内地型电站电机族群的化合技艺勘验作业研讨

化学除盐系统的监督目前大部分电厂还是采用二级除盐加混床的除盐工艺，包括单

元制和母管制运行方式，少部分电厂采用了超滤、反渗透工艺，并普遍设有 2 个除盐水箱。
在正常补水的情况下，离子交换设备在制满除盐水箱后会暂时停运，长期处于间断运行
状态，启停较频繁。这样不仅酸、碱耗高，而且浪费水。对于目前的除盐系统，各电厂在技
术革新和改造方面明显不足。许多电厂阴、阳床周期制水量偏低，酸碱耗偏高，加上出于
环保考虑，要求再生废水中和排放，又增加了部分酸碱耗量，个别设备酸碱耗甚至达到
90g/mol 以上，长期运行下来，增加了电厂的成本。近年来也发现了除盐水箱在设计方面
的不足，部分水箱未加装合适的浮顶，未能使除盐水与空气进行有效的隔离，导致除盐
水在除盐水箱内与空气长期接触，吸入大量二氧化碳，除盐水在水箱内被再次污染。根据
对部分电厂的调查了解，混床出水电导率均小于 012LS/cm（国标），但在除盐水箱出口
取样检测电导则达到了 012014LS/cm，这说明除盐水箱内的水被再次污染了。除盐系统再
生用的再生剂杂质含量偏高也是目前影响除盐系统正常运行的原因之一。由于再生剂含杂
质离子较高，特别是阳树脂再生用的酸含铁较高，将导致阳床频繁再生，而由于使用的
再生剂纯度不够，再生过程其实是对树脂造成了再次污染，使用这样再生的树脂，其周
期制水量只会持续下降，最终因树脂的深度失效而无法正常运行。在我区部分电厂因为长
期使用杂质含量高的再生剂导致树脂污染变色，继而导致制水量下降明显。经检测再生用
的盐酸为化工厂二次分解产物，含铁量严重超过了检测标准。在更换使用了纯度较高的酸
碱，并对深度失效树脂进行复苏处理后，周期制水量提高了一倍多，效果明显。针对这样
的情况，电力技术中心提醒各电厂更换杂质含量较小的再生剂，除盐水系统的周期制水
量才有所提高，同时酸、碱耗迅速下降，有效的降低了运行成本。由此看来，虽然国家标
准规定了对树脂进行再生的酸、碱的检测指标，但各电厂在入厂药品的监督检测方面还有
所不足，所以严把大宗药品的进厂质量验收关至关重要。

热力系统腐蚀结垢的监督通过这些年对火电机组大修期间的化学检查，发现锅炉水

冷壁管腐蚀、结垢有发展的趋势，汽轮机叶片积盐现象也时有发生，凝汽器铜管更是在加
速腐蚀，泄漏较多，间接导致给水铜、铁含量偏高。之所以造成这一现象，一部分是因为
机组运行时间长，设备老化；而另一些水汽监督指标控制在合格范围内的机组，在大修
检查时仍然发现水冷壁点蚀严重，有的部位甚至出现了溃疡状腐蚀，或者是汽机低压缸
充满腐蚀坑。这些现象说明腐蚀过程在加速发展。我们应加强跟踪和监测，积极调整药量
和探索新方法，避免腐蚀继续发展。在机组检修过程中，应对泄漏较厉害的铜管进行应力
检测，对腐蚀部位进行取样检测，做好记录，跟踪腐蚀和泄漏的发展情况，以便能随时
采取应对措施。通常情况下，凝汽器在短时间内发生大面积泄漏的现象比较少见，但长期
的泄漏不应被忽视，其危害和影响面仍然十分巨大。凝汽器泄漏在老厂普遍存在并且时有
发生，只是数量少或者漏点不大，在运行中对锅炉水质的影响不是很大，因而容易被忽
视。可以考虑加装凝结水在线监测装置，为尽早发现并消除凝结水受污染创造条件。一旦
发生凝汽器泄漏，应及时查漏消缺，按照化学技术监督/三级处理 0 的要求进行处理，必
要时设备需减负荷甚至停机。对于大修取样分析垢量达到化学清洗要求的机组，无论是否
到达清洗年限，都应在下一检修周期时安排化学清洗。

　　凝结水精处理系统的监督随着高参数、大容量机组的投运，凝结水精处理系统在我区
得到了普遍的应用，在有效改善了机组的水汽品质的同时，随之而来的问题也较多，主
要体现在：对凝结水精处理系统的作用理解不一致，在水汽品质合格的时候，为省事或
降低成本就不投运精处理混床，或者仅在凝汽器泄漏和机组启动初期投用，水汽品质合