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<div align="center"><h1 class="aTitle"></h1></div><div style="CLEAR: both; LEFT: 0px; FLOAT: left; VERTICAL-ALIGN: top; TOP: 0px;"><!--Element not supported - Type: 8 Name: #comment--></div><div id="content"> 近几年，随着火力<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/c42.aspx">发电</a>厂相继开展达标、创 一流、安全性评价等一系列活动，随着大容量、 高参数机组逐渐承担起主力发电任务，各级领导 和专业技术人员提高了对化学监督工作的认识， 从思想上和行动上更加重视化学监督工作，才使 得化学监督管理工作和化学技术水平得到了改善 和进一步提高，保证了机组安全发电和迎峰度夏 工作的顺利进行。但是化学监督过程中仍然暴露 出一些问题，安全生产隐患仍然存在，不得不引 起大家的高度重视。<br/><br/>1 监督管理方面<br/>1.1 新厂新体制<br/> 进入 90 年代以后，特别是引进机组和管理模 式以后，许多新建电厂的化学管理打破了原来维 持几十年的分场制，变集中管理为分散管理，化 学专业人员按工作性质分散到了不同的职能部 门。但不管体制如何变化，根据<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/">电力</a>技术监督的 特点，为保证监督的有效性必须具备完整的标准 体系、组织体系和管理体系等，必须实现监督管 理的闭环运作，才能保证其在电力生产过程中不 出现漏监、误监和失控现象，才能为电力安全生 产保驾护航。<br/>1.2 厂网分开<br/> 2002 年年底<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/">电力</a>体制改革进入到实质性阶 段，真正实行了厂网分开，各火力<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/c42.aspx">发电</a>厂分别划 归了不同的发电公司，技术监督的管理体制和模 式有可能发生大的变化，但技术监督职能不能削 弱，应注重区域化技术监督的管理和监督人员的 素质培养，提高各发电企业化学技术人员的业务 水平和操作技能。<br/><br/>2 化学技术方面<br/>2.1 化学除盐系统<br/> 一方面由于设计余量大和机组负荷低等原 因，使得许多电厂的化学除盐系统利用率降低， 大部分电厂的离子交换设备都是间断运行，不仅 酸碱耗高，而且浪费大量水资源。另一方面部分 电厂对除盐系统重视不够，认为只要能制出合格 的除盐水就行了，根本不去考虑技术进步和运行 成本，致使酸碱用量大增，个别设备酸碱耗甚至 达到 90g/mol。除此之外，大量的废酸废碱外排， 也造成严重的环境污染。 <br/> 另外，由于除盐水制备和锅炉用水之间存在 时间差，除盐水在除盐水箱内与空气长期接触， 吸入大量二氧化碳，致使除盐水在水箱内的污染 加剧，根据现场运行调研，混床出水电导率均小 于 0.2μs／cm （国标），一般维持在 0.07-0.08μs ／cm 的水平，但除盐水泵出水的电导率却多在 0.5-0.6μs／cm，甚至更大，这就是说我们供给锅 炉的水并不是我们制出的质量非常好的水。 <br/> 第三，由于水体污染和再生用药品中的杂质 含量和种类难以控制，导致树脂污染的情况不能 忽视，特别是某些情况下，由于生产厂家或运输 单位不了解<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/">电力</a>生产过程和要求，运送再生用酸 碱时采用同一容器，致使酸碱药品在源头就发生 了交叉污染。另外按照国标验收，酸碱中的微量 杂质无法确定，在主要指标都合格的情况下，仍 然影响制水质量。我省曾出现按国标验收新购置 的盐酸和氢氧化钠，所有指标都合格，但就是阳 床出水钠不合格或阴床出水铜含量偏高，从而导 致整个热力系统铜偏大。结果经分析发现一例为 氢氧化钠中铜含量明显偏高。如表 1。 <br/> 之后电厂经过更换铜含量较小的药品，除盐水及水汽系统的铜含量很快就降了下来。另一例 则是用装碱的罐车直接装酸，结果造成阳床出水 钠含量偏大。由此可见，虽然国家标准没有规定 树脂再生液及二级除盐水的铜含量指标，但含铜 或其它杂质较高的再生液足以污染除盐水，以致 于污染整个水汽系统。 第四,炉水调整用药有时变成了污染源。