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石景山热电厂热网水质的监督与管理 |
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| 石景山热电厂热网水质的监督与管理 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-24 10:30:15  |
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邓育红
石景山发电总厂 北京100041
石景山热电厂（下称石热）是向北京市西区供热的主要热源，热网加热器能否长期安全运行直接关系到北京市的稳定供热。石热热网加热系统为4台基本负荷加热器和4台尖峰加热器相串联的加热系统，1、2号机各装两台，为基本加热器（下称基加），3、4号机各装两台，为尖峰加热器（下称尖加）。主要设计参数见表1。
原加热器制造厂要求的热网循环水水质（与更换后的加热器制造厂对水质的要求基本相同）标准为：
pH 8．5～10．0
酸性电导率（25℃）＜1 000μS／cm
溶解固形物＜600 mg／L
碱度 氢氧根碱度＝0 总碱度＜2．7 mmol／L
硬度＜0．25 mmol／L
氯离子＜30 mg／L
溶氧＜50μg／L
自1992年冬季供热以来，8台加热器先后投入运行，运行基本正常，未发现明显泄漏。在1996年冬季发现3号机2号尖加泄漏，在较短的时间内，泄漏量急剧增大，年底被迫退出运行。随后，西安热工研究所，华北电力科学研究院，石热化学、金属专业人员等，对加热器的损坏原因进行了大量的分析研究，大多数认为造成尖加损坏报废的主要原因是不锈钢的应力腐蚀破裂。后在华北电力集团公司的组织下，向钢铁研究院进行了咨询。确认尖加损坏报废原因是不锈钢的应力腐蚀破裂。而水质不合格即氯离子超标是不锈钢材质发生应力腐蚀的首要条件。
1 石热热网加热器损坏原因
应力腐蚀是由拉应力和特定的腐蚀介质共同引起的金属破裂，开始只是一些微小的裂纹，然后发展为宏观裂纹。它是特定的材料在特定介质中才会发生的腐蚀破裂，如奥氏体不锈钢在氯化物溶液和高温高压蒸馏水中，铜和铜合金在氨蒸汽中等，其影响因素主要为应力、材料和环境。
有关应力腐蚀的机理，其解释很多，一般认为应力腐蚀是机械拉力和电化学腐蚀共同作用的结果。结合石热的具体情况，加热器的管段都为U型管，其加工的残余应力是不可避免的。对于奥氏体不锈钢，在含有氯离子水中，在运行中温度较高情况下，极易发生点蚀（基加在70～120℃，尖加在120～150℃）。以点蚀区为起点，即点蚀区为阳极，金属表面钝化膜为阴极，形成小阳极、大阴极的电化学腐蚀，在拉应力的作用下，腐蚀破裂。
2 热网循环水的水质情况
2．1 循环水的氯离子浓度较大，第一、二供热期严重超标
石热热网加热器材质在更换前1、2、3机均为奥氏体不锈钢，在1992、1993年两个供热期，由于设计补给水处理时，未考虑氯离子对不锈钢的敏感性，热网补水选择了澄清—过滤—软化方式，澄清过程的聚铝处理及软化过程的食盐再生，氯离子不仅不会减少，反而高于原水10～15 mg／L，达到60～70 mg／L。在1994年石热化水改造增容时，将原计划的二期软化处理变更为一级除盐，从1994年冬季热网补水开始改为一级除盐水。但在供热期中，由于热网系统加热站的二次水往一次水漏时有发生，造成热网循环水硬度超标；在冬季开始供热时，二热（北京第二热电厂）部分负荷切给石热热网，由于二热水质为软化及蒸发器排水，也造成氯离子超标。
2．2 热网循环水溶氧超标
石热为间断供热，对于循环水中的氧无处理手段。在供热结束后，热力公司安排检修工作，热网管道需要放水，在供热前，均需灌水，在1998年前每次灌水约2万t，此水含氧量为饱和状态，在热网运行后，氧逐渐被消耗。对于应力腐蚀来说，水中的氧起阴极去极化作用，在热网投入初期，水中的溶氧对奥氏体不锈钢应力腐蚀起到促进作用。
针对石热热网的运行方式及由此形成的水质条件，通过对基加全面金相检查，发现基加同样也存在程度不等的裂纹缺陷，且逐年呈上升趋势。为保证北京市供热，在集团公司的大力支持下，我厂决定将加热器全部更换为双相不锈钢材质，并先后对更换下的2号机基加进行外观检查，多处可见裂纹，证明奥氏体不锈钢应力腐蚀的严重性。但是我们认为，新的加热器材质，虽然对水质的要求标准有所放宽，而在一定条件下，因介质浓缩后的浓度是无法估计的，故此处的腐蚀仍不可避免。另外，在热网管线中有不锈钢伸缩节，加强水质的监督和管理不仅关系着石热加热器的安全运行，同时对整个热网系统都有着重要意义。
