶解度随着温度的上升而降低,在 374以上,它 们在蒸汽中的溶解度几乎为零。也是说在饱和蒸汽变成过热蒸汽,饱和蒸汽中的水滴全部变成蒸汽后,磷酸钠、硫酸钠便析出,以固体小颗粒的形式存在。第二类铜离子、铁离子、钙离子,它们在蒸汽中的溶 解度随着温度的上升而上升。但是它们在蒸汽中的溶解度非常小,饱和蒸汽中的小水滴蒸发的过程中,所 溶解的这些物质一部分转入过热蒸汽,一部分以固体

36、小颗粒形式析出。第三部分是各种硅化合物、氯化钠,这部分溶解度随着温度的上升而升高,例如硅酸钠在540 的过热蒸汽的溶解度180g/L,氯化钠540的 过热蒸汽的溶解度 10g/L 以上。饱和蒸汽中的小水滴蒸发后,硅、氯化钠便溶解在蒸汽中。另外,过热 器本体的金属腐蚀产物,在温度发生急剧变化时,过热器管壁上的金属腐蚀产物因与管子金属本体的膨胀 率不同,而从金属表面上剥落下来,以固体颗粒的形式存在蒸汽中。,1、哈尔滨第三发电厂 3 号、4 号机为 600MW亚临界机组高调门卡涩,二、事故案例,综上所述,在饱和中的水滴蒸发后,蒸汽中有以下固体小颗粒:磷酸钠、硫酸钠、铜、钙、铁离子(有两部分来源:小水

37、滴析出和过热器管壁上的金属腐蚀产物)。其中,磷酸钠最多,因为炉水中磷酸钠含量 最多,并且在饱和蒸汽的水滴全部转化成蒸汽后,这些磷酸钠几乎全部以固体的形式析出。这些固体小颗 粒便有一部分在过热器内沉积。但是它们在过热器内并不是均匀沉积,主要集中在流通的弯道、节流处。哈尔滨第三发电厂的3号、4号机的高压蒸汽门呈半圆型,过热蒸汽从侧面碰到其球面,然后拐90度角流出主蒸汽门。蒸汽中的固体小颗粒密度比较大,由于离心力的作用便撞到高压蒸汽门的半圆型门头上,渐渐在此沉积。并且有一小部分蒸汽通过阀杆和阀杆套间的细小空隙泄露出去,这些细小的固体颗粒就在 这些小空隙中沉积,导致高压调速汽门卡涩。另外,过热蒸汽中的

38、固体颗粒进入汽机后,会造成固体颗粒 磨损、形成沉积物、引起汽轮机腐蚀等危害,以致严重影响汽轮机运行的经济性和可靠性,显著地增加维 护费用,并会缩短其使用寿命。,1、哈尔滨第三发电厂 3 号、4 号机为 600MW亚临界机组高调门卡涩,二、事故案例,针对以上情况,哈尔滨第三发电厂进行了以下实验:降低汽包液位,由-22.9mm 降到-180mm;尽量保持汽包液位稳定;升降负荷时尽量缓慢。然而检测数据显示,磷酸盐的携带量并没有减少。2007年7月10日,哈尔滨第三发电厂3号机组进行炉内全挥发处理实验(在给水中加氨、已醛肟,炉水中不再加磷酸盐),表2 是3 号机组与3 号机组进行炉水全挥处理发实验数据

39、进行综合对比。,1、哈尔滨第三发电厂 3 号、4 号机为 600MW亚临界机组高调门卡涩,二、事故案例,2007年13月份数据（全挥发处理实验前）,1、哈尔滨第三发电厂 3 号、4 号机为 600MW亚临界机组高调门卡涩,二、事故案例,3结论 通过分析可以得到以下结论:饱和蒸汽Na+离子含量有明显的下降,最高降幅达到53.78%,最低降幅达到35.14%。炉水电导率有明显的下降,最高降幅达到32.43%,最低降幅达到23.22%。实验全过程平均加氨量为0.0328m3,比炉水磷酸盐处理时高4.79%。炉水pH 值变化不明显。炉水pH 值最低8.94,最高9.27,炉水pH值合格率97.02%。

40、给水铁含量变化不大,且在国家控制标准之内。在全挥发实验中,过热蒸汽中磷酸盐含量为零,并且水汽系统各指标均达到国家标准。由此可见,炉内全挥发处理是解决高压调速汽门积盐的一个有效手段。,1、哈尔滨第三发电厂 3 号、4 号机为 600MW亚临界机组高调门卡涩,二、事故案例,河北某发电厂扩建工程安装的410-100P540-M型锅炉于2004 年12 月投产。其额定蒸发量410tPh,工作压力9.8MPa,蒸汽温度540。过热器对流管为51 5.5mm,材质为20G,双排错列布置98 排。正常运行状态下,汽包水位在+50mm-50mm 之间变化;期间发生过锅炉灭火四次,汽包最高水位+100mm;即汽

