辽宁省电力有限公司直属火电厂2001年化学监督工作总结

电力18讯：    1  化学监督现状及存在的问题
1.1  指标完成情况
1.1.1   补给水
    近年来，省公司对一些水质含盐量较高的老供热电厂进行了水处理改造，改变了原来的水处理方式，增加了反渗透装置，使离子交换树脂负荷减轻90％以上，不仅节约了近90％的酸碱，减少了环境污染，而且大大提高了补给水质量。例如，北票发电厂水处理采用反渗透加一级除盐后，使补给水电导率最低降至0.2μs/cm。今年安装完工的阜新发电厂、大连发电总厂的水处理设备都在一级除盐设备前增加了反渗透装置，出水电导率都在0.2μs/cm左右，因此彻底解决了冬季供暖补水量大，原水处理设备满足不了供合格除盐水的现象，保证了安全生产。
1.1.2  给水
    严格控制给水质量是防止热力设备的腐蚀、结垢、积盐的必要措施，特别是控制给水pH，防止受热面腐蚀，由于腐蚀不仅缩短设备的使用寿命，而且腐蚀产物会转入水中，加速受热面结垢，造成腐蚀和结垢的恶性循环。
    加氨自动装置的投入，在保证炉水pH起到了重要作用。它减少了人工操作的滞后现象，这一点已得到各厂的重视，抚顺电厂、沈阳热电厂、阜新电厂、大连总厂、辽宁电厂都先后安装了此设备，使给水pH合格率有了很大的提高。 但加氨自动投入后存在的最大问题是：
    （1）设备的维护和校正不及时，使泵不能连续运行，甚至改自动为手动。
    （2）自动装置传感器环节的 pH表，存在电极老化，校正不及时，表本身性能差等问题，影响控制效果。
    （3）控制柜某个环节质量不好，与计量泵（变频）不匹配，或者计量泵本身的机械问题，都影响泵的正常运行。所以要区别对待，分别解决，加强维护，让现有的加氨自动装置发挥出应有的作用。
1.1.3  炉水
    炉水采用磷酸盐处理，是为了防止碱性腐蚀，消除漏进锅炉内的硬度。省公司直属电厂除大连总厂今年新上一台加磷自动装置外，其它电厂仍为手工控制，这项工作目前差距很大，为保证良好的蒸汽品质，应提高加药方式的自动化水平。
    建议：大连总厂、辽宁电厂采用低磷酸盐控制，将炉水PO4－3控制在1－5mg/l之间。同时也要求各厂严格控制炉水磷酸根浓度，将磷酸根浓度（以PO4－3表示）控制在低限3mg/l范围内，防止发生盐类暂时消失的异常现象和碱性磷酸盐腐蚀，提高蒸汽质量，减少锅炉沉积速度。
1.1.4  凝结水
    影响凝结水合格率的主要原因是，凝结水溶解氧不合格和凝汽器存在微漏现象，这一点已经引起各厂领导层的重视，现许多厂负责生产的领导都亲自抓这项工作，并严格执行"水汽异常通知单"制度，所以今年凝结水的合格率有所提高。
    （1）建议：存在微漏的电厂能查清原因，视具体情况而定，能够进行凝汽器管板涂胶的电厂应在大修期间进行管板、管头涂胶工作，从根本上杜绝凝汽器漏泄和腐蚀。
    （2）存在的问题是：老机组凝汽器漏泄严重
    辽宁电厂老机组设备陈旧，正处于逐年退役阶段，但凝汽器漏泄造成的危害却相当严重，以＃4机组为例：＃4机于2000年7月进行化学清洗，2001年3月19日大修，共运行8个月零19天，大修检查水冷壁向火侧结垢量为475.58/m2，圆环结垢量为368.98g/ m2，水冷壁圆环结垢速率为483.38g/ m2・a(2000年7月--2001年3月)，虽然形成的原因很多，但最主要的原因是凝汽器频繁漏泄，从2000年8月－－2001年3月漏泄时间长达872小时，漏入生水339.9吨，硬度合格率为69.5％，给水O2合格率20.5％，凝结水O2合格率为4.8％。
1.1.5  循环水
    为防止凝汽器结垢、腐蚀和微漏，并能充分利用水资源，提高循环水浓缩倍率，各厂都做了大量的工作，虽然循环水监测没有一个统一的标准，但各厂能依据水质、处理方式、浓缩倍率等制定合理的循环水控制指标，并严格进行监测，保证了循环水的安全，稳定运行。
    例如：阜新电厂9＃机大修检查凝汽器铜管保护膜完好，无腐蚀、结垢现象。大连总厂循环水冬季供暖加DDF-2阻垢剂,夏季加硫酸控制得很好，1986年凝汽器换铜管后，一直没有发生漏泄现象。另外，抚顺电厂、北票电厂今年凝汽器铜管也没有发生漏泄现象。
    存在问题是：抚顺发电厂1号机凝汽器铜管（B30管）有腐蚀现象，明年5月份大修时，应查清原因。
1.2  发电机冷却水水质情况   
                 电导率    pH