水汽品质化学监督对发电厂安全运行及节能降耗的影响

原创： 黄茜 西热化学

西热化学 

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    热力设备水汽系统水汽品质恶化不被及时发现，会造成怎样的严重后果？专家例举以下实例，前车之鉴，后事之师。

    火电厂水汽系统化学监督不准确，水汽品质恶化问题得不到及时发现，化学控制出现偏差，会导致发电机组水汽系统发生腐蚀、结垢和积盐，造成巨大的经济损失。

    据国外资料介绍，美国发电厂机组发生非停事故，其中约有50%是因蒸汽热力设备腐蚀结垢造成的，导致每年增加30亿美元运行和检修成本。发电厂由于腐蚀造成运行成本增加10%以上，在美国所有工业中，腐蚀造成的损失排名第一位。

    近年来，我国电力装机容量增加迅猛，但热力设备水汽系统化学监督管理水平和技术水平相对滞后，由此引起的热力设备腐蚀、结垢和积盐问题比较普遍，严重影响了电厂的安全经济运行。

    案例一：山西某电厂两台600MW亚临界机组，2004年底相继投产，由于汽包汽水分离装置存在缺陷使饱和蒸汽大量带水。同时，由于蒸汽在线钠表测量结果偏低，一直未能及时发现该问题。2006年初大修检查发现汽轮机严重积盐，高压缸叶片积盐最厚达3mm，导致汽轮机效率显著降低。机组满负荷运行时的蒸汽流量从投产初期的1790t/h（额定蒸发量），增加到1900t/h以上，煤耗增加20g/kW×h以上。据估算，每年增加成本约5600万元。2006年以来，天津、内蒙、广东等地多台亚临界参数大机组高压缸发生程度相似的严重积盐问题。另外，全国有更多的机组出现不同程度的汽轮机积盐，据估算，平均煤耗增加5g/kW×h以上。

    案例二：国内某电厂300MW汽包炉，炉水在线pH表测量值偏高，仪表显示pH值始终大于9.0（合格），而炉水实际pH值经常低于8.3。运行两年后锅炉水冷壁管频繁发生爆管事故。割管检查发现大量水冷壁管发生酸性腐蚀，造成重大损失。

    案例三：某电厂给水在线pH表测量值偏高，造成实际给水pH控制值偏低，导致给水及高加疏水系统发生严重腐蚀，高加疏水铁含量高达70μg/L。高加腐蚀泄漏会造成高加退出运行，严重影响机组效率；给水系统腐蚀产生的大量铁腐蚀产物会加速水冷壁管的沉积和腐蚀，降低锅炉效率，并造成爆管事故的发生。

    案例四：某电厂炉水水质控制不当，造成水冷壁管严重结垢，降低了水冷壁管的传热系数，使锅炉效率降低，并导致水冷壁管超温爆管；同时造成过热器烟温升高近100℃，发生过热器爆管事故。

    综上所述，火电厂热力设备水汽系统化学监督和控制工作出现偏差，不仅会造成汽轮机积盐和锅炉管内壁结垢、降低汽轮机和锅炉效率，还会造成热力设备腐蚀，引起机组非停和高压加热器退出运行，影响机组的安全性和经济性，不利于电厂节能降耗。