火電廠化學(xué)監(jiān)督常見問題及處理

武翠翠(建投邢臺熱電有限責(zé)任公司，河北 邢臺 054000)

0 引言

某電廠為2×350 MW 國產(chǎn)超臨界燃煤單抽供熱機組，#1機組于2016 年11 月23 日、#2 機組于2016 年12 月31 日正式通過168 投入商業(yè)運行；機組采用二次循環(huán)水冷卻方式，年用水量約734.2 萬m3，其中生產(chǎn)用水732.3 萬m3全部使用城市中水，采用機械攪拌加速澄清池對該中水進行石灰處理，處理后的出水作為循環(huán)水系統(tǒng)和鍋爐補給水處理系統(tǒng)補水。電廠定期開展化學(xué)技術(shù)監(jiān)督檢查，查找各類問題及隱患，并對問題隱患進行整改，以期進一步增強設(shè)備運行的安全穩(wěn)定性，防止事故的發(fā)生。現(xiàn)將檢查中發(fā)現(xiàn)的常見問題進行分析總結(jié)，以供同行業(yè)參考。

1 化學(xué)技術(shù)監(jiān)督常見問題

1.1 水汽品質(zhì)情況

兩臺機組2019 年平均水汽品質(zhì)合格率為94.9%。影響水汽品質(zhì)合格率的主要原因為凝結(jié)水溶解氧長期超標(biāo)。2019 年1 月，#1 機組凝結(jié)水溶解氧合格率29.17%，最大值44.91 μg/L，#2 機組凝結(jié)水溶解氧合格率22.92%，最大值38.85 μg/L；2—3 月凝結(jié)水溶解氧合格率33.3%，最大值90.27 μg/L；4—6 月凝結(jié)水溶解氧合格率最低35%，最大值40.72 μg/L；7—9 月#2 機組凝結(jié)水溶解氧合格率87.5%，最大值30.97 μg/L；11 月兩臺機組凝結(jié)水溶解氧平均合格率9.3%，12 月凝結(jié)水溶解氧最大值99.59 μg/L。凝結(jié)水溶氧長期均處于合格率較低水平。

1.2 精處理設(shè)備情況

對兩臺機組精處理相關(guān)報表進行檢查，結(jié)果顯示：#1 精處理2019 年12 月B 床比電導(dǎo)率在3～5 μS/cm、A 床氫電導(dǎo)率最低值為0.04 μS/cm，數(shù)據(jù)異常，懷疑在線儀表不準(zhǔn)；#2 機組B 床比電導(dǎo)率最大為0.19 μS/cm。對精處理設(shè)備進行現(xiàn)場檢查，發(fā)現(xiàn)：#2 機組B 高混在線比電導(dǎo)率表顯示為6.4 μS/cm，在線氫電導(dǎo)率表顯示為0.06 μS/cm，數(shù)據(jù)對應(yīng)不上；#2 機組精處理混床個別氫電導(dǎo)率、比電導(dǎo)率表計顯示為0.01 μS/cm、0.00 μS/cm，數(shù)據(jù)為異常值。#2 機組高混出水母管在線pH 表實時數(shù)據(jù)為8.8，數(shù)據(jù)偏高，懷疑在線儀表不準(zhǔn)。

1.3 機組抗燃油情況

對機組抗燃油油質(zhì)化驗報表檢查，結(jié)果顯示：2019 年12 月25 日電廠檢測#1 抗燃油酸值0.23 mgKOH/g，#2 抗燃油酸值0.28 mgKOH/g，2019 年6 月7 日、6 月13 日、6 月22 日電廠檢測發(fā)現(xiàn)#1 抗燃油酸值超標(biāo)，最大值0.18 mgKOH/g，標(biāo)準(zhǔn)要求運行油酸值不超過0.15 mgKOH/g[1]。兩臺機組抗燃油酸值多次檢測超標(biāo)，可能有局部過熱問題，依據(jù)DL/T 571—2014《電廠用磷酸酯抗燃油運行維護導(dǎo)則》要求，抗燃油溫度應(yīng)控制在35～55 ℃[1]，檢查發(fā)現(xiàn)目前電廠將抗燃油溫度控制在45 ℃，滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。對抗燃油設(shè)備現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)抗燃油油箱頂部空氣濾清器為黑色罐體，無法判斷是否有效，若失效未及時更換，空氣中水分將進入抗燃油系統(tǒng)。水分的存在將加速抗燃油的劣化變質(zhì)產(chǎn)生酸性物質(zhì)[2]。

