火电厂化学监督常见问题及处理

武翠翠(建投邢台热电有限责任公司，河北 邢台 054000)

0 引言

某电厂为2×350 MW 国产超临界燃煤单抽供热机组，#1机组于2016 年11 月23 日、#2 机组于2016 年12 月31 日正式通过168 投入商业运行；机组采用二次循环水冷却方式，年用水量约734.2 万m3，其中生产用水732.3 万m3全部使用城市中水，采用机械搅拌加速澄清池对该中水进行石灰处理，处理后的出水作为循环水系统和锅炉补给水处理系统补水。电厂定期开展化学技术监督检查，查找各类问题及隐患，并对问题隐患进行整改，以期进一步增强设备运行的安全稳定性，防止事故的发生。现将检查中发现的常见问题进行分析总结，以供同行业参考。

1 化学技术监督常见问题

1.1 水汽品质情况

两台机组2019 年平均水汽品质合格率为94.9%。影响水汽品质合格率的主要原因为凝结水溶解氧长期超标。2019 年1 月，#1 机组凝结水溶解氧合格率29.17%，最大值44.91 μg/L，#2 机组凝结水溶解氧合格率22.92%，最大值38.85 μg/L；2—3 月凝结水溶解氧合格率33.3%，最大值90.27 μg/L；4—6 月凝结水溶解氧合格率最低35%，最大值40.72 μg/L；7—9 月#2 机组凝结水溶解氧合格率87.5%，最大值30.97 μg/L；11 月两台机组凝结水溶解氧平均合格率9.3%，12 月凝结水溶解氧最大值99.59 μg/L。凝结水溶氧长期均处于合格率较低水平。

1.2 精处理设备情况

对两台机组精处理相关报表进行检查，结果显示：#1 精处理2019 年12 月B 床比电导率在3～5 μS/cm、A 床氢电导率最低值为0.04 μS/cm，数据异常，怀疑在线仪表不准；#2 机组B 床比电导率最大为0.19 μS/cm。对精处理设备进行现场检查，发现：#2 机组B 高混在线比电导率表显示为6.4 μS/cm，在线氢电导率表显示为0.06 μS/cm，数据对应不上；#2 机组精处理混床个别氢电导率、比电导率表计显示为0.01 μS/cm、0.00 μS/cm，数据为异常值。#2 机组高混出水母管在线pH 表实时数据为8.8，数据偏高，怀疑在线仪表不准。

1.3 机组抗燃油情况

对机组抗燃油油质化验报表检查，结果显示：2019 年12 月25 日电厂检测#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 日电厂检测发现#1 抗燃油酸值超标，最大值0.18 mgKOH/g，标准要求运行油酸值不超过0.15 mgKOH/g[1]。两台机组抗燃油酸值多次检测超标，可能有局部过热问题，依据DL/T 571—2014《电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则》要求，抗燃油温度应控制在35～55 ℃[1]，检查发现目前电厂将抗燃油温度控制在45 ℃，满足标准要求。对抗燃油设备现场检查发现抗燃油油箱顶部空气滤清器为黑色罐体，无法判断是否有效，若失效未及时更换，空气中水分将进入抗燃油系统。水分的存在将加速抗燃油的劣化变质产生酸性物质[2]。

1.4 水汽在线化学仪表情况

对水汽采样间化学仪表进行现场检查，结果发现：#1 机组凝结水氢电导率表温度示值为18 ℃，其他#1 机组凝结水在线仪表温度示值约为21 ℃，#2 机组省煤器入口比电导率表温度示值为64.8 ℃，实际温度约为20 ℃，初步判断这两块仪表的温度传感器存在问题[3]。 #1、#2 机组省煤器入口pH 表显示数据和省煤器入口比电导率表显示数据明显不对应，初步计算省煤器入口pH 表偏低约0.2。内冷水pH 表显示数据和内冷水的比电导率表显示数据也明显不对应。#1 机组省煤器入口氢电导率显示为0.053 μS/cm，低于0.055 μS/cm 理论低限值[4]。

1.5 内冷水系统情况

对内冷水系统进行现场检查，结果发现：#1 机组内冷水比电导率偶有大于2.0 μS/cm 的超标情况[5]；#1、#2 机组内冷水处理用混床内的树脂处于翻滚状态。

1.6 锅炉补给水处理系统情况

对锅炉补给水水处理车间进行现场检查，结果发现锅炉补给水处理系统混床在运行过程中树脂出现分层问题，树脂分层对周期制水量可能会造成影响；两台阴床树脂量明显不一样，有一台树脂量偏少；反渗透系统的脱盐率有下降现象。

1.7 循环水系统情况

通过循环水报表检查发现，电厂未对循环水结垢倾向进行分析计算；通过检查2019 年循环水胶球投运记录，发现电厂两台机组循环水胶球收球率均偏低，收球率长期小于10%，凝结水端查2019 年最大值到了8.5 ℃，电厂凝汽器存在结垢风险。