随 着火力<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/c42.aspx">发电</a>机组向高参数、大容量发展，对水汽 品质的要求越来越高，特别是对微量阴离子的要 求越来越高。前面我们在除盐系统花许多精力才 制出了几乎接近纯水的除盐水，可是到了炉水我 们又为了防腐添加各种药剂，如果使用的药品质 量不好，其带入炉水的杂质离子量，会远远超过 水中残留的量。即使采用分析纯药品，若质量不好，其中的微量离子含量也足以使整个水汽系统 的氯离子超标。表 2 一组数据足以说明这个问题。<br/>采用表中的分析纯磷酸三钠进行炉水调整，则炉 水氯离子含量达到 10mg/L 以上，远远超过国家 标准。 2.2 水汽品质合格率与热力设备积盐结垢 省内部分亚临界机组按 GB 12145-1999 统计 的水汽品质总合格率如图 1 所示。与之相应的水 冷壁结垢速率和汽轮机积盐速率如表 3 所示。<br/> 从图1中可以看出除2000年C厂#3机组（基 建后试运行）外各机组水汽品质总合格率相差不 大。但表 3 表示的各机组间水冷壁结垢和汽轮机 积盐速率却存在明显差别。图 2-4 表示的典型的 汽轮机叶片检查情况也足以说明它们的差别。图 2 为 C#3 机叶片，图 3 为 A#1 机叶片，图 4 为 B#2 机叶片。从图中可以看出：图 1 和图 3 的叶片均 有明显的积盐结垢现象，而图 2 的叶片却非常干 净。<br/> 由此可见，单单用水汽品质合格率来评价 热力设备积盐结垢情况很不全面，日常监督中应 将按国标统计的水汽品质合格率与监督指标的检 测值联合起来分析，才能有效反映真实的水汽质 量。因此必须提高对水汽监督指标和其质量标准 的认识，确实做好水汽品质期望值控制工作，才 有可能进一步降低热力设备的积盐结垢速率。 <br/>2.3 热力设备腐蚀问题突出 <br/> 近几年，通过热力设备检查，先后发现了 汽轮机叶片积盐、汽轮机叶片定性检验 PH 偏低、 水冷壁管点蚀、凝汽器铜管水侧点蚀、汽侧磨蚀 或明显腐蚀、汽包内旋风分离器表面有蚀坑或出 现条状腐蚀以及汽包封头内表面出现凹坑等腐蚀 或异常现象。但对各机组的常规检测和监督项目 进行分析，又没有发现明显的异常现象。 <br/> 与此同时，还发现水冷壁管结垢量普遍不 高，即使是汽轮机叶片积盐较明显的机组，水冷 壁结垢量也不高，往往是酸洗年限已到，而垢量 还差的很远，有时还达不到《化学清洗导则》规 定的一半。 <br/>2.4 汽包水位控制问题难以解决<br/> 近几年的<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/bbs/index.asp?boardid=30">检修</a>检查，均发现汽包水位普遍偏 高，特别是亚临界参数的机组。汽包水位过高， 会使蒸汽带水量增大。对于一同台锅炉来说，汽 包直径大小是固定的，若水位上升，汽包上面的 汽空间高度就必然减小，这就会缩短水滴飞溅到 蒸汽引出管口的距离，不利于水汽自然分离，从 而使蒸汽湿分增大；另外，当锅炉负荷、压力等 参数变化时，也引起水位波动，特别当锅炉压力 骤然下降时，由于水的沸点下降，炉水会发生急 剧的沸腾，产生大量蒸汽泡，不仅由汽泡破裂而 产生的小水滴增多，而且水位膨胀现象也大大加 剧，更加减小汽泡上部的汽空间，造成汽水分离效果差，蒸汽湿分增大，严重时出现蒸汽带水现 象，这样浓缩于汽包炉水中的杂质将随蒸汽带入 后续热力设备中，引起过热器、再热器、汽轮机 等的积盐腐蚀，从而导致过热器、再热器超温爆 管、汽轮机因积盐而带不满负荷等恶性事故发生。 <br/> 通过与相关专业探讨，发现制造厂提供的汽 包水位校验装置很少有单位真正使用，热工校验 汽包水位仅限于就地水位计、双色水位计、差压 变送器之间的互相印证，而没有和汽包内实际运 行水位进行过比较。<br/>2.5 凝结水精处理系统 <br/> 相比之下，凝结水精处理系统的问题更多， 主要表现在：1）对凝结水精处理认识不足，许多 单位认为只要水汽品质合格，就可以不投凝混床， 或者仅在凝汽器泄漏和机组启动初期投用。2）设 计和设备缺陷多。有的机组由于系统设计问题造 成凝结水处理水量仅达到总凝结水量的 20-30%， 显然不能满足亚临界机组对水汽品质的要求。有 的机组则是凝混床间或凝混床内流量分配严重不 均，导致凝混床偏流，影响出水水质，缩短运行 周期。有的机组没有设计备用凝混床，即使化学 人员再努力，凝结水总不能全程全量处理。3）凝 混床树脂污染问题时有发生，有来自热力系统本 身的，也有来自再生用化学药品的。4）氢型运行 凝混床出水电导率按国标要求需要用氢导来监 测，而当凝混床出水氢导>0.1μs/cm 时，炉水氯 离子含量已经明显增大了。<br/>2.6 <a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/c42.aspx">发电</a>机内冷水水质调整<br/> 图 5、图 6 表示了<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/c42.aspx">发电</a>机内冷水 PH 和 Cu2002 年平均合格率分布情况。