1000 MW超超臨界機組汽水系統氫電導超標原因分析及解決方案

范勇晟

（江西大唐國際撫州發電有限責任公司，江西 撫州 344128）

0 引言

為適應國內電力市場的發展需求，傳統的火力發電廠不斷朝著更大單機裝機容量、超低排放、可靠供電方向發展。隨著火電廠單機裝機容量的不斷增大，對于機組汽水品質的要求也越來越高。在超超臨界直流爐中，水是一次性通過鍋爐各管段的，沒有爐水的再循環，當不合格的汽水進入熱力系統時，在日積月累下，往往會造成鍋爐受熱面大面積結垢，嚴重時將導致鍋爐受熱面大面積爆管，甚至進入汽輪機使汽輪機發生腐蝕，嚴重影響機組安全。所以，對超超臨界機組汽水系統指標的監控尤為重要，一旦發現異常必須盡快查找出原因并提出解決方案，以免影響機組的安全運行[1-3]。

1 機組概況及存在問題

某2×1 000 MW發電機組鍋爐為東方鍋爐廠制造的超超臨界參數、變壓直流爐、前后墻對沖燃燒、固態排渣、單爐膛、一次中間再熱、采用煙氣檔板調節再熱汽溫、平衡通風、露天布置、全鋼構架、全懸吊結構，π型鍋爐，型號為DG3060/27.46-π1。汽輪機為東方汽輪機廠（N1000-26.25/600/600型）引進日立技術生產制造的超超臨界、一次中間再熱、單軸四缸四排汽、沖動凝汽式汽輪機，設計額定功率為1 000 MW，最大連續出力1 054 MW。

鍋爐補給除鹽水采用高密度沉淀池預處理加二級除鹽處理工藝。每臺機組的凝結水精處理由2×50%的前置過濾器及4×33.3%的球形高速混床組成，為中壓凝結水精處理系統，按氫型運行。

爐水處理方式采用凝結水及給水加氨的弱氧化性全揮發處理，PH值控制在9.2~9.6。

在機組正常運行過程中，通過輔控DCS系統監控發現，自2019年2月19日開始該廠1號機汽水系統各段工質的氫電導率（CC）在夜間低負荷時異常升高。其中，主蒸汽氫電導（CC）最高漲至0.22 μs/cm，已遠高于GB/T 12145—2016《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》規定的標準值0.1 μs/cm[4]。

2 原因分析

調取該廠1號機機組汽水指標歷史曲線分析研究，發現在機組降負荷時汽水系統各段工質的氫電導率（CC）明顯升高，而在升負荷時逐漸減小，當高負荷穩定運行時降至最低，但較機組正常運行時指標值（0.06~0.08 μS/cm）明顯偏高，且主蒸汽與再熱蒸汽入口氫電導率（CC）變化更為明顯，其次為凝結水泵入口氫電導率（CC），而省煤器入口（給水）氫電導率（CC）變化最小，如圖1所示。氫電導率（CC）異常期間機組其他汽水指標，如鈉、硅、氧、PH值及比電導等均達到了國家標準GB/T12145－2016超超臨界機組汽水品質期望值。

圖1 汽水系統各段工質氫電導率（CC）變化趨勢

基于以上分析，下面針對幾個可能引起機組陰離子上漲的原因進行逐一排查。

2.1 在線儀表異常

在機組正常運行過程中，汽水指標異常最常見的原因為在線儀表異常。通常，導致在線儀表異常的主要原因有：1）在線儀表取樣流量異常；2）在線儀表入口濾過濾器濾芯臟污或樹脂失效；3）恒溫裝置異常；4）在線儀表電極損壞。

