1000 MW超超临界机组汽水系统氢电导超标原因分析及解决方案

范勇晟

（江西大唐国际抚州发电有限责任公司，江西 抚州 344128）

0 引言

为适应国内电力市场的发展需求，传统的火力发电厂不断朝着更大单机装机容量、超低排放、可靠供电方向发展。随着火电厂单机装机容量的不断增大，对于机组汽水品质的要求也越来越高。在超超临界直流炉中，水是一次性通过锅炉各管段的，没有炉水的再循环，当不合格的汽水进入热力系统时，在日积月累下，往往会造成锅炉受热面大面积结垢，严重时将导致锅炉受热面大面积爆管，甚至进入汽轮机使汽轮机发生腐蚀，严重影响机组安全。所以，对超超临界机组汽水系统指标的监控尤为重要，一旦发现异常必须尽快查找出原因并提出解决方案，以免影响机组的安全运行[1-3]。

1 机组概况及存在问题

某2×1 000 MW发电机组锅炉为东方锅炉厂制造的超超临界参数、变压直流炉、前后墙对冲燃烧、固态排渣、单炉膛、一次中间再热、采用烟气档板调节再热汽温、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构，π型锅炉，型号为DG3060/27.46-π1。汽轮机为东方汽轮机厂（N1000-26.25/600/600型）引进日立技术生产制造的超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机，设计额定功率为1 000 MW，最大连续出力1 054 MW。

锅炉补给除盐水采用高密度沉淀池预处理加二级除盐处理工艺。每台机组的凝结水精处理由2×50%的前置过滤器及4×33.3%的球形高速混床组成，为中压凝结水精处理系统，按氢型运行。

炉水处理方式采用凝结水及给水加氨的弱氧化性全挥发处理，PH值控制在9.2~9.6。

在机组正常运行过程中，通过辅控DCS系统监控发现，自2019年2月19日开始该厂1号机汽水系统各段工质的氢电导率（CC）在夜间低负荷时异常升高。其中，主蒸汽氢电导（CC）最高涨至0.22 μs/cm，已远高于GB/T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定的标准值0.1 μs/cm[4]。

2 原因分析

调取该厂1号机机组汽水指标历史曲线分析研究，发现在机组降负荷时汽水系统各段工质的氢电导率（CC）明显升高，而在升负荷时逐渐减小，当高负荷稳定运行时降至最低，但较机组正常运行时指标值（0.06~0.08 μS/cm）明显偏高，且主蒸汽与再热蒸汽入口氢电导率（CC）变化更为明显，其次为凝结水泵入口氢电导率（CC），而省煤器入口（给水）氢电导率（CC）变化最小，如图1所示。氢电导率（CC）异常期间机组其他汽水指标，如钠、硅、氧、PH值及比电导等均达到了国家标准GB/T12145－2016超超临界机组汽水品质期望值。

图1 汽水系统各段工质氢电导率（CC）变化趋势

基于以上分析，下面针对几个可能引起机组阴离子上涨的原因进行逐一排查。

2.1 在线仪表异常

在机组正常运行过程中，汽水指标异常最常见的原因为在线仪表异常。通常，导致在线仪表异常的主要原因有：1）在线仪表取样流量异常；2）在线仪表入口滤过滤器滤芯脏污或树脂失效；3）恒温装置异常；4）在线仪表电极损坏。

针对以上可能引起汽水指标氢电导率（CC）上升的原因，对汽水取样在线仪表恒温装置检查未发现异常，取样温度基本稳定在25℃，更换过滤器滤芯及离子交换器内树脂，对仪表电极进行更换，升降负荷时就地实时监视并调整取样流量柱流量确保仪表取样流量正常后发现汽水指标氢电导率（CC）并未有好转。同时，在负荷稳定期间用便携式化学仪表对机组不同负荷下汽水电导进行测量，测量结果与在线仪表显示值（如表1所示）基本一致，故排除因在线仪表异常而导致机组汽水系统各段工质氢电导率（CC）的升高。

表1 汽水系统氢电导在线仪表与人工测量在不同负荷下的对比μs/cm

2.2 精处理高速混床树脂失效

凝结水精处理高速混床的作用主要是利用混床内的强效阴阳树脂与凝结水中的各类阴阳离子进行交换，去除凝结水中的各类溶解性盐类物质。因凝结水精处理运行方式为氢型，随着机组运行时间的增长，精处理高速混床内树脂被氨化日趋严重，运行周期越来越短。当机组混床失效时，将直接导致汽水指标恶化，氢电导率（CC）必然增大。

针对以上原因，首先对精处理系统各仪表进行校验确保仪表测量准确，随后立即组织运行人员加紧对1号机组各混床进行再生，并确保再生过程中各环节质量，尤其要保证再生时酸碱浓度合格。在对各高速混床内树脂再生完成后发现汽水系统氢电导率（CC）并未好转，且趋势与之前一致，故排除该原因。

2.3 炉水处理系统原料不合格

炉水处理系统中加氨位置为精处理系统之后及除氧器出口两处，当所配氨溶液中混有其他杂质时则会导致后续汽水系统的指标变差。该厂两台机组炉水处理系统原料均采用除盐水及氨站液氨进行配置，而仅有1号机出现汽水系统氢电导率（CC）异常，基本可以排除为炉水处理系统原料不合格所致。