从图中可以看出发电机 内冷水水质问题最多，近年来虽然有许多机构研 制开发内冷水调整方法或处理工艺，但对解决双 水内冷机组存在的问题还显得十分不足。<br/>2.7 凝汽器泄漏与维护 <br/> 自《安徽省火电厂凝汽器铜管管理条例》和 《华东电网火电厂凝汽器管材管理办法》实施以 来，各级领导和专业技术人员对凝汽器的认识进 一步加强了，对新铜管质量把关和<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/bbs/index.asp?boardid=30">检修</a>时进行涡 流探伤方面的工作给予了充分的重视，但凝汽器 运行维护和停备用保护方面的工作时有欠缺。采 用牺牲阳极保护的机组有的阳极块本身呈疏饼 状，或片状脱落，或粉状脱落，有的卡在铜管管 口，有的吸附在管板上，粉末状的则沉积在铜管 内部，反而产生了负面影响。 <br/> 另外，对近年来凝结水检测指标进行分析， 发现凝水硬度的分析结果与凝汽器泄漏不符，而 凝水氢导和钠的变化趋势则与凝汽器泄漏基本一 致。随着检测技术的发展和检测仪器的更新换代， 选择凝水氢导或钠进行检测，更能及时准确的发 现凝汽器泄漏，特别是微漏。 <br/>2.8 化学仪表准确度问题 <br/> 化学仪表的准确度一直是大家最关心的问 题，也受到了各级领导和专业人员的重视。当前 样水温度和流量仍然是制约在线化学仪表测量准 确性的重要因素。以往大家普遍重视超温现象， 大部分电厂通过集中取样架改造已消除了样水超 温的问题。但冬季样水温度偏低造成在线化学仪 表测量误差增大又成了主要问题。根据近两年我 所检验的仪表情况来看，新购仪表有近 30%不合 格，而现场普遍使用的电导率表和 PH 表的比对校 验合格率也只有 79.3%和 77.6%。在不合格仪表中 温补系统不合格的又占不合格表计的 80%。由此 可见，建立一套完整的电厂化学仪表验收、校验 和标准传递体系多么必要。 <br/>2.9 停用保护问题 <br/> 目前，我省大部分机组采用十八胺和热炉放 水的方法进行停备用保护，由于机组停备用时间有时难以掌握，致使出现连续向炉内投加十八胺 的现象，有时为了取得明显的憎水性效果，也出 现大剂量投加十八胺的现象。十八胺保护技术目 前还不是十分成熟，特别是带有凝结水精处理设 备的电厂采用时更应小心谨慎。由于其造成凝混 床树脂污染，所以有些电厂在启动初期为保护凝 混床树脂不受污染往往解列凝混床，而这正好与 设计凝混床的初衷之一相违背。 <br/>2.10 两个特例 <br/> 我省有两台亚临界机组出现特别现象，其中 一台 300MW 机组自投运以来，近三年的时间，一 直存在低负荷时蒸汽钠偏大甚至超标现象，几乎 每天维持 2-3 个小时。经过多方努力，仍然找不 到原因，这种现象至今还存在。另一台 600MW 机 组则存在炉水水质"过好"的现象，有时其炉水 电导率甚至比除氧器出水电导率还低。炉水二氧 化硅一般也维持在较低的水平，有时比同类机组 的蒸汽品质还要好，但其水冷壁结垢率和汽轮机 积盐率且远比其它机组要高。 <br/><br/>3 对几个问题的思考 <br/> 由于上述问题的存在，促使我们有针对性的 进行了思考，提出了以下一些想法或建议，希望 完善和健全适应目前形势的化学监督体系，更好 地为<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/">电力</a>生产的安全高效服务。 <br/> （1）应建立完善可靠的监督体系。技术监督 是保证<a title="点此访问中华电力网" href="http://www.zhdl.net/">电力</a>生产安全与否的基础，无论体制如何 变化，为保证监督的有效性都必须具备完善可靠 的标准体系、组织体系和管理体系等，从而奠定 电力生产安全的基础。<br/> （2）完善电厂化学药品检验制度，补充建立 药品验收标准，特别是关于微量杂质的标准。 <br/> （3）按国标统计的水汽品质合格率需要与监 督指标的检测值联合起来分析，才能有效反映真 实的水汽质量。因此必须提高对水汽监督指标和 其质量标准的认识，确实做好水汽品质期望值控 制工作，才有可能进一步降低热力设备的积盐结 垢速率。 <br/> （4）应组织相关专业联合公关，确定准确测 量汽包水位的标准和准确判断汽包水位的方法。<br/> （5）GB 12145-1999 中凝混床出水电导率的 标准应区分氢型运行和氨型运行，氢型运行的凝 混床采用直接电导率更合适。 <br/> （6）建立一套完整的电厂化学仪表验收、校 验和标准传递体系。<br/> （7）尽快制订凝汽器使用维护导则。</div> |
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