1.4 水汽在線化學(xué)儀表情況

對水汽采樣間化學(xué)儀表進行現(xiàn)場檢查，結(jié)果發(fā)現(xiàn)：#1 機組凝結(jié)水氫電導(dǎo)率表溫度示值為18 ℃，其他#1 機組凝結(jié)水在線儀表溫度示值約為21 ℃，#2 機組省煤器入口比電導(dǎo)率表溫度示值為64.8 ℃，實際溫度約為20 ℃，初步判斷這兩塊儀表的溫度傳感器存在問題[3]。 #1、#2 機組省煤器入口pH 表顯示數(shù)據(jù)和省煤器入口比電導(dǎo)率表顯示數(shù)據(jù)明顯不對應(yīng)，初步計算省煤器入口pH 表偏低約0.2。內(nèi)冷水pH 表顯示數(shù)據(jù)和內(nèi)冷水的比電導(dǎo)率表顯示數(shù)據(jù)也明顯不對應(yīng)。#1 機組省煤器入口氫電導(dǎo)率顯示為0.053 μS/cm，低于0.055 μS/cm 理論低限值[4]。

1.5 內(nèi)冷水系統(tǒng)情況

對內(nèi)冷水系統(tǒng)進行現(xiàn)場檢查，結(jié)果發(fā)現(xiàn)：#1 機組內(nèi)冷水比電導(dǎo)率偶有大于2.0 μS/cm 的超標(biāo)情況[5]；#1、#2 機組內(nèi)冷水處理用混床內(nèi)的樹脂處于翻滾狀態(tài)。

1.6 鍋爐補給水處理系統(tǒng)情況

對鍋爐補給水水處理車間進行現(xiàn)場檢查，結(jié)果發(fā)現(xiàn)鍋爐補給水處理系統(tǒng)混床在運行過程中樹脂出現(xiàn)分層問題，樹脂分層對周期制水量可能會造成影響；兩臺陰床樹脂量明顯不一樣，有一臺樹脂量偏少；反滲透系統(tǒng)的脫鹽率有下降現(xiàn)象。

1.7 循環(huán)水系統(tǒng)情況

通過循環(huán)水報表檢查發(fā)現(xiàn)，電廠未對循環(huán)水結(jié)垢傾向進行分析計算；通過檢查2019 年循環(huán)水膠球投運記錄，發(fā)現(xiàn)電廠兩臺機組循環(huán)水膠球收球率均偏低，收球率長期小于10%，凝結(jié)水端查2019 年最大值到了8.5 ℃，電廠凝汽器存在結(jié)垢風(fēng)險。

2 應(yīng)對措施

2.1 凝結(jié)水溶解氧超標(biāo)問題

凝結(jié)水溶解氧長時間超標(biāo)，會使熱力設(shè)備及相關(guān)系統(tǒng)極易發(fā)生吸氧腐蝕，在影響水汽品質(zhì)同時會減低設(shè)備的運行性能，影響安全生產(chǎn)。建議通過手工實驗與在線表計進行比較，在排除在線表計故障的前提下，盡快排查凝結(jié)水系統(tǒng)漏點，保障凝結(jié)水溶氧合格。在未查找出系統(tǒng)漏點之前，改變除氧器的運行方式，增加其除氧效果，使凝結(jié)水中的溶解氧含量降到最小，降低設(shè)備發(fā)生吸氧腐蝕的概率。

2.2 在線儀表問題

上文1.2 及1.4 中所述問題，均為在線儀表不準(zhǔn)造成。這也是火電廠化學(xué)技術(shù)監(jiān)督中“兩高問題”經(jīng)常出現(xiàn)的原因，即化學(xué)監(jiān)督中水汽指標(biāo)合格率很高，在大修檢查時熱力設(shè)備的結(jié)垢、腐蝕和積鹽速率也很高的異常現(xiàn)象。此問題首先反映的是電廠管理制度的不完善，各部門職責(zé)分工不明確。其次是化學(xué)儀表維護人員的技術(shù)水平有限，缺乏正確的在線化學(xué)儀表的檢驗方法和檢驗手段。建議完善管理制度，加強員工技術(shù)培訓(xùn)。針對精處理在線儀表不準(zhǔn)問題，首先排查精處理高速混床各電導(dǎo)率表，特別是數(shù)據(jù)異常的電導(dǎo)率表電極是否需要更換，加強對精處理混床在線pH 表的維護，每個月定期對在線pH 表進行兩點校準(zhǔn)。

