全国火电厂水化学事故案例分析

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2×300MW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1042.08μg/L和2062.71μg/L，钠离子分别为475.28μg/L和969.38μg/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2×50%，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20～30分钟，这期间海水进入锅炉，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1.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。2.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3×50%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2×330MW亚临界参数机组。•1号机组于1995年10月15日投产，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•①1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。•②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。•③硬度成分主要来自凝汽器泄漏，凝结水精处理没有100%的投运。3.经验和教训1.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2.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。3.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。4.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1.飘带运行效果不好。飘带本身也附着粘泥，运行阻力增大，流速降低，使凝汽器运行环境更加恶劣。2.水中有机物含量高。杀菌效果差，生物粘泥沉积腐蚀。3.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1.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。2.加次氯酸钠杀菌方式的间隔时间较长（5～10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）3.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/T712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1.凝汽器停用不大于3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。2.加强胶球清洗，保持铜管表面清洁。3.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2×300MW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1.尽快提高凝汽器冷却水的运行流速。2.尽快完善凝汽器冷却水胶球清洗系统。3.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。4.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。5.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0.2µmol/L，电导率为0.3µS/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位正60mV～70mV。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