给水和蒸汽系统中的腐蚀
溶解氧、氯化物、硫酸盐及其他具有腐蚀性的离子会在给水、凝结水和蒸汽系统中引发腐蚀。一般腐蚀会使金属壁变薄,但更危险的形式,往往在出现严重损坏之前难以察觉,如点蚀、汽蚀和应力腐蚀开裂。
随蒸汽带入的痕量污染物会侵蚀汽轮机叶片,并且主蒸汽中硅酸盐含量超标可能成为汽轮机厂家拒绝保修的原因。流动加速腐蚀会在高流速区域剥离保护性氧化膜,加速金属损失并带来失效风险。
发电厂水化学很少是设备故障时首先被归咎的原因,但它往往才是真正的根源。水化学的轻微变化可能在警报响起之前,悄然引发腐蚀、加速结垢并损坏关键设备。发电厂水化学问题不会主动显现;它们会在后台不断积累,直到性能下降或发生代价高昂的故障。这就是为什么了解并控制这些风险并非可有可无——而是确保工厂可靠运行、避免生产中断的关键。
发电厂在极端温度、压力和流量条件下运行,其水/蒸汽循环是可靠能源生产的核心。很小的化学失衡或痕量污染物都可能迅速引发一连串问题:
这些问题会破环锅炉水冷壁、损坏汽轮机转子,并可能导致计划外停机和高额维修费用。
为将风险降至最低,现代发电厂会将其监测程序与全球标准接轨,例如 IAPWS 技术指导文件,该文件为蒸汽和水的纯度提供了国际一致认可的目标值。
溶解氧、氯化物、硫酸盐及其他具有腐蚀性的离子会在给水、凝结水和蒸汽系统中引发腐蚀。一般腐蚀会使金属壁变薄,但更危险的形式,往往在出现严重损坏之前难以察觉,如点蚀、汽蚀和应力腐蚀开裂。
随蒸汽带入的痕量污染物会侵蚀汽轮机叶片,并且主蒸汽中硅酸盐含量超标可能成为汽轮机厂家拒绝保修的原因。流动加速腐蚀会在高流速区域剥离保护性氧化膜,加速金属损失并带来失效风险。
二氧化硅、钙及其他难溶盐在高温下会析出,并在锅炉管、换热器和汽轮机内部形成坚硬的绝热层。水垢会降低换热效率并提高金属表面温度,长期来看可能导致蠕变和破裂。
点蚀是指沉积物将腐蚀性成分滞留在金属表面,形成局部电路,加速局部侵蚀。点蚀还会改变流动模式、导致压力变化,从而迫使提高燃料消耗以满足负荷需求。
1.5 mm(约 1/16 英寸)的水垢可使锅炉效率降低超过 12%。
蒸汽携带是指锅炉或蒸汽中的杂质被带入蒸汽相,这可能会在下游沉积污染物并影响汽轮机及其他使用蒸汽的设备。蒸汽中过高的 TOC、钠、氯化物和有机物会导致叶片腐蚀、汽轮机密封性被破坏以及控制阀性能受损。来自补给水、给水泄漏或处理系统失效的污染物一旦未被及时发现并纠正,可能迅速破坏整个循环。
蒸汽携带的杂质会导致汽轮机叶片沉积,使输出功率降至满负荷的 80% 甚至更低。
腐蚀和污染带来的运行影响十分广泛:

强制停机每天可能造成数十万到数百万美元的损失,具体取决于电厂规模。
灾难性的管束故障或汽轮机损坏也会带来严重的安全和环境风险,可能危及人员安全;如果废水或排放超出限值,还可能引发监管处罚。此外,长时间停机或合规失败还会造成显著的声誉损害和合同罚款。
仅在美国,腐蚀每年就给发电行业带来约 230 亿美元的成本。
为尽量减少腐蚀和污染的影响,可以采取许多措施。及早发现和快速响应是关键。对补给水、凝结水、给水、锅炉水、排污和冷却回路中的污染物进行连续监测,可实现趋势分析、实现准确识别和预测性维护。

配套措施,如稳健的预处理(RO、软化和脱碱)、精确的化学加药以及机械清洗,都是解决根本原因并维持系统健康的基础。
以下参数包含在各个电厂水化学监测标准中,每一项都与特定的损坏风险相关。
参数 | 检测到的损伤机制 | 典型报警阈值 |
pH | 给水、凝结水和锅炉系统中的腐蚀和点蚀 | 8.8–9.6(给水) |
Conductivity | 离子污染、夹带事件、酸性阴离子侵入 | <0.2 µS/cm(蒸汽/给水) |
Dissolved Oxygen | 给水系统中的点蚀和流动加速腐蚀(FAC) | <5 µg/L(除氧给水) |
Silica | 锅炉管、换热器和汽轮机内部结垢 | <20 µg/L(锅炉水) |
Sodium | 汽轮机叶片腐蚀;蒸汽纯度不达标和蒸汽夹带 | <2 µg/L(蒸汽) |
Chloride | 汽轮机部件中的应力腐蚀开裂和点蚀 | <2 µg/L(蒸汽) |
Sulfate | 点蚀 | <2 µg/L(蒸汽) |
TOC | 有机物夹带进入蒸汽;汽轮机结垢;水处理系统故障 | <100 µg/L(给水) |
阈值基于 IAPWS 和 EPRI 针对常规汽包锅炉和 HRSG 的指南。限值会因机组类型、运行压力和水处理方案而异。请始终参考机组特定的化学规范。