41、包水位在-50mm+100mm 之间变化。2005 年8 月25 日发现锅炉连续排污管道堵塞,锅炉无法正常排污。此机组自投运以来,多次发生凝汽器泄漏故障,给水硬度超标。1 爆管情况 2005 年10 月11 日,过热器分流管左数27 根因过热爆管,冲刷第26 根变薄引起爆管,同时将管28 根冲刷穿孔,第24、25 根冲刷减薄,第30、32根弯曲变形。,2、河北某发电厂扩建工程安装锅炉爆管事故,二、事故案例,2 检查情况2.1 化学检查割开第26 根管发现,有较大量积盐附着,并从上向下逐渐减薄,最厚处约3mm,对管内积盐进行化学分析,其成份为:Na=36.67%;Ca=0.12%;Mg 0.01

42、%;Fe=1.05%;Cu=0.26%;在第28 根管下部接近对流上联箱处,有一大块外为白色、内为褐色的块状附着物,并从上往下逐渐减薄,最厚处约为3mm,对其进行化学析,其成份为:Na=0.53%;Ca=10.96%;Mg=0.36%;Fe=0.35%;Cu=0.02%;Zn 0.01%;在爆管处可见对流下联箱内有灰褐色附着物堆积,质地很硬,后又割开第32 根、第94 根检查,第32 根对流上联箱接口处管内有约23mm 厚的垢,并从管割口上部流出淡黄色稠状物,风干后为晶状,第94 根很干净。,2、河北某发电厂扩建工程安装锅炉爆管事故,二、事故案例,2.2 检修检查 打开汽包人孔检查,旋风筒安装

43、位置高低不平,清洗孔板脱落较多。有些清洗孔板已与旋风筒梯形波形板分离器搭接,第三个多孔板前半部下垂,掉了两个销子,后侧第12 个旋风筒上多孔板掉了两个销子,倾斜搭在梯形波形板分离器上;前侧第12 个旋风筒上多孔板掉下,旋风筒脱落并倾斜。后数第3、4 旋风筒之间多孔板掉一个销子,第8 旋风筒上多孔板后侧掉两个销子;汽包内壁较干净,没有附着物,下降管无水垢、水渣,汽包内汽水分界面清楚。仔细检查蒸汽清洗孔板外,发现有微量盐迹,清洗孔板小孔有许多被焊渣堵死。将汽包内部汽水分离装置及蒸汽清洗装置全部拆除进行检查,发现旋风分离装置的连通箱增色为点焊,未按照规定进行满焊，见图。3处理情况 将汽包内部汽水分离

44、装置及蒸汽清洗装置全部拆除,旋风分离装置的连通箱处按要求进行焊焊处理,消除汽水短路点,多孔板及旋风筒全部修复到规范所规定的数值,汽包内部清扫干净,经化学验收合格;对过热器进行化学清洗,且更换掉爆管部分共8 根直管段。,2、河北某发电厂扩建工程安装锅炉爆管事故,二、事故案例,波纹板分离器疏水槽与疏水管连接处的焊缝满焊前/后,2、河北某发电厂扩建工程安装锅炉爆管事故,汽包顶部波纹板分离器疏水槽与疏水管连接处的焊缝没满焊，只进行了点焊，这会导致波纹板分离器的疏水直接进入汽空间，从而导致饱和蒸汽的含盐量增大。,二、事故案例,4原因分析：本次爆管的主要原因是给水硬度超标,含盐量增大,连续排污不能满足对炉

45、水水质的要求,使炉水含盐量增大,造成蒸汽带水量增大。汽水分离装置存在缺陷,旋风分离装置倾斜,梯形波形板分离器损坏,蒸汽清洗装置倾斜造成水膜不匀甚至无水膜,局部区域蒸汽未得到清洗,清洗孔板局部小孔堵塞造成其它部位超负荷运行,汽水分离装置连续焊口开裂,部分汽水混合物未经过分离装置,而过入汽包水空间或直接进入蒸汽清洗装置,增大了蒸汽带水量。含盐量较大的水滴在顶棚过热器中被加热,小水滴逐渐被蒸汽,携带钠盐能力下降,多余的钠盐便沉积在受热面管壁上,使蒸汽对管子的冷却能力逐渐下降,当积盐厚度达到一定数值后,蒸汽对管子的冷却能力下降较多,使管子壁温超过其允许值,管子超温爆破。,2、河北某发电厂扩建工程安装锅