2.4 有机物进入热力系统

根据图一中机组汽水系统中各段工质氢电导率（CC）的变化趋势分析，机组汽水系统氢电导率（CC）开始增长应该是发生在汽水分离器内，而后影响主蒸汽、再热蒸汽以及凝结水，经过精处理后恢复正常。根据这种变化趋势分析，影响汽水系统氢电导率（CC）增加的主要原因可能为有机物进入热力系统进行酸性热解导致。针对机组近期异常分别对可能原因进行分析：

1）破碎树脂进入热力系统

因凝结水精处理系统树脂运行周期变短，树脂频繁进行再生，树脂频繁进行传送、擦洗过程中，易导致树脂破碎，在混床投运后破碎树脂将穿透树脂捕捉器滤网进入热力系统中。进入热力系统的树脂在高温下进行酸性分解将导致机组汽水系统氢电导率（CC）的升高。对精处理投运高速混床出口树脂捕捉器进行排污检查，未发现有破碎树脂被排出。

2）1号混床下弧板水帽密封胶进入热力系统

该厂1号机1号混床下部弧形板近期进行过检修，在对下部弧形板上水帽进行修复的过程中使用了密封胶，当混床投运时可能会有部分密封胶脱落流入热力系统。但是如若是该原因引起氢电导率（CC）的变化则随该混床投运时间电导率应是逐渐下降，根据运行曲线分析，其趋势并非如此。

3）汽机润滑油进入热力系统

根据集控运行人员反应，近期1号机组汽轮机2瓦处油烟味较大，就地对该瓦块检查，发现该处汽机保温层有明显被油烟熏过的痕迹，用温枪测温发现该处金属温度达325℃。在高温环境下，2瓦处润滑油挥发产生大量油气，而轴封外腔室为负压状态，则油气被吸入轴封回汽当中，经过轴封加热器后疏水至凝汽器进入机组热力循环系统。将轴封疏水由凝汽器倒至地沟后发现氢电导率（CC）明显下降，均达到期望值以下，而将轴封疏水重新倒至凝汽器后氢电导率（CC）又上涨，如图2所示。说明轴封疏水对汽水系统氢电导率（CC）的影响很大，最终将轴封疏水倒至地沟后，经过一段时间的运行观察，汽水系统氢电导率均降至正常运行值。

图2 轴封疏水倒换对氢电导率的影响

将轴封疏水分别排放至凝汽器和地沟时，1号机主蒸汽、再热蒸汽、凝结水、1号混床、精处理母管、轴封疏水取样测量其阴离子含量，检测结果如表2、表3所示。从表3可以看出，轴封疏水中TOC含量达3493 μg/L，远高于回收至凝汽器疏水品质要求的TOC含量，说明轴封疏水中含有大量有机物。对比表2及表3数据，无机阴离子含量均较低。将轴封疏水至凝汽器时，在主蒸汽、再热蒸汽及凝结水中能够监测到乙酸根及甲酸根离子；而将轴封疏水倒至地沟后，水样中未检测到甲酸根及乙酸根离子。氢电导率（CC）主要用于表征水中阴离子的质量浓度[5]，引起氢电导率（CC）高的原因为无机阴离子或有机阴离子，由此证明引起汽水系统中氢电导率（CC）的增加主要是因有机酸根离子的产生。

表2 轴封疏水至凝汽器汽水系统阴离子检测结果μg/L

表3 轴封疏水至地沟汽水系统阴离子检测结果μg/L

综合以上分析表明：引起1号机汽水系统氢电导率（CC）异常升高的原因为2瓦处润滑油在高温下挥发被轴封回汽吸入后经疏水进入凝汽器及热力系统，并在锅炉内高温下经酸性热解为有机酸根离子，使得系统内阴离子含量增大。

3 解决方案

针对汽轮机润滑油进入热力系统引起机组汽水系统氢电导率（CC）异常升高的产生机理，特提出以下解决方案以控制汽轮机润滑油进入热力系统而引起机组汽水系统氢电导率（CC）异常升高：

1）在2瓦处加一块挡板，使油烟无法直接被吸入轴封回汽腔室。

2）主机运行方面：降低轴封压力在30～35 kPa，减小轴封风机出力，将压力由92 kPa增大至94 kPa，以减小油气吸入轴封回水；同时启动备用大机润滑油排烟风机，保持两台排烟风机运行，保证大机润滑油回油顺畅，减小油气在瓦块出排出量。

3）辅控运行方面：加强对汽水系统各指标的监控；同时化验班定期对机组阴离子含量进行检测，发现异常时应根据指标异常的常见原因进行逐一分析、排查，找到问题所在后再采取相应的处理措施。

4）氢电导率（CC）持续升高超过GB/T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定的标准值时，将轴封回水由凝汽器倒至回地沟，暂不回收这部分工质。利用1号机停机检修机会对2瓦轴封进行检修，更换损坏轴封齿。

4 结语

引起机组汽水系统氢电导率（CC）异常的常见原因有：补水水质不合格、精处理或炉水处理系统故障、破碎树脂进入热力系统等。本文通过对可能造成机组汽水系统氢电导率（CC）异常升高原因进行分析，最终得出机组汽水系统氢电导率（CC）超标的主要原因为汽轮机2瓦轴封回汽中带有大量油气进入热力系统，并在热力系统中高温分解为甲酸根及乙酸根等有机阴离子所致。这为准确分析机组运行中汽水系统氢电导率（CC）异常提供了一个新的思路。

机组运行时，发现汽水指标异常应在常规分析的基础上充分考虑机组当前的异常状况，并加以分析，找出根本原因。机组运行中，对汽水指标的监控要有敏感性，任何指标偏离正常运行值应及时发现、分析变化原因，并采取相应的防范措施。