序 号

评价项目

应得分（分）

实得分（分）

得分率（%）

热力系统监督

第三部分

油务监督

150

151.3

100.8

第四部分

燃料监督

100

99

99

第五部分

化学仪表

150

150

100

第六部分

化学工艺、设备

90

89.5

99.4

合计

990

1051.8

106.2

二、存在的主要问题

1、目前由发电机组技改为电热联产机组，其供热蒸汽凝结回收至除氧器。由于供热系统管线

较长且系统刚投建正处于逐步稳定和完善的过程，其回水水质部分指标不稳定，且被加热循环热水

的加药控制无标准执行，只能根借鉴其他兄弟单位的控制经验进行加药调整，具体防垢、防腐的效

果待检查方可确定，再进一步根据加药量来逐步完善。

2、锅炉水冷壁管内壁存在轻微腐蚀

在进行机组 A 级检修过程中，化学监督检查发现：锅炉水冷壁管内壁局部存在轻微腐蚀。水

冷壁管内壁存在轻微腐蚀的主要原因：

一是机组凝结器存在渗漏，尤其是 140MW 机组凝汽器渗漏较为频繁，虽然及时进行处理，

但还是对给水水质造成一定的影响，由于给水中杂质在锅炉内发生浓缩和析出，这些因素一方面造

成水冷壁受热面结垢，同时也不可避免的产生垢下腐蚀。

二是机组启动过程中部分指标不合格。根据机组调峰需要，我厂机组启停次数较多，在机组

启动升负荷过程出现部分指标超标，如：给水溶氧指标在机组启动中出现超标，从而影响给水水质。

三是运行人员在机组运行中监督控制水平还需进一步提高。根据电力行业标准要求，在机组

正常运行过程中，我厂#5-#7 机组炉水选用的处理方式是“低磷处理”，此种处理方式对减缓热力设

备受热面的结垢效果较为明显，但对有效的抑制受热面腐蚀则略显不足，其主要原因是 “低磷处理”

不适于频繁启动机组和凝汽器泄漏等异常状况，当机组发生异常时，运行人员需要变更处理方式，

提高炉水加药量，由于受加药时间影响，往往不能迅速及时的在炉水水质上体现出来，从而造成监

督控制在超前预控的实施上存在滞后现象。

3、由于机组供热原因，造成机组除盐水补水量大幅增加，供水局面非常非常紧张。300MW 水

处理无反渗透装置，再者设备老化严重、交换器内树脂交换能力严重下降，造成运行周期较短且经

济性差。

三、自评整改措施

1、机组供热系统水质控制逐步摸索经验，积极采取如下措施逐步解决：

加强回收凝结回收水水质的控制，检修或临停时按照给水的标准进行回收，定时分析、定期

冲洗除铁器等设备，并严格监督机组给水及炉水的水质变化，做到及时发现异常及时进行监督调整

和协调。在高温循环水加药调整方面，结合药品的特性及其他供热单位的运行控制经验，做到连续

加药，根据补水量控制管网系统中阻垢剂 TL-608 和缓蚀剂 TL-307 的加药量，其中 TL-608 的加药

量为 100ppm，TL-307 的加药量为 125ppm。并控制相应倍率以及循环水 pH、碱度，尽可能满足系统

的阻垢缓蚀要求。

2、对锅炉水冷壁管内壁存在轻微腐蚀问题，应采取以下措施：

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