高背压供热凝汽器对空冷机组水质的影响

赵亚伟 张宇

(1.山西省科技情报研究所,山西太原 030001;2.国电榆次热电有限公司,山西榆次 030600)

高背压供热凝汽器对空冷机组水质的影响

赵亚伟1张宇2

(1.山西省科技情报研究所,山西太原 030001;2.国电榆次热电有限公司,山西榆次 030600)

本文详细介绍了热电厂增设高背压供热凝汽器的调试和试运行过程中,出现冲洗困难和试运行后机组水汽品质严重恶化现象,通过对水汽指标的研究和设备的检查,找出了水汽品质恶化的原因,提出了相应的处理措施。运行实践表明,投运高背压供热凝汽器后,可以合理控制机组水汽品质,确保机组的安全稳定经济运行。

高背压供热凝汽器 水汽品质 节能降耗

目前，大部分热电厂采用的供热方式为供热蒸汽经高中压缸做功后，经中压缸末级抽汽口，进入热网加热器(一般为表面式换热器)，加热流经水侧的热网循环水，被加热的循环水经热网循环泵输送至城区二级换热站供至热用户，抽汽蒸汽凝结的水经疏水泵回流至主机系统内；汽轮机乏汽采用空冷冷却，乏汽在带走热量的同时，还增加了厂用电率。

1 高背压供热概述

表1 高背压凝汽器冲洗化验记录

表2 高背压凝汽器试投运前后水质变化

国内某热电厂1号机组为亚临界燃煤空冷热电联产机组，根据机组的原有系统，在不改变主设备结构、保证机组长期安全稳定运行的情况下，通过增设空冷汽轮机排汽管旁路供热系统和厂内热网站部分进行综合改造，在供热期利用空冷机组可以高背压运行的技术特点、实现直接供热，即利用汽轮机乏汽直接加热热网循环水，实现了蒸汽热量的大部甚至全部利用，变蒸汽废热为供热热量，可即利用了乏汽的热量，又降低了空冷系统的耗电率，汽轮机的冷源损失大幅减少，实现本机组的供热改造目标。

2 机组补水及炉内水处理概述

该热电厂锅炉补给水系统为：原水→蓄水池→化学补水泵→混凝剂加药→杀菌剂加药→双滤料机械过滤器→SFP超滤装置→超滤水箱→一级RO增压泵→加盐酸→阻垢剂加药→还原剂加药→5μm保安过滤器→一级高压泵→一级反渗透装置→除碳器→中间水箱→二级RO增压泵→氢氧化钠加药→5μm保安过滤器→二级RO高压泵→二级反渗透装置→EDI装置→除盐水箱。炉内水处理系统为：凝结水泵出口加氨水；省煤器入口加氨水和联氨；汽包采用氢氧化钠处理。凝结水精处理采用粉末树脂覆盖过滤器。

3 高背压凝汽器调试出现的问题

调试开始，凝结水温度由40℃升至60℃，开始冲洗高背压凝汽器，疏水排放(冲洗结果见表1)。

4 根据水质结果确定机组水汽品质变化的原因

(1)检查设备安装情况，发现设备安装存在问题。将设备停运后，通过压缩空气打压逐支检查泄露情况。经检查，凝汽器的部分换热管与支撑部分存在微渗现象。(2)温度快速上升，引起空冷岛回水水质恶化。当机组背压由12kPa快速升至37kPa，使得凝结水温度由40℃快速升至75℃时，由表2可以看出，凝结水水质恶化严重，精处理过滤器在1小时内失效。根据对空冷凝结水连续采样的结果分析，一股水质极差的凝结水进入机组水汽系统，持续时间为15～25分钟，最高含铁量达2000μg/L，严重影响机组水质。(3)凝结水精处理除盐效果差，无法满足精处理要求。精处理设置粉末树脂覆盖过滤器，由于其交换容量十分有限，运行周期中除盐效果差，在过滤器投运初期尚有除盐能力，根据表2数据显示，运行2小时后进出口氢电导率即达到平衡，之后段时间基本丧失除盐能力，待过滤器压差超标再重新铺膜投入运行。同时铺膜浆料中树脂粉所占比例较小，其中阴树脂粉的用量仅为25%，即35公斤，说明其交换阴离子的总量相对高混严重偏小。(4)精处理粉末树脂过滤器滤芯在热涨作用下，截污能力下降。高背压凝汽器投运前，凝结水水温长期维持在40～50℃，粉末树脂过滤器滤芯已适应在50℃下工作，在此温度下铺成的粉末树脂膜可以很好的完成截留杂质和离子交换的工作任务。当凝结水温度快速升至75℃并长期稳定在75℃时，由于温度升高产生的热涨作用，精处理过滤器滤芯孔径变大，大量小粒径的杂质漏入给水中，造成截污能力的下降，从而影响机组水汽品质。具体表现在：精处理过滤器指标严重超标，但压差依然维持很小。

