安全性評價中的技術谘詢工作

　　對火力發電廠進行 安全性 評價，不僅要按照相關項目進行查證和評分，以量化界定 安全性(或對應的危險性)程度，更重要的是善於識別潛在的危險因素而加以發掘，提出針對性的整改建議，以切實可行的 技術 措施和(或) 管理手段，將隱患消除。因此，電力生產設備的 安全性 評價，必然含有設備狀態診斷、故障預測預告和失效 03manbetx 等技術谘詢內容。 安全性 評價的技術含量，主要體現在為業主單位提供的整改建議中的技術谘詢量。 　　 　　現以不同類型火(熱)電廠化學專業安全性 評價為例作說明。 　　 　　1在安全性評價中為業主單位釋疑解難 　　 　　安全性評價雖已列出明晰具體的評價條目，但是按條目衡量被評價單位發供電設備時，卻取決於查評專家的技術水平與實際經驗。對於同一條目，不同專家發掘問題的深度有很大差異。　　 　　業主單位在接受查評的同時，往往寄希望於專家為之解決一些疑難問題，查評專家也應義不容辭的為之排憂解難。以下事例可資證明。 　　 　　1.1某廠水質合格條件下積垢率過高的 03manbetx 　　 　　某廠2台蒸發量為1100t/h亞臨界參數鍋爐，曾因水質故障，在投產後不久大麵積脆爆失效。接受教訓後，該廠領導下力量抓了水汽質量，使合格率達到考核指標。但是更新後的水冷壁管積垢率仍很高，鍋爐酸洗間隔平均值分別是1.6年和2.5年。在安全性查評中，這一尖銳矛盾現象擺在查評者麵前，業主單位領導與專業人員都希望有合理解釋。 　　 　　在查證中發現，這2台鍋爐的5次酸洗，均采取pH為5～5.5條件下的亞硝酸鈉鈍化，在此pH值下鍋爐金屬麵難以進入鈍態，而且有腐蝕。為此指出，應采取pH為9～9.5的相同濃度亞硝酸鈉鈍化。前者由於金屬麵未鈍化，可產生400kg以上的鏽蝕物，即使均勻分布在水冷壁受熱麵上，也達43g/m2；後者產生的鏽蝕量為71kg，均勻沉積量不足8g/m2。 　　 　　為此，明確建議該廠今後在pH值為9～9.5下進行亞硝酸鈉鈍化處理。 　　 　　1.2對某廠查評與複查中進行失效 03manbetx 與處理 　　 　　某電廠4台200MW機組凝汽器銅管使用逾10年無結垢腐蝕現象，也很少發生凝汽器泄漏現象。但是在進行安全性評價前半年多均出現結垢腐蝕，到進行安全性評價時，凝結水合格率均低於50%。 　　 　　經查證，認為是該廠未按變更原水時應采取脫除強酸鹽處理(稱“深度處理”)的要求，投入配套的循環水處理設備進行水質處理，而采用藥劑“阻垢、緩蝕”所致。由於凝汽器管泄漏堵管率已達5%，建議依次更新為耐蝕的70-1B錫黃銅管，同時強調仍需投入深度處理設備，其製水量應達500t/h。 　　 　　在查評中還發現循環水pH值低於6，指導用氫氧化鈉中和處理，液堿用量與計算值符合。 　　 　　在對該廠進行複查時，正值新換管的3號機組銅管嚴重泄漏。指出在該機組銅管安裝時，曾發現操作粗放，將銅管彎成弓狀，曾預告投產後將在冬季產生應力開裂(稱“季節性破裂”)。該機凝結水質劣化的特點符合銅管斷裂特征，抽管檢查也證實了對失效原因的推斷。黃銅管應力斷裂可在第二個冬季後緩解，例證就是該廠1號機於1984年夏投產後，從當年秋末到次年夏初因黃銅管斷裂而停機20餘次，次年就不再發生。對此，其他機組更新銅管時必須引以為戒，嚴防產生安裝應力。 　　 　　