針對以上可能引起汽水指標氫電導率（CC）上升的原因，對汽水取樣在線儀表恒溫裝置檢查未發現異常，取樣溫度基本穩定在25℃，更換過濾器濾芯及離子交換器內樹脂，對儀表電極進行更換，升降負荷時就地實時監視并調整取樣流量柱流量確保儀表取樣流量正常后發現汽水指標氫電導率（CC）并未有好轉。同時，在負荷穩定期間用便攜式化學儀表對機組不同負荷下汽水電導進行測量，測量結果與在線儀表顯示值（如表1所示）基本一致，故排除因在線儀表異常而導致機組汽水系統各段工質氫電導率（CC）的升高。

表1 汽水系統氫電導在線儀表與人工測量在不同負荷下的對比μs/cm

2.2 精處理高速混床樹脂失效

凝結水精處理高速混床的作用主要是利用混床內的強效陰陽樹脂與凝結水中的各類陰陽離子進行交換，去除凝結水中的各類溶解性鹽類物質。因凝結水精處理運行方式為氫型，隨著機組運行時間的增長，精處理高速混床內樹脂被氨化日趨嚴重，運行周期越來越短。當機組混床失效時，將直接導致汽水指標惡化，氫電導率（CC）必然增大。

針對以上原因，首先對精處理系統各儀表進行校驗確保儀表測量準確，隨后立即組織運行人員加緊對1號機組各混床進行再生，并確保再生過程中各環節質量，尤其要保證再生時酸堿濃度合格。在對各高速混床內樹脂再生完成后發現汽水系統氫電導率（CC）并未好轉，且趨勢與之前一致，故排除該原因。

2.3 爐水處理系統原料不合格

爐水處理系統中加氨位置為精處理系統之后及除氧器出口兩處，當所配氨溶液中混有其他雜質時則會導致后續汽水系統的指標變差。該廠兩臺機組爐水處理系統原料均采用除鹽水及氨站液氨進行配置，而僅有1號機出現汽水系統氫電導率（CC）異常，基本可以排除為爐水處理系統原料不合格所致。

2.4 有機物進入熱力系統

根據圖一中機組汽水系統中各段工質氫電導率（CC）的變化趨勢分析，機組汽水系統氫電導率（CC）開始增長應該是發生在汽水分離器內，而后影響主蒸汽、再熱蒸汽以及凝結水，經過精處理后恢復正常。根據這種變化趨勢分析，影響汽水系統氫電導率（CC）增加的主要原因可能為有機物進入熱力系統進行酸性熱解導致。針對機組近期異常分別對可能原因進行分析：

1）破碎樹脂進入熱力系統

因凝結水精處理系統樹脂運行周期變短，樹脂頻繁進行再生，樹脂頻繁進行傳送、擦洗過程中，易導致樹脂破碎，在混床投運后破碎樹脂將穿透樹脂捕捉器濾網進入熱力系統中。進入熱力系統的樹脂在高溫下進行酸性分解將導致機組汽水系統氫電導率（CC）的升高。對精處理投運高速混床出口樹脂捕捉器進行排污檢查，未發現有破碎樹脂被排出。

2）1號混床下弧板水帽密封膠進入熱力系統

該廠1號機1號混床下部弧形板近期進行過檢修，在對下部弧形板上水帽進行修復的過程中使用了密封膠，當混床投運時可能會有部分密封膠脫落流入熱力系統。但是如若是該原因引起氫電導率（CC）的變化則隨該混床投運時間電導率應是逐漸下降，根據運行曲線分析，其趨勢并非如此。

3）汽機潤滑油進入熱力系統

根據集控運行人員反應，近期1號機組汽輪機2瓦處油煙味較大，就地對該瓦塊檢查，發現該處汽機保溫層有明顯被油煙熏過的痕跡，用溫槍測溫發現該處金屬溫度達325℃。在高溫環境下，2瓦處潤滑油揮發產生大量油氣，而軸封外腔室為負壓狀態，則油氣被吸入軸封回汽當中，經過軸封加熱器后疏水至凝汽器進入機組熱力循環系統。將軸封疏水由凝汽器倒至地溝后發現氫電導率（CC）明顯下降，均達到期望值以下，而將軸封疏水重新倒至凝汽器后氫電導率（CC）又上漲，如圖2所示。說明軸封疏水對汽水系統氫電導率（CC）的影響很大，最終將軸封疏水倒至地溝后，經過一段時間的運行觀察，汽水系統氫電導率均降至正常運行值。