5 解决措施

(1)微渗现象原因分析。由于凝汽器内部换热管及端板需焊接至其的支撑部分上，焊接手法的问题可能导致换热管与支撑部分出现微渗现象。而换热器及端板采用的是316不锈钢管，其支撑部分采用的是碳钢，运行过程中温度对于不同材质的膨胀程度不同，可能致使微渗部分扩大，以至于热网循环式渗入高背压凝汽器疏水中，从而导致高背压凝汽器冲洗困难，并且凝结水温度越高，凝结水水质越差。

建议逐支检查换热器的焊接部位，泄露部位及时补焊。

(2)快速升温导致水质恶化原因分析。由于机组背压的快速升高，引发凝结水温度的快速升高，导致空冷岛上所沉积的大量灰尘、杂质在温度急剧升高的作用下，被冲洗至凝结水中，以至于凝结水水质恶化严重。

建议提升机组背压时，应尽可能的缓慢提高背压，按0.1℃/min的凝结水温升速度来提升背压，而且凝结水温度每升高3℃，稳定48小时后确定机组水质稳定后再继续提高机组背压，使得空冷岛上沉积的杂质缓慢进入凝结水系统，在精处理过滤器和连排的联合处理下，凝结水水质变化不大，尽可能将凝结水温度提升对机组水汽品质的影响降至最低。

(3)优化过滤器阴阳树脂比例，使其适应机组水质的变化。进行现场试验，适当增加过滤器铺膜剂量与浆料中树脂粉的比例，以提高交换阴离子的能力；同时注意浆料订货与保存周期，防止阴树脂粉污染；严格按监测标准控制入厂浆料质量，避免铺膜后导致炉水氢导率大幅上涨，而增加锅炉的排污量。

(4)缩小粉末树脂过滤器滤芯的过滤精度，提高粉末树脂过滤器滤芯的工作温度，恢复正常的截污能力一般常用的粉末树脂过滤器滤芯过滤精度为5μm，其工作温度一般为0～60℃。根据机组工况的调整，要求缩小滤芯的过滤精度，提高工作温度。运行实践表明，使用新的过滤器滤芯，将其过滤精度改为3μm，工作温度改为0～80℃，可以保证在凝结水温度升高的工况下，滤芯的截污能力不下降，从而确保精处理过滤器的出水水质。

6 结语

综上所述，通过全面分析得出空冷机组增设高背压凝汽器后，热力系统中水汽品质恶化的原因所在，并在原因分析清楚的基础上，提出了相应的对策措施：首先应确保换热器的焊接工艺，其次应缓慢提升机组背压，尽可能将空冷岛上杂质缓慢冲洗下来，然后通过优化过滤器阴阳树脂比例，使其适应机组水质的变化，另外从缩小粉末树脂过滤器滤芯过滤精度和提高粉末树脂过滤器滤芯工作温度方面也提出了相应的改进措施。

运行实践表明：通过上述改进措施的顺利实施，可以有效降低高背压供热凝汽器投运后对机组水汽品质的影响，确保高背压供热凝气器的顺利投运和机组的安全稳定运行。

经计算，整个供热期内，使用高背压供热凝汽器机组比普通抽气供热机组，平均可降低煤耗15g/kWh，按供热期发电量约为8.4×107kWh计算，可节约标煤1260吨，按每吨标煤570元计算，可折合人民币71.82万元。由此可见，使用高背压供热凝汽器，成为北方供热发电机组节能降耗新的方向，值得广泛推广。

赵亚伟(1961—),女 ,副研究员职称,山西省科技情报研究所。