2 应对措施

2.1 凝结水溶解氧超标问题

凝结水溶解氧长时间超标，会使热力设备及相关系统极易发生吸氧腐蚀，在影响水汽品质同时会减低设备的运行性能，影响安全生产。建议通过手工实验与在线表计进行比较，在排除在线表计故障的前提下，尽快排查凝结水系统漏点，保障凝结水溶氧合格。在未查找出系统漏点之前，改变除氧器的运行方式，增加其除氧效果，使凝结水中的溶解氧含量降到最小，降低设备发生吸氧腐蚀的概率。

2.2 在线仪表问题

上文1.2 及1.4 中所述问题，均为在线仪表不准造成。这也是火电厂化学技术监督中“两高问题”经常出现的原因，即化学监督中水汽指标合格率很高，在大修检查时热力设备的结垢、腐蚀和积盐速率也很高的异常现象。此问题首先反映的是电厂管理制度的不完善，各部门职责分工不明确。其次是化学仪表维护人员的技术水平有限，缺乏正确的在线化学仪表的检验方法和检验手段。建议完善管理制度，加强员工技术培训。针对精处理在线仪表不准问题，首先排查精处理高速混床各电导率表，特别是数据异常的电导率表电极是否需要更换，加强对精处理混床在线pH 表的维护，每个月定期对在线pH 表进行两点校准。

针对水汽在线化学仪表问题，建议首先排查在线化学仪表的温度补偿方式、电导率系数等设置是否合理，对于老化损坏的电极宜及时更换。建议每个月定期对在线pH 表、在线电导率表进行维护，对pH 表进行两点校准，在校准维护工作的同时及时做好记录，同时加强在线化学仪表的台账管理和说明书等资料收集工作。

2.3 抗燃油酸值超标问题

抗燃油酸值是评定油质劣化或水解变质的一项重要指标，长期保持较高酸值，会加速油质劣化，导致产生沉淀或者气泡，从而缩短抗燃油使用寿命。抗燃油酸值过高还会对金属部件产生腐蚀作用，影响设备性能。建议继续加强抗燃油监测，发现酸值或水分超标及时处理。建议采用填充变色干燥剂如变色硅胶的呼吸器，有利于通过外观判断呼吸器失效情况，防止呼吸器失效后，空气中水分进入抗燃油中。

2.4 内冷水问题

发电机内冷水对电导率有严格要求，因为不论定子线圈还是转子线圈，线圈导线将带有电压，而定子进出水环和转子水箱都是零电压，所以连接线圈的绝缘水管和其中的水都承受电压的作用，水在电压的作用下，将根据其电导率的大小，决定其电阻损耗值。此损耗与水中的电导率成正比增加。当电阻率超出标准，大于发电机定子电阻损耗值时，定子对地绝缘电阻成为导体，造成发电机定子接地，将会导致重大事故。所以，要使发电机内冷水电导率小于2.0 μS/cm。建议加强内冷水监督工作，对内冷水系统在线仪表定期维护并校准，目前多家电厂已经将内冷水处理改为氢型钠型双床处理或者碱化运行处理，建议考虑技改为更加先进的内冷水处理工艺。

2.5 锅炉补给水问题

锅炉补给水处理系统混床树脂出现分层，将严重影响设备的周期制水量，增加其再生频次，造成再生液的浪费，降低其经济性。建议排查原因采取有效措施避免混床树脂在运行过程中分层，及时补充缺少的阴树脂。建议加强反渗透膜元件的维护工作，必要时考虑采用在线余氯表或台式余氯表对反渗透进水余氯定期监测，建议控制反渗透进水ORP 值在200 mV 以下。

2.6 循环水问题

建议完善循环水报表，参照DL/T 300—2011《火电厂凝汽器管防腐防垢导则》要求，进一步完善和加强循环水监督。建议电厂尽早排查胶球收球率低的原因，尽快恢复胶球收球率，达到胶球清洗系统每天不应小于4 h，投球数量不低于凝汽器单流程管道根数的10%，收球率不应低于90%的标准要求；建议采取有效措施保证凝汽器端差合格，降低凝汽器结垢风险，保证机组经济安全运行。

3 结语

(1)化学技术监督中发现的问题首先反映的是企业管理制度的不完善，监督职责未落实到具体负责人上，建议根据DL/T 246—2015《化学监督导则》要求，尽快制定技术三级监督网络，落实化学技术监督责任制；(2)继续加强化学技术人员的培训工作，定期开展化学监督分析会，针对异常问题专人负责，尽快排查异常原因并进行整改；(3)完善设备台账建设和在线仪表的校准记录，出现异常时以供被查，精准找出问题所在。