圖2 軸封疏水倒換對氫電導率的影響

將軸封疏水分別排放至凝汽器和地溝時，1號機主蒸汽、再熱蒸汽、凝結水、1號混床、精處理母管、軸封疏水取樣測量其陰離子含量，檢測結果如表2、表3所示。從表3可以看出，軸封疏水中TOC含量達3493 μg/L，遠高于回收至凝汽器疏水品質要求的TOC含量，說明軸封疏水中含有大量有機物。對比表2及表3數據，無機陰離子含量均較低。將軸封疏水至凝汽器時，在主蒸汽、再熱蒸汽及凝結水中能夠監測到乙酸根及甲酸根離子；而將軸封疏水倒至地溝后，水樣中未檢測到甲酸根及乙酸根離子。氫電導率（CC）主要用于表征水中陰離子的質量濃度[5]，引起氫電導率（CC）高的原因為無機陰離子或有機陰離子，由此證明引起汽水系統中氫電導率（CC）的增加主要是因有機酸根離子的產生。

表2 軸封疏水至凝汽器汽水系統陰離子檢測結果μg/L

表3 軸封疏水至地溝汽水系統陰離子檢測結果μg/L

綜合以上分析表明：引起1號機汽水系統氫電導率（CC）異常升高的原因為2瓦處潤滑油在高溫下揮發被軸封回汽吸入后經疏水進入凝汽器及熱力系統，并在鍋爐內高溫下經酸性熱解為有機酸根離子，使得系統內陰離子含量增大。

3 解決方案

針對汽輪機潤滑油進入熱力系統引起機組汽水系統氫電導率（CC）異常升高的產生機理，特提出以下解決方案以控制汽輪機潤滑油進入熱力系統而引起機組汽水系統氫電導率（CC）異常升高：

1）在2瓦處加一塊擋板，使油煙無法直接被吸入軸封回汽腔室。

2）主機運行方面：降低軸封壓力在30～35 kPa，減小軸封風機出力，將壓力由92 kPa增大至94 kPa，以減小油氣吸入軸封回水；同時啟動備用大機潤滑油排煙風機，保持兩臺排煙風機運行，保證大機潤滑油回油順暢，減小油氣在瓦塊出排出量。

3）輔控運行方面：加強對汽水系統各指標的監控；同時化驗班定期對機組陰離子含量進行檢測，發現異常時應根據指標異常的常見原因進行逐一分析、排查，找到問題所在后再采取相應的處理措施。

4）氫電導率（CC）持續升高超過GB/T 12145—2016《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》規定的標準值時，將軸封回水由凝汽器倒至回地溝，暫不回收這部分工質。利用1號機停機檢修機會對2瓦軸封進行檢修，更換損壞軸封齒。

4 結語

引起機組汽水系統氫電導率（CC）異常的常見原因有：補水水質不合格、精處理或爐水處理系統故障、破碎樹脂進入熱力系統等。本文通過對可能造成機組汽水系統氫電導率（CC）異常升高原因進行分析，最終得出機組汽水系統氫電導率（CC）超標的主要原因為汽輪機2瓦軸封回汽中帶有大量油氣進入熱力系統，并在熱力系統中高溫分解為甲酸根及乙酸根等有機陰離子所致。這為準確分析機組運行中汽水系統氫電導率（CC）異常提供了一個新的思路。

機組運行時，發現汽水指標異常應在常規分析的基礎上充分考慮機組當前的異常狀況，并加以分析，找出根本原因。機組運行中，對汽水指標的監控要有敏感性，任何指標偏離正常運行值應及時發現、分析變化原因，并采取相應的防范措施。