4.采取的措施（2）
4.5对#1、#2机组进行给水炉水优化处理调整。
给出切实可行的给水炉水指标及控制方法，即可兼顾热力系统铜腐蚀，又能保证水汽系统铁腐蚀在可接受的范围内，防止水冷壁管发生由于水质控制导致的爆管事故，具体为：
1）对#1、#2机组水汽系统进行全面查定，找出系统运行中存在
的问题，并对凝结水取样点设置、除氧器口取样点设置、给水加氨和联氨位置进行排查，对不合理的给出改进措施和治理中。
2）对#1#2机组给水处理方式和加氨方式进行优化，取消给水
加联氨，将两点加联氨改为凝结水泵出口一点加氨，并提高给水PH值9.4~9.7.给水优化处理后，不仅使给水和蒸汽的铁含量进一步降低，减轻了汽轮机叶片铁垢沉积的风险，而减少了加药成本和运行人员的工作量。
3）对#1、#2机组炉水处理方式进行优化，炉水采用低磷酸盐处
理，控制炉水PO43-含量0.5mg/L-1.0mg/L(原来控制1mg/L~3mg/L),s使炉水含量进一步降低，减小了汽轮机积盐的风险，使炉水的PO43-含量波动幅度大大减小。
4）针对#1、#2机组凝结水溶解氧超标问题，查找存在的问题进
行治理，通过对空冷系统真空查漏、调整除氧器 出口排氧门开度，确保在AVT(O)-氧化性全挥发性处理工况下给水的溶解氧合格。
5）根据2台机组水质情况，在保证水汽品质的前提下通过实验
减小锅炉联排调门开度，将锅炉联排调门开度由3%（4t/h~6t/h）关小至0%（2t/h~4t/h）通过炉水SiO2.CI-含量的增长进行比较，在稳定运行的前提下进行调整实验，得出SiO2/CI-含量最佳控制值及期望控制值。炉水允许含硅量：#1机组0.4mg/L;#2机组0.485mg/L；
6）对高温取样架水汽进行治理，对取样水进行回收补入极力通
风冷却塔，达到节能降耗和减少系统的腐蚀。
7）对机组启动制定冷热态冲洗管理规定，严格按照规范进行。
4.6对#1.2炉电接点、双色水位计进行科技改造
采用高精度温度自补偿电传感器并配置安装RDj-2000型柔性自密封电极组件和设置冷凝器等水质自优化方案对#1、2炉电接点、双色水位计进行技术改造，并对汽包水位控制系统进行完善，提高了新型电接点水位计测量精度及电极的可靠性，彻底解决了因汽包水位波动造成汽包汽水分分离效果差导致的汽水品质超标造成的汽水系统腐蚀、结垢、积盐的问题的问题。对#1、#2机组汽包水位在-100mm~+100mm时（水位不波动的情况下），检测蒸汽指标、确定水位高低对汽包气水分离效果是否有影响；因此，运行中尽量维持汽包水位稳定，减少汽包水位的较大波动。
4.7对给水泵原集装式外供凝结水密封冷却系统改造
华亭发电有限责任公司两台2×145WM机组使用的给水泵为郑州电力机械厂生产制造的135TSBII-J型电动调整给水泵，给水泵的两端轴封为反螺旋密封+集装式机械密封，密封水由凝结水供给，压力要求必须保证在0.9~1.8MPa之间，对凝结水压力要求较高，且给水不能中断，密封水分为两路供水，两路回水，一路供反螺旋密封，一路供机电密封，反螺旋密封回水与#6低加共用多级水封回至排气装置，机械密封密封水回水直接接至凝结水泵入口管道，反螺旋密封水与机械密封密封水经给水泵水封体分开，给水泵系统与凝结水系统相互影响，但给水泵试装时凝结水泵必须启动供给水泵密封水，增加运行成本，给水泵机械密封经过长时间运行摩擦，结合面不平整，给水泵备用时容易进入空气，空气随密封水回水进入凝结水系统，造成凝结水系统溶解氧升高，影响凝结水系统水质。采用自密封冷却自循环方式对给水泵原集装式外供凝结水密封冷却系统进行改造，有效解决在AVT(O)-氧化性全挥发性处理工况下给水溶解含氧量超标引起热力系统腐蚀及凝结水泵在高水温运行时容易发生汽化的问题。
4.8对过热器、再热器进行化学清洗
#1、2锅炉为东方锅炉（集团）生产的DG480/13.73-II 2型循环流化床锅炉，采用单汽包、自然循环膜式水冷壁，高温气冷旋风分离器，设计最大蒸发量为480t/h截至目前运行已超过10年。其过热器、再热器垢量严重超标，屛再由最大2544.7g/m2,屛过由最大1258.73g/m2,高过1068.26g/m2,为保证锅炉的安全运行，防止受热面因结垢、腐蚀引起事故，提高水汽品质，降低耗能，通过动、静态小型试验后，采用4~6%有机复合酸（羟基乙酸+甲酸）、4~6%有机复合酸（羟基乙酸+柠檬酸）多回路清洗，有效避免了氧化皮脱落引起的爆管及冲蚀汽轮机造成的效率降低等问题，，使过热器和再热器从此脱离垢量的困扰，杜绝带病运行，并可防止汽轮机固体颗粒物冲蚀、延长管材寿命、降低检修费用，机组安全经济运行水平得到显著提高。据统计与更换过热器和再热器管相比，化学清洗节省费用80%~90%，并且清洗后保留“富铬层”使氧化皮的生长速度远低于新管表面的氧化皮生长速度，为机组获得更长时间的安全运行周期奠定了良好的基础。