1.3在評價中答複業主單位的疑難問題 　　 　　某新建電廠循環水使用弱酸樹脂對補充水作脫堿軟化處理， 設計濃縮倍率為<2.5倍，查評前實際控製為2倍。查評後指出可提高到4倍，最高不超過5倍。此舉可使該廠年節水(經脫堿軟化的)300餘萬噸。 　　 　　對該廠提出的內冷水電導率控製 標準和銅管清洗問題一一作了答複，並將該廠鍋爐充氮氣保護改為滿水用氮氣保持壓力保護。 　　 　　2風險預知預告和消除風險對策收效情況 　　 　　安全性評價是基於預防為主的 安全 管理原則，通過查找風險因子預防設備發生故障。《火力發電廠安全性評價》(第二版)1.6電站化學設備，將可能引發化學故障的80個風險因子，歸納成4個子項共40個條目。認真地按《評價》條款進行查證計分，一般能顯示出設備的薄弱環節，對於水處理設備和製氫設備顯性的風險因子易於辨識，但是由於水汽質量與化學技術 管理薄弱引發的故障則難於辨識。業主單位則寄希望於評價專家通過查評揭示潛在的危險點，以便控製和消除。 　　 　　2.1對某廠6號爐堿腐蝕脆爆危險的預告 　　 　　在該廠查評中發現凝汽器經常泄漏，給水含氧量長期超標，省煤器、汽鼓和水冷壁管附著物是紅棕色的高價氧化鐵，鍋爐水pH值高，水冷壁管試樣已有孔蝕，在《評價報告》與《分項扣分表》中都多次提示存在堿腐蝕脆爆危險。 　　 　　該鍋爐於進行安全性評價半年後，果然發生了水冷壁管堿腐蝕脆爆，由於該廠對爆管原因存在內部分岐，影響了防治對策的執行。因而在隨後的5個月內又發生4次爆管。 　　 　　在對該廠複查中，係統闡明了閉塞區堿腐蝕的形成機製及對策，統一了認識，強化對策的實施，製止了爆管的發展。當該爐完全實現了整改建議後，不再發生水冷壁管脆爆故障。 　　 　　2.2對大容量鍋爐酸腐蝕的預警及處理對策 　　 　　酸腐蝕脆爆是大容量鍋爐最危險的失效形式，它具有發展快、損壞麵大和持續發生的特點。對大容量鍋爐進行評價時，應做重點查證。 　　 　　2.2.1海水冷卻電廠尤應注意酸腐蝕傾向 　　 　　某電廠一台200MW機組曾因有海水進入給水係統而被迫停機。在對該機組進行安全性評價時，發現該爐水冷壁管向火側垢量少於背火側，而且積垢量少。指出這是鍋爐水pH低於7，尤其是低於5時，產生的酸性腐蝕和溶解所致。報告中提出的對策是“加強爐水pH值測試，當發現pH≤8.5時，可投加氫氧化鈉中和；如果pH≤7，則應停爐放水，進行換水衝洗後，用氫氧化鈉進行熱態成膜鈍化”。 　　 　　2.2.2亞臨界參數鍋爐酸腐蝕預警及 03manbetx 處理 　　 　　在對某電廠查評時，發現該廠1，3，4號爐水冷壁管向火側垢量均少於背火側，著重指出該3台亞臨界參數鍋爐均有潛在的酸腐蝕危險。通過查證確定其原因是：(1)鍋爐補充水及精處理的凝結水pH值常低於6.5，甚至低於6.0；(2)采取協調磷酸鹽鍋內處理，必然使鍋爐水pH值下限超標。前者是設備問題；後者是控製問題。 　　 　　由於該廠領導重視評價中提出的預警和整改建議，並認真貫徹執行，因此，在進行複查時證實，酸腐蝕脆爆風險顯著減輕。 　　 　　除該廠外，對某濱海熱電廠查評時，發現該廠3號爐由於進入離子交換樹脂使鍋爐水pH值大幅度下降而產生酸腐蝕危險；在對華能公司所屬某廠進行鍋爐脆爆失效分析和進行安全性評價時，都指出由於采取協調磷酸鹽處理而存在酸腐蝕危險。