水电之家讯：在我国的火力发电厂中，由于循环冷却水系统处理不当而引起的发电机组凝汽器腐蚀结垢问题屡见不鲜。凝汽器腐蚀容易引起铜管穿孔、开裂，增加设备的检修时间和次数，缩短设备的使用寿命，减少发电量，增加发电成本；凝汽器结垢一方面导致垢下腐蚀，另一方面降低换热器的热交换效率（从而影响到生产效率），增加能源消耗。

在正常运行状况下，凝汽器的真空度下降为89%-92%。如果所使用的缓蚀阻垢剂的性能不当，导致系统一定程度的结垢，使凝汽器的真空度下降为86%-89%，这将使发电热耗增大4.5%-7.5%，发电煤耗增高8%-14%/kW•H。如果考虑停车清洗、设备腐蚀和增加维修频率等所引起的连带后果，其经济损失是异常惊人的。

总之，凝汽器腐蚀结垢所造成的直接后果真空度下降、蒸汽出力减小、正常生产处理不当而引起的发电机组凝汽器周期缩短、设备寿命降低、运行成本提高、生产效率下降，带来巨大的经济损失。因此，采用经济的有效的手段防止循环冷却水系统的腐蚀和结垢是非常重要的。

火力发电厂循环冷却水的处理方式

我国许多缺水地区的火力发电厂，普遍采用地下水作为循环冷却水系统的补充水。一般而言，地下水普遍存在含盐量高和硬度、碱度高的特点。随着系统谁的不断浓缩，硬度离子如（Ca2+,Mg2+,HCO3-等）和侵蚀性离子（如Cl-和SO42-等）的浓度不断升高，超过一定的容忍度后极易引起设备管道的腐蚀与结垢。

另外，在这些缺水地区，为了节水节能的需要，循环水的浓缩倍数一般控制较高，这就进一步加重了系统腐蚀和结垢的危险性。对于有些以地表水作补充水的电厂循环水系统，虽然硬度离子和侵蚀性离子浓度较低，但如果浓缩倍数过高，再加上处理方式不合适，同样也会引起机组的腐蚀和结垢。为了解决循环冷却水系统的腐蚀结垢问题，国内的火力发电厂常规的处理方法有以下几种。

1利用软化水降低补水的硬度

该方法通过离子交换去除补水中的Ca2+和Mg2+等硬度离子而达到预防无机垢沉积的目的。其初期投资成本高，且需要严格控制软化器的失效终点，及时对交换树脂进行再生，因此日常运行费用较高。对于补水量较大的系统，由于需要处理的水量大，交换树脂的再生必须跟得上制水的要求，这可能难以保证弱酸处理后的水质的硬度要求，整个制水成本也较高，因此目前这种方法较少采用。

2无机酸+水质稳定剂的处理

该方法是通过向循环水系统加入无机酸（一般都是使用硫酸），中和掉水中的部分碱度，降低临界pH值再配合投加水质稳定剂而减轻结垢倾向。其反应式如下：

H2SO4+2CO32-=2HCO3-+SO42-诚然，加酸不失为一种简便有效的防止结垢的途径，但是对于水容量较大的系统，pH值、碱度等指标的检测常常滞后于加药时间，因此加酸量不太容易控制，有时加酸量可能不够，超过药剂阻垢的临界值而使凝汽器结垢；有时又可能出现加酸过量的情况而引起循环水局部短时间内pH值过低，加重了系统的腐蚀（包括凝汽器黄铜管的腐蚀和循环水碳钢管道的腐蚀），硫酸的加入，本身也使循环水含盐量增加，会加重铜管的点蚀。

因此，应选择阻垢分散性能优良的水质稳定剂，不加酸或尽量减少加酸量。对于该种处理方法，一般允许循环水中SO42-极限质量浓度不超过500mg/L，超过该极限值就容易对冷却塔的混凝土结构产生中等程度的腐蚀。因此对于补充水中硫酸根离子含量较高的循环水系统不宜采用加酸处理。

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