針對水汽在線化學(xué)儀表問題，建議首先排查在線化學(xué)儀表的溫度補償方式、電導(dǎo)率系數(shù)等設(shè)置是否合理，對于老化損壞的電極宜及時更換。建議每個月定期對在線pH 表、在線電導(dǎo)率表進行維護，對pH 表進行兩點校準(zhǔn)，在校準(zhǔn)維護工作的同時及時做好記錄，同時加強在線化學(xué)儀表的臺賬管理和說明書等資料收集工作。

2.3 抗燃油酸值超標(biāo)問題

抗燃油酸值是評定油質(zhì)劣化或水解變質(zhì)的一項重要指標(biāo)，長期保持較高酸值，會加速油質(zhì)劣化，導(dǎo)致產(chǎn)生沉淀或者氣泡，從而縮短抗燃油使用壽命。抗燃油酸值過高還會對金屬部件產(chǎn)生腐蝕作用，影響設(shè)備性能。建議繼續(xù)加強抗燃油監(jiān)測，發(fā)現(xiàn)酸值或水分超標(biāo)及時處理。建議采用填充變色干燥劑如變色硅膠的呼吸器，有利于通過外觀判斷呼吸器失效情況，防止呼吸器失效后，空氣中水分進入抗燃油中。

2.4 內(nèi)冷水問題

發(fā)電機內(nèi)冷水對電導(dǎo)率有嚴(yán)格要求，因為不論定子線圈還是轉(zhuǎn)子線圈，線圈導(dǎo)線將帶有電壓，而定子進出水環(huán)和轉(zhuǎn)子水箱都是零電壓，所以連接線圈的絕緣水管和其中的水都承受電壓的作用，水在電壓的作用下，將根據(jù)其電導(dǎo)率的大小，決定其電阻損耗值。此損耗與水中的電導(dǎo)率成正比增加。當(dāng)電阻率超出標(biāo)準(zhǔn)，大于發(fā)電機定子電阻損耗值時，定子對地絕緣電阻成為導(dǎo)體，造成發(fā)電機定子接地，將會導(dǎo)致重大事故。所以，要使發(fā)電機內(nèi)冷水電導(dǎo)率小于2.0 μS/cm。建議加強內(nèi)冷水監(jiān)督工作，對內(nèi)冷水系統(tǒng)在線儀表定期維護并校準(zhǔn)，目前多家電廠已經(jīng)將內(nèi)冷水處理改為氫型鈉型雙床處理或者堿化運行處理，建議考慮技改為更加先進的內(nèi)冷水處理工藝。

2.5 鍋爐補給水問題

鍋爐補給水處理系統(tǒng)混床樹脂出現(xiàn)分層，將嚴(yán)重影響設(shè)備的周期制水量，增加其再生頻次，造成再生液的浪費，降低其經(jīng)濟性。建議排查原因采取有效措施避免混床樹脂在運行過程中分層，及時補充缺少的陰樹脂。建議加強反滲透膜元件的維護工作，必要時考慮采用在線余氯表或臺式余氯表對反滲透進水余氯定期監(jiān)測，建議控制反滲透進水ORP 值在200 mV 以下。

2.6 循環(huán)水問題

建議完善循環(huán)水報表，參照DL/T 300—2011《火電廠凝汽器管防腐防垢導(dǎo)則》要求，進一步完善和加強循環(huán)水監(jiān)督。建議電廠盡早排查膠球收球率低的原因，盡快恢復(fù)膠球收球率，達到膠球清洗系統(tǒng)每天不應(yīng)小于4 h，投球數(shù)量不低于凝汽器單流程管道根數(shù)的10%，收球率不應(yīng)低于90%的標(biāo)準(zhǔn)要求；建議采取有效措施保證凝汽器端差合格，降低凝汽器結(jié)垢風(fēng)險，保證機組經(jīng)濟安全運行。

3 結(jié)語

(1)化學(xué)技術(shù)監(jiān)督中發(fā)現(xiàn)的問題首先反映的是企業(yè)管理制度的不完善，監(jiān)督職責(zé)未落實到具體負(fù)責(zé)人上，建議根據(jù)DL/T 246—2015《化學(xué)監(jiān)督導(dǎo)則》要求，盡快制定技術(shù)三級監(jiān)督網(wǎng)絡(luò)，落實化學(xué)技術(shù)監(jiān)督責(zé)任制；(2)繼續(xù)加強化學(xué)技術(shù)人員的培訓(xùn)工作，定期開展化學(xué)監(jiān)督分析會，針對異常問題專人負(fù)責(zé)，盡快排查異常原因并進行整改；(3)完善設(shè)備臺賬建設(shè)和在線儀表的校準(zhǔn)記錄，出現(xiàn)異常時以供被查，精準(zhǔn)找出問題所在。