3 石热热网水质的监督
对于热网水质的监督，制定监督制度，建立总工程师为领导的热网监督网络，从补水、热网循环水的日常监督，到热网停用期的热网加热器的保护，均有详细的要求及落实措施。
3．1 热网补水水质
从1994年冬季开始补充一级除盐水，在正常水质条件下，氯离子约为零，（滴加硝酸银无沉淀出现）。在除盐设备运行时，控制再生的条件，使阳床先失效，避免酸性水进入加热器。
补水应进入低压除氧器，要保证除氧效果。
3．2 供热期的循环水水质的监督
在热网循环水补水正常情况下，导致水质劣化原因主要是热网换热站泄漏造成二次水向一次水漏流；石热热网与二热热网切换，由于二者运行的水质不同，造成石热热网水质劣化。为此我们做了如下工作尽量减缓循环水的污染程度。
从1997～1998年供热期，我厂和市热力公司建立了水质通报制度，热力公司在热网管线具有一定代表性的加热站，如高层建筑集中的区域，设置水质监测点，我厂每周将热网循环水水质情况通报给热力公司，热力公司同时将其监测站的水质通报给我厂。发现问题及时会同热力公司进行水质查定。曾发现京西宾馆加热站严重泄露导致热网水质劣化（对换热站设备进行检修，消除缺陷）。
石热热网冬季供热，在夏季时将部分负荷切给二热，在冬季时，此负荷再切回石热，而这部分 水质此时的氯离子含量在80～90 mg／L，虽然在供热上水时仍需补充50％的除盐水，但供热初期氯离子的含量仍然在30 mg／L左右，为避免此问题，在1998年夏季，石热试运行夏季供热，但由于夏季热负荷小，且石热运行管线长，对机组运行的经济性、安全性不利。1999年夏季未供热。为减少冬季二热切负荷时的水量，热力公司采取在冬季供暖结束时，增加石热补给水量，并且，减少热网管线由于检修的排水量，即石热热网水在夏季尽量不排。
3．3 热网停用时的加热器的保护
在非供暖期，加热器均采用充氮保护。在供热结束后，对加热器的水侧，用一级除盐水进行冲洗，至氯离子浓度小于1 mg／L。对加热器内的管逐根进行空气吹扫，同时汽侧灌水、查漏。涡流探伤检查加热器管的损伤情况。然后加热器本体汽、水侧门前加堵，进行充氮保护。当氮气含量大于98％时，关闭排气门，继续充氮至表压为0．03～0．05 MPa。要求充氮的氮气纯度大于99．5％。在整个保护期，定期测定氮气纯度，保证氮气压力在0．03 MPa，否则补充氮气。通过检查保护期内的设备表面状况，以及在汽、水侧悬挂腐蚀指示片，未发现锈蚀痕迹，保护效果良好。
4 建议
（1）通过近几年我厂和热力公司共同努力，热网循环水的水质有所好转，但在供热后期仍出现循环水硬度超标情况。由供热初期至结束，1997～1998年水质硬度从150μmol／L到300μmol／L，氯离子浓度从36 mg／L到6 mg／L；1997～1999年水质的硬度从140μmol／L到270μmol／L，氯离子浓度从38 mg／L到6 mg／L。我们认为出现这种情况的原因是热网换热站存在着泄漏问题。因为在整个供热期补充的大量除盐水（约20余万t），相当于热网整个水容积的4倍左右。随着整个热网运行时间的增长，较高的含盐量更易于加热器及热网管系结垢，进而产生垢下介质浓缩，即使是双相不锈钢，也有氯脆危险。所以，加强夏季热网系统的换热站检修，避免冬季较大的水质污染，是保证热网安全运行的首要因素。
（2）石热热网和二热热网的切换方式上存在着污染石热热网循环水的条件，造成供热前期氯离子含量较高。需要研究新的供热方式。
（3）在热网加热器运行中，目前对疏水水质的监督没有较好的手段，从而难以判断加热器的状况。我厂暂定为疏水的酸性电导率不大于0．3μS／cm，但从基加疏水监督情况看，即使已产生了极微小的裂纹，从酸性电导率上反映也不明显。
（4）在供暖期结束后，热网外网的管道内水不放，此水水质一般硬度为300μmol／L，氯离子浓度在10 mg／L以下，酸性电导率为200μS／cm左右（25℃），pH为9．5～9．8。对于碳钢管，应该不会造成腐蚀，但对于不锈钢材质，在这段时间由于水中杂质的沉积，氧量较低，有可能造成沉积物下的点蚀，对外网管系产生威胁。对热网管系（包括各个换热站）在非供暖期的防锈蚀保护应引起重视。
参考文献
［1］郑文龙，于青．钢的环境敏感断裂．北京：化学工业出版社，1998．
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