對這些亞臨界參數鍋爐的鍋內處理方式皆建議改為低磷酸鹽處理並輔以氫氧化鈉提高pH值。給出的控製指標是：鍋爐水磷酸根0.5～2mg/L，pH9.2～10.0。當鍋爐水pH值偏離規範時，寧可使其上限超標(保持<10.4)，也不可使其下限超標，亦即不得低於9.0。對上述鍋爐複查和追蹤檢查，凡按照所建議的方式處理，指標都保持合格，即可免於酸腐蝕。 　　 　　2.3氧腐蝕及氧引起故障風險的消除 　　 　　水中溶解氧自身可產生腐蝕，它還能促進閉塞區酸腐蝕和堿腐蝕。氧腐蝕廣義上還含停用腐蝕及受熱麵上高價氧化鐵引起的腐蝕。 　　 　　2.3.1凝結水含氧量不合格的研究與解決 　　 　　在進行評價中，最普遍突出的問題是凝結水含氧量不合格，成為重點整改項目。凝結水是給水的主要組成部分，凝結水含氧量不合格，進而使給水含氧量超標。 　　 　　經觀察研究，凝結水含氧量不合格的原因有3：一是鍋爐補充水率過高，通常超過4%後凝結水含氧量難於合格。這是由於化學除鹽水含氧量是凝結水含氧量規定值的300倍，由除鹽水帶入的氧難以在凝汽器中解析排除；二是除鹽水補充不均勻，虧水時大量補充，此時凝結水含氧量必然不合格；三是凝汽器氣密性差，或者凝汽器除氧裝置有缺陷。三者中以前兩者為主，而以第二點影響最大，也最容易解決。 　　 　　在對華北電力集團所屬14個火(熱)電廠進行安全性評價(部分複查)中，幾乎所有的電廠都存在此問題，按整改建議實施後均立即收到效果。 　　 　　2.3.2給水含氧超標的解決及停用保護問題 　　 　　查評中發現給水含氧量超標多由凝結水含氧不合格引起，使凝結水含氧合格後，給水也相應解決。有些電廠也存在除氧器控製 管理方麵的欠缺，例如排汽門開度過小、除氧工況不穩等，在查評中指出後均能及時改正和改善。 　　 　　某熱電廠大氣式除氧器(稱“低脫”)含氧量長期不合格。經查證認為是補水不均勻所致。適度開大排汽(氣)門，並保持均勻補充除鹽水，則能合格。 　　 　　查評中發現，凡使用丙酮肟進行化學除氧者，鍋爐內表麵均為紅色，表明未起到除氧作用。在查評中指出，丙酮肟的確具有脫氧能力，這些廠的氧腐蝕可能是藥劑或加藥工藝存在問題所致。 　　 　　在查評中強調變“停爐保護”為“停用保護”，使停用的熱力設備在時間與空間上盡量拓展，即進行保護的時間應盡量覆蓋停用期的90%；被保護設備盡量達90%。還特別強調了凝汽器管的停用保護。 　　 　　3提高火電廠 安全管理水平的谘詢 　　 　　進行安全性評價是為夯實安全基礎。作為安全係統工程，應對火(熱)電廠自 設計到服役全過程的安全基礎給予關注。 　　 　　3.1在評價中對擬建機組風險因素進行發掘 　　 　　對某電廠在役的4×300MW機組進行安全性評價時，注意到擬建的4台300MW機組凝汽器管選材方麵存在重大隱患，將是建成投產後的 02manbetx.com 根源。該廠在役的4台機組使用70-1A黃銅管，循環水 設計濃縮倍率最高為3.5倍。但是在2.5倍以下銅管已產生了明顯的腐蝕。經了解擬建的4台機組循環水濃縮倍率 設計為5.5倍，仍使用同種管材。根據長期從事腐蝕研究的經驗與該廠現有機組腐蝕的現實，都表明70-1A管不能耐受5.5倍循環水的腐蝕，很可能在服役的最初1～2年由於“嬰兒期腐蝕”而失效，為此，建議將管材變更為70-1B。 　　 　　