燃气－蒸汽联合循环机组余热锅炉化学水系统工况特点分析

姚勇，黄兴德，祝青，费剑影

(1．上海奉贤燃机发电有限公司，上海 201403;2．华东电力试验研究院有限公司，上海 200437)

1 联合循环机组余热锅炉概况

某公司安装4×180MW燃气－蒸汽联合循环机组，由Q1097/555－181(31) －6．1(0．63)/532(256)型三压无补燃强制循环余热锅炉和与之相匹配的PG9171E型燃机组成，主要承担上海电网尖峰负荷和调峰任务。单台余热锅炉的最大连续蒸发量为181．5 t/h，出口蒸汽压力为6．1MPa，出口蒸汽温度为532℃。余热锅炉水汽品质依据 GB/T 12145—2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》和设备商标准GEK 72281c—2004《电站汽轮机蒸汽纯度建议》进行控制。化学补给水处理流程为:工业水→超滤→反渗透→连续电除盐(EDI)→除盐水箱，该工况为先进的全膜处理工艺。给水采用加氨和联胺的全挥发处理，炉水为磷酸盐处理。

目前国内对联合循环机组余热锅炉尚未出台针对性的水汽导则，主要参照同参数的电站锅炉，如DL/T 805—2004《火电厂汽水化学导则》、GB/T 12145—2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》。由于联合循环机组设计为频繁启、停及带尖峰负荷运行特征，给保持锅炉化学水工况的平衡和机组水汽品质的稳定性带来了一定难度。在该公司4台余热锅炉热化学试验的基础上，总结和分析了调峰方式下余热锅炉水汽品质特点，探讨了合理的运行方式和水质监控指标。

2 余热锅炉水汽氢电导率指标的安全性评估

氢电导率(Cation Conductivity)是贯穿水汽系统的核心化学控制指标，对于确保汽轮机设备安全、降低水汽系统杂质沉积和腐蚀、凝汽器泄漏的判断等具有重要的意义。4台余热锅炉水汽品质指标明显高于控制标准规定的氢电导率指标(见表1)。凝结水、给水和蒸汽等测点的指标均超过GB/T 12145—2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规

表1 水汽系统氢电导率与脱气氢电导率

定的0．30μS/cm的控制标准。在正常工况下，水汽系统各测点氢电导率保持在0．40μS/cm左右。因此，针对该指标的安全性进行深入分析。

氢电导率反映杂质阴离子的综合含量，如Cl－，等。然而，不同杂质阴离子的危害程度是有差异的，其中氯离子危害最大，同时也是凝汽器泄漏的重要特征。低分子有机酸离子其次，具有诱发和加剧应力腐蚀等危害，这主要与补给水水质有关。二氧化碳对热力系统危害相对较小，其来源既可能是真空严密性不良所导致的空气泄漏，也可能是有机物在热力系统中的降解。单一的氢电导率无法分辨其真正的构成究竟是危害较大的杂质污染物(如氯离子)，还是相对无害的杂质(如二氧化碳)。

从测试方法来看，若能消除或降低CO2对氢电导率的影响，会使水汽系统运行状况的判断更加精确。脱气氢电导率(Degassed Cation Conductivity)就是基于这种考虑而提出的概念，利用一定的物理化学方法，将水汽中分布的CO2去除，然后对脱气后水汽的氢电导率进行测量。脱气氢电导率指标表征不挥发性阴离子杂质和有机酸离子的总量，真正反映出对设备具有危害的杂质阴离子含量，具有更好的指导意义和监控效果。通过特定的定量模型，可根据脱气前、后的氢电导率指标计算水汽中二氧化碳含量，结合总有机碳(TOC)和阴离子的定量测试，系统反映水汽品质的深度构成，为确定水汽品质的综合风险提供评估依据。常规电导率(Specific Conductivity)、氢电导率以及脱气氢电导率之间的关系如图1、图2所示。

鉴于该公司4台余热锅炉水汽氢电导率指标的超标现象，对凝结水、给水和蒸汽指标进行了深度分析(具体包括氢电导率、脱气氢电导率、TOC和氯离子等)并计算二氧化碳含量。在此基础上，进行氢电导率的安全性评估。