46、炉爆管事故,二、事故案例,吉林某电厂#1机组试运过程中，蒸汽铁、钠离子超标，造成末级叶片积盐、结构，引起大轴振动，振动值变化如下表：末级叶片照片：,3、吉林某电厂#1机组末级叶片积盐、结构停机,从图片中可以看见红褐色的铁垢,大轴振动增加,二、事故案例,1爆管介绍：公司沙特拉比格项目 1#锅炉自4 月份投运以来，由于炉膛振动问题，于5 月底和6 月底分别停炉，对燃烧器进行了改造。第二次燃烧器改造后（Plan B 执行后），锅炉于7 月4 号重新启动，进入沙特的夏季高峰负荷运行期。在2012 年7 月31 日发现泄漏，为保证夏季供电，机组继续运行，直至2012 年9 月19 日停炉，发先吊挂屏过热

47、器超温爆管，随后进行换管和修复，至2013 年2 月，1#吊挂屏发现爆管，2#吊挂屏发生泄漏。沙特Rabigh 660MW 亚临界燃油机组1#与2#锅炉由我公司设计制造。在2013 年2 月发生4 次爆管。其中在1#炉发生2 次，2#发生2 次，爆管位置都在吊挂屏过热器。爆管后对爆口进行了检查，发现有积盐现象，通过割管检查，积盐的区域主要集中在中间集箱出口和吊挂管内壁，通过化验垢样的成分，主要含有钠、磷、氧、铁元素，积盐照片见下图：,4、沙特拉比格项目锅炉连续爆管,二、事故案例,4、沙特拉比格项目锅炉连续爆管,二、事故案例,4、沙特拉比格项目锅炉连续爆管,二、事故案例,4、沙特拉比格项目锅炉连

48、续爆管,二、事故案例,4、沙特拉比格项目锅炉连续爆管,二、事故案例,4、沙特拉比格项目锅炉连续爆管,二、事故案例,4、沙特拉比格项目锅炉连续爆管,2、原因分析：从爆口的现象发现属于超温爆管，并发现积盐现场，从积盐的成分分析，属于钠盐，和炉水中磷酸三钠有直接关系，炉水中磷酸三钠为什大量进入蒸汽侧？目前分析可能是汽包正常水位设置问题、汽包内部分离器问题、FCB、RB试验期间的水位急剧波动引起的蒸汽带水（机械携带）等原因引起，但是，锅炉厂给出的炉水、蒸汽指标控制标准也存在问题。锅炉厂给出汽包磷酸根离子的浓度范围0.5-3mg/L,蒸汽中钠离子含量不超过10ug/L，机组运行过程也是严格按照执行，基本

49、上没有超出这个范围；但是通过第一章的讲解，GB/T 12145-2008 中规定，此压力等级的汽包锅炉磷酸根应该小于1mg/L,蒸汽钠含量标准值小于5ug/L，期望值小于2ug/L，很显然锅炉厂给出控制指标超出了国家标准的范围，这是客观存在的。,国家标准是总纲，就严格程度而言，行业标准、企业标准通常高于国家标准，但锅炉厂给出的标准显然违背了国家标准。,二、事故案例,5、印度蒙德拉项目高加腐蚀,1、大体情况介绍：按照与业主签订的合同要求，换热管道全部采用“SS”不锈钢管。我公司与上海电站辅机厂订货合同中要求为：SA213-TP304，上海电站辅机厂选用的换热管材为SA213-TP304无缝不锈钢

50、管，其中5#、6#、8#机组换热管材为江苏银环厂生产的不锈钢管，7#、9#机组选用上海华钢厂生产的不锈钢管。自2011年2月7日5#机组投产至今，5号机组的3台高加、6号机组的3台高加、7#、8#、9#号机组的3号高加先后发生换热管道泄漏事故。2、腐蚀照片：,二、事故案例,5、印度蒙德拉项目高加腐蚀,：,点蚀很明显,二、事故案例,5、印度蒙德拉项目高加腐蚀,：,腐蚀程度加深，范围扩大,二、事故案例,5、印度蒙德拉项目高加腐蚀,：,：,：,二、事故案例,5、印度蒙德拉项目高加腐蚀,2、原因分析除#9高加没有发现凝汽器海水泄漏外，其他机组均发生海水泄漏造成的凝结水、给水钠离子超标情况。目前经过多次