亚临界直流机组热力系统的腐蚀、结垢及原因分析 corrosion and scaling of thermal system for subcritical once-through unit and causes analysis.pdfVIP

D 第 35 卷研 究 第与 磊薪 亚临界直流机组热力系统 一 的腐蚀、结垢及原因分析 、，z 张忠明1，徐力鹏2，闫爱军2 J|cc 1mz×一 30斗S／cm。虽然机组设计有凝结水精处理装置，但是 O 引言 由于精处理旁路有泄漏，造成锅炉给水水质长期间 断或连续超标，最长连续超标时间长达13天。给水硬 亚临界直流机组的结构特点决定了给水水质 度达0．2～1．75斗mo札，电导率(经氢离子交换后，25 对热力系统的腐蚀和结垢有着决定性的作用，一旦 ℃)为0．3～2．8斗S／cm，大大超过了《火力发电厂水汽 给水水质恶化，省煤器、过热器、再热器以及汽轮机 化学监督导则》中规定的锅炉给水水质异常时的处 叶片和凝汽器铜管的腐蚀或结垢将不可避钳”。 理值。由于诸多原因未能按照导则进行相应处理而 继续运行，因此热力设备的腐蚀或结垢在所难免。 1 某电厂设备概况 2000年8月4日，即机组运行2年零8个月时，对2 号机组进行了为期3个月的大修工作。大修过程中． 某电厂2号机组是罗马尼亚进口机组，单机容 发现热力系统存在严重的腐蚀和结垢问题。 量330Mw，锅炉为亚临界压力、中间再热塔式直流 锅炉：汽机为FIc一330型单轴四缸四排汽中间再热 2热力系统腐蚀、结垢状况 100 冲动冷凝式汽轮机．机组的额定蒸发量为1 t／}l： 2．1 主蒸汽压力为19．2MPa，主蒸汽温度为540℃：再热 锅炉系统 1 汽压力为5．1MPa，再热汽温度为540℃：给水温度2．1．1割管检查 为267℃(不投高加为176℃)。 对省煤器、蒸发Ⅱ段、过热器Ⅱ段以及再热器Ⅱ 2号机组于1997年12月18日首次冲转，同年12段的割管检查结果显示，省煤器管壁有黑色沉积物． 月23日并网，12月31日完成168h试运，1998年3月3 并有红色点状物，有锈蚀痕迹；蒸发Ⅱ段管壁无锈， 日正式投入运行。自机组投运至2000年8月．机组累未发现蚀坑，有黑色沉积物；过热器Ⅱ段管壁有小的 775 计运行19 h，发电52．4亿kwh，平均负荷为265蚀坑，并有锈蚀斑点；再热器Ⅱ段有黑色沉积物，沉 Mw，在此期间机组累计启停134次，共进行小修6 积物下有蚀坑，属垢下腐蚀。 次、项修1次。 再热器部分管子发生弯曲变形。本次大修共更 该机组在运行中曾多次发生凝汽器泄漏事故。 换再热器管30根。 其中1999年2～4月持续泄漏35天，精处理前凝结水2．1．2锅炉系统垢量的测定