(1)GEK 72281c—2004《电站汽轮机蒸汽纯度建议》规定蒸汽总有机碳(TOC)质量浓度低于100 μg/L。机组水汽系统各测点TOC基本保持在40 μg/L以下，一方面体现了补给水全膜处理工艺(超滤+反渗透+EDI)的优势，另一方面也表明汽轮机系统不存在低分子有机酸的腐蚀风险。

(2)各测点水样脱气前、后的氢电导率指标差异较大，表明其中有丰富的挥发性CO2的存在。通过定量计算，系统各测点二氧化碳质量浓度普遍保持在80μg/L左右。挥发性CO2扮演了重要角色，较大地提升了系统各测点氢电导率水平。

(3)水汽系统中微量氯离子含量符合 GEK 72281c—2004《电站汽轮机蒸汽纯度建议》规定的指标，机组水汽系统各测点TOC质量浓度基本保持在40μg/L以下，脱气氢电导率均保持在 0．14 μS/cm左右，水汽系统中微量氯离子含量应符合GEK 72281c—2004《电站汽轮机蒸汽纯度建议》的要求，在现有蒸汽条件下，不存在氯离子和硫酸根离子、低分子有机酸等不挥发性有害杂质风险，即凝结水、给水和蒸汽品质是安全的。

(4)综上所述，余热锅炉蒸汽的氢电导率形成于不挥发性阴离子、低分子有机酸以及CO2的过量存在等因素的共同作用，其中挥发性二氧化碳是最重要的构成因素。因此，应严格控制给水pH值，以防止凝结水和低温给水系统的腐蚀。

(5)该公司联合循环机组承担尖峰负荷和调峰任务，在试验期间，机组为两班制运行，此运行方式对余热锅炉水汽品质有一定的影响，其中，二氧化碳含量是最主要的影响因素。

(6)凝结水氢电导率是反映凝汽器严密性的重要指标，是余热锅炉化学监督最重要的监控指标之一。当凝结水氢电导率存在异常时，可以采用脱气氢电导率表测试，计算和判断阴离子成分组成，以确定凝汽器是否存在泄漏。

3 余热锅炉蒸汽带水现象的识别及原因分析

联合循环发电机组在2005—2007年发展迅猛，在此期间，设备水平良莠不齐的状况给安全运行留下了隐患。上海地区联合循环新机组投运后热化学试验显示，11台(套)燃气－蒸汽联合循环机组中就有4台余热锅炉存在不同程度的汽包带水现象，见表2和表3。

表2 4台余热锅炉蒸汽品质比较 μg/L

蒸汽钠离子超标现象 μg/L

表3 上海地区某燃机电厂余热锅炉饱和

在该公司的4台余热锅炉中，#2锅炉的汽包带水现象极其明显，#3锅炉有一定程度的带水现象，其余2台锅炉则正常。

该公司#2，#3余热锅炉和上海某燃机电厂#3，#4余热锅炉均存在过热蒸汽基本合格但饱和蒸汽钠离子严重超标的现象。表明过热器部位存在盐类沉积现象。

该公司#2余热锅炉带水最为严重，过热蒸汽二氧化硅含量也接近控制标准。一旦炉水水质控制不当，过热蒸汽可能会出现二氧化硅含量超标，加剧汽轮机系统积盐。

通过热化学试验确认(如图2所示)饱和蒸汽钠离子含量与炉水含盐量相关性好。在稳定工况下，继续进行锅炉负荷及其变化影响、汽包水位影响试验，作者认为，炉水含盐量是影响锅炉运行的最主要的影响因素，而汽包水位、锅炉负荷及压力波动也会加剧该影响。以上状况表明，通过热化学试验进一步验证汽包汽水分离器存在缺陷或分离效果不佳。

该公司#2，#3余热锅炉和上海某燃机电厂#3，#4余热锅炉均为同一公司产品，后者通过热化学试验发现该问题后，利用机组检修的机会对汽包汽水分离器进行了检查，检查结果是波纹板本身不存在缺陷，但在拆卸元件后发现分离器壳体与锅筒内壁多处焊缝存在严重积盐的问题。清理焊缝后，发现有较多贯穿性焊接气孔及焊接裂纹。因为存在这些缺陷，锅筒内部分湿蒸汽不通过波形板分离器而直接经饱和蒸汽引出管进入过热器，造成蒸汽带水。该公司#2，#3锅炉计划利用机组检修机会进行检查和消缺。