經研究確定，6～8號機變更訂貨改用70-1B管；5號機已來不及改變管材，仍使用70-1A管，但是應采取一係列防腐蝕 措施，包括投產前的成膜和限製濃縮倍率為2倍，半年後允許達2.5倍。 　　 　　事後追蹤了解，按建議執行後，新投產機組銅管情況優於1～4號機。 　　 　　3.2新版本 標準的引用及對 標準的分解運用 　　 　　在對各廠進行安全性評價中，注意提示被評價電廠使用最新版本的 01manbetx 、導則和 標準。作為多項導則、 01manbetx 和標準的參編者，結合查評同時介紹國外相關標準及標準的製定背景情況，以利執行。 　　 　　3.2.1GB12145-89變更為GB/T12145-1999的有關問題 　　 　　作為部標委會委員參加了SD163-85的編寫討論和將該部標晉升國標GB12145-89的討論，由於該標準所定的協調磷酸鹽處理不適用於亞臨界參數電廠，在對各廠評價中掌握以下原則：協調磷酸鹽處理可用於高壓鍋爐，不宜用於超高壓鍋爐，不可用於亞臨界參數鍋爐(對GB/T12145-1999也同樣)。 　　 　　在評價過程中，已推出了新國際GB/T12145-1999《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》，敦促所評價電廠將本廠 01manbetx 按新國標改寫。 　　 　　GB12145-89無中性水處理或聯合水處理規範，在對華能某熱電廠直流鍋爐進行查評時，提供了聯合水處理(CWT)和中性水處理(NWT)控製標準。 　　 　　水的硬度是重要指標，GB12145的兩個版本均采用1/2(Ca+Mg)為基本單元，使硬度的計算值與按ISO6059-1984得到的硬度值大了1倍。在安全性評價當中，凡有提出問題者，均作了詳細的說明。 　　 　　在對超臨界參數電廠進行評價時，對GB12145標準按期望值對標準值進行分解，以從嚴掌握。 　　 　　3.2.2對引進機組評價時的引用標準問題 　　 　　對某電廠800MW引進機組進行評價時，本可引用GB/T12145-1999進行評價，但是該廠自調試到投產均按俄廠商提供的水化學工況(BXP)標準維持，並已征得其上級化學監督單位認可。對此認為，在該次查評中暫按俄供水化學工況評價，複查時應按GB/T12145-1999考核。 　　 　　3.3凝汽器管選材導則及銅管內應力檢驗 　　 　　發電廠凝汽器管選材可參照編號為DL/T713-2000《火力發電廠凝汽器管選材導則》。銅管內應力檢驗是最重要的質量控製項目。最早用作者譯自蘇列寧格勒金屬工廠的24h氨熏法。後改用YB781-75，4h氨熏法，則使許多機組凝汽器管產生應力斷裂。對比24h和4h氨熏，確認後者漏檢率達60%，為此，電力係統保留24h氨熏驗收的質控權力，從而保證了銅管質量。對各廠評價中證實，，凡按24h氨熏檢驗者，不論是新建的還是換裝的凝汽器管均未發生斷裂，而用4h氨熏者常有數十根銅管在運行中斷裂。 　　 　　3.4關於進行水平衡和加強水務管理問題 　　 　　水環境的防汙染問題至關重要。在對缺水地區火(熱)電廠進行評價時，要求作好水平衡和水務管理，合理複用，以減少廢水產生量。已有許多電廠在查評和整改後，實現了無廢水外排。