安徽省火电厂化学监督存在的问题与思考
2007-11-30 16:41:36 来源:
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电力18讯: 近几年,随着火力发电厂相继开展达标、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。
1 监督管理方面
1.1 新厂新体制
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,根据电力技术监督的 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。
1.2 厂网分开
2002 年年底电力体制改革进入到实质性阶 段,真正实行了厂网分开,各火力发电厂分别划 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。
2 化学技术方面
2.1 化学除盐系统
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。
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。
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 单位不了解电力生产过程和要求,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。
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 着火力发电机组向高参数、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。
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。
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。
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<
1 监督管理方面
1.1 新厂新体制
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,根据电力技术监督的 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。
1.2 厂网分开
2002 年年底电力体制改革进入到实质性阶 段,真正实行了厂网分开,各火力发电厂分别划 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。
2 化学技术方面
2.1 化学除盐系统
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。
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。
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 单位不了解电力生产过程和要求,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。
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 着火力发电机组向高参数、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。
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。
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。
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<
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