由于#2余热锅炉存在着较为严重的带水问题，#3锅炉饱和蒸汽品质也不够稳定，为了尽可能减少蒸汽污染的途径，需要对炉水加药方式和质量标准进行优化。由于该公司化学补给水工艺先进，除盐水质量优良，凝汽器严密性较可靠，给水水质符合更高等级锅炉要求，所以，炉水控制方式和要求应该向更高标准看齐，即采用低磷酸盐处理。在保证pH值要求的基础上，降低炉水含盐量，减少蒸汽污染的途径并采取以下措施:

(1)炉水采用低磷酸盐处理，磷酸根的质量浓度控制在1～3mg/L，炉水 pH 值控制在 9．2～9．5，电导率控制在低于20μS/cm，切实降低炉水含盐量。

(2)加强凝结水水质监测，当凝汽器存在微量泄漏时，给水有一定的硬度，适当提高炉水磷酸盐质量浓度(应达到5mg/L以上)。

(3)排污阀不可以完全关闭。以锅炉设计排污率为基准，合理调整加药量，保持炉水水质稳定，避免水质大幅度波动。

(4)利用检修的机会，从根本上消除#2，#3余热锅炉汽水分离装置中的缺陷，解决汽包带水的问题，以提高设备的安全运行水平。

4 联合循环机组余热锅炉水汽净化过程及特点

联合循环机组的调峰特性决定了其启动过程与常规火电机组有着较大的差异，如两班制、季节性调峰，甚至是两者相结合。这种无规律的频繁启、停，打破了系统水工况体系的平衡，这是水汽品质较难控制的薄弱环节。通过多次记录和跟踪余热锅炉启动过程中的水质净化过程，对其水工况特性、变化规律有了一定的认识。图3～图5记录了2009年迎峰度夏期间#2机组在两班制运行方式下，余热锅炉水汽品质变化过程。

图3 启动及运行中水汽品质变化曲线1

(1)两班制运行方式对余热锅炉水汽品质影响较大。分析了1 d运行的水汽品质变化曲线，锅炉在启动2 h以后，水汽品质(氢电导率、铜、铁含量等)逐渐趋于平稳。在此期间，确保排污阀开度100%，降低腐蚀产物的沉积。而2 h后，可以将排污阀开度调低。

(2)机组启动阶段水质的变化过程，也是系统平衡逐步建立的过程。在机组启动初期，凝结水氢电导率和溶解氧分别达到1．0μS/cm和75μg/L以上，随着机组工况稳定和真空泵的持续运行，系统中的溶解性气体逐步减少，氢电导率指标和溶解氧含量趋于下降并最终稳定，热力系统各测点氢电导率也趋于稳定。在此过程中，作者建议给水pH值保持上限水平，降低由于二氧化碳和溶解氧含量的增加对凝结水系统及低压给水系统的腐蚀影响。

(3)#2余热锅炉汽包存在较为严重的炉水机械携带现象，炉水中的各种盐类杂质进入饱和蒸汽，导致饱和蒸汽氢电导率明显高于过热蒸汽。

5 结束语

联合循环发电大规模集中发展的历史及其在电网中的职能定位和运行方式以及余热锅炉单元的设备特点，决定了余热锅炉水汽品质具有复杂性和特殊性，需要通过针对性的热化学试验、大量的数据积累和深入分析评估，制订安全有效的化学工况标准和灵活的监控体系，为机组设备监控和安全性奠定坚实基础。

［1］David M Gray．pH and CO2Determinations Based on Power Plant Conductivity Measurements［J］．Power Plant Chemistry，2005，7(4):214 －218．

［2］任其智．燃气轮机的检修［M］．北京:机械工业出版社，2011．

［3］赵勇．S109FA燃机余热锅炉高压过热器泄漏原因分析及处理［J］．华电技术，2010，32(5):65 －67．