机组深调对水汽氢电导率的影响

张风涛,单晨曦,吴贵德,尹占成,吴宜燃

(华能丹东电厂，辽宁 丹东 118301)

1 设备概述

华能丹东电厂一期工程为Sargent & Lundy设计、整套引进的2×350 MW亚临界机组，配套的化学监督、处理设备分别由美国的Johnson March、U.S.FILTER公司制造，于1998年底投入商业运行；锅炉由英国Babcock Energy CO制造；型式为亚临界、一次中间再热、自然循环、平衡通风、燃煤型；汽包压力为18.21 MPa；额定蒸发量为1061 t/h；没有定期排污，其底部设有排水门，只在锅炉点火前进行操作。汽轮发电机由美国West.Hous CO制造；型式为亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、反动凝汽式；主汽温度为538 ℃，压力为16.67 MPa。

给水采用AVT(O)处理方法，使用氨调节pH值，炉内采用低磷酸盐处理[1]；2台机组分别于2014年12月5日、23日改为NaOH处理[2]。

2 机组深调、水汽指标情况

2.1 机组达到的深调水平

2016—2017年华能丹东电厂积极推进灵活性改造工作，积极探索和参与深度调峰，实施可行的技术措施：锅炉稳燃、提高SCR入口烟温、脱硫吸收塔水平衡、给水控制优化、热控逻辑优化等。制定针对性的安全措施，现已取得一定效果：20%额定负荷试验成功，供热期实现机组深度调峰运行，深调期间保证工业供汽参数，实现25%额定负荷深度调峰运行。通过挖掘深调运行节能潜力，调峰能力达到较高水平，位于全国前列。

2018年1月至2020年6月间，对月度发电量、调峰收益进行统计，统计情况见表1 和图1，调峰取得一定的经济效益。

图1 月度发电量、调峰收益趋势

表1 月度发电量、调峰收益统计情况

2.2 水汽品质存在异常现象

水汽品质异常主要体现在氢电导率，在华能丹东电厂投产23年中，从投产开始4年时间里，凝结水、给水、主汽氢电导率时有超标，通过优化锅炉补给水处理工艺，此问题得到一定解决[3-4]；2014年5月30日监测炉水氢电导率后，2台机组的炉水氢电导率时有超标，通过锅炉排污等措施，降低了炉水氢电导率[5-6]，但是对凝结水、给水、主汽氢电导率的影响有限[7]；另外，在对1台汽泵检修过程中发现存在单汽泵运行情况，此时水汽氢电导率也会发生异常现象[8]；深调时发生水汽品质异常，负荷率低，水汽流量也非常低，到目前为止尚未发现有效的解决方法。

2.3 深调时的化学指标

根据在机组深调时存在水汽氢电导率波动的现象，通过分析得出，水汽指标异常，过热器、再热器出现氧化皮情况都可能与深调有关。

3 深调影响水汽品质的途径

3.1 深调时的水汽品质存在异常现象

3.1.1 整月调峰时水汽品质差异

对机组深调时机组负荷、深调时间、凝结水、主汽氢电导率差异进行统计，统计结果见表2。

表2 整月调峰时水汽品质差异统计

由表2可知，1月调峰时，1号机组的凝结水、主汽氢电导率分别升高1.71倍、2.14倍，2号机组分别升高1.43倍、1.71倍。

3.1.2 调峰时整月水汽品质平均值差异

对机组深调时机组负荷、深调时间、凝结水、主汽氢电导率平均值差异进行统计，见表3。

表3 整月调峰时水汽品质平均值差异 μs/cm

由表3可知，每次调峰时，1号机组的凝结水、主汽氢电导率分别升高51%、56%，2号机组分别升高38%、30%。

3.2 深调影响水汽品质的机理

深调时出现的问题需通过提高热力设备的健康水平来解决，提高水汽系统的严密性，减少杂质泄漏，以保障水汽品质。

水汽系统受到污染、漏入杂质是正常的，机组正常运行时，杂质的含量相对稳定，会达到一个平衡；只要漏量不大，水汽指标可以达到合格。当机组进行深调时，整个水汽系统流量降低，同样的杂质漏量，水汽中杂质的相对含量升高。例如，机组深调至50～100 MW时，汽包的蒸发量只有额定蒸发量1061 t/h的14.29%～28.57%，即151.57～303.14 t/h，由于还要对外供汽，那么凝结水的流量只是额定负荷的1/3～1/7，甚至会更低；同样的杂质含量，杂质浓度就会增加3～7倍。

因为电导率标志着水汽杂质的含量，它是一个综合指标，而氢电导率是为增加电导率敏感度而设立的指标，因此，深调时系统稍有波动，凝结水、给水、主汽、炉水等水汽样品的氢电导率相对来说比较敏感，特别是凝结水的氢电导率。事实上，近几年来，每次深调时，都是凝结水的氢电导率会明显上升、甚至超过标准的要求。

3.3 深调影响水汽品质程度的理论推算

供汽量按30 t/h计算，根据机组负荷率，可以计算出凝结水在不同负荷时的流量及浓缩倍率，见表4；凝结水浓缩倍率随机组负荷率变化的趋势图，见图2。

表4 调峰时凝结水浓缩倍率

由图2可知，在机组负荷率低于40%(90 MW)时，凝结水浓缩倍率陡然上升，由此得出结论：当机组深调时，凝结水氢电导率会上升，深调程度越深、负荷越低，凝结水氢电导率升得越高，同时，给水、饱和蒸汽、主汽乃至炉水氢电导率均有所上升，但上升幅度较小。

图2 凝结水浓缩倍率随机组负荷率变化情况

4 锅炉结垢量趋势[9]

4.1 水冷壁结垢量

2台机组水冷壁结垢量的趋势见图3。2台机组水冷壁结垢量数据从1998年开始，分别截至2019年5月、2018年10月。

图3 水冷壁结垢量趋势

图3中，带有数据标记的红色正方形为2号水冷壁数据，蓝色菱形为1号水冷壁数据，绿色直线为结垢量标准。机组深调后，水冷壁结垢量没有明显变化。

4.2 过热器、再热器结垢量情况

1号省煤器、再热器、过热器中，2台机组省煤器、大屏过热器、低温再热器、高温再热器、一级过热器、末级过热器结垢量趋势图见图4， 2号见图5。

图4 1号省煤器、再热器、过热器垢量趋势

图5 2号省煤器、再热器、过热器结垢量趋势

a.1号机组：2008年至2019年11年间，1号大屏过热器结垢量没有明显增加，均低于200 g/m2；1号高温再热器、末级过热器，从投产至今21年间，1号高温再热器、末级过热器结垢量分别为497.3 g/m2、1093.3 g/m2，均超标，特别是1号末级过热器超标273%。

b． 2号机组：2号大屏过热器、高温再热器，从2009年至2018年9年间，结垢量增加明显，大屏过热器由148.49 g/m2增加到404.8 g/m2，已经超标，2020年为303.5 g/m2；高温再热器由277.9 g/m2增加到579.8 g/m2，严重超标，2020年为431.0 g/m2；2009年2号末级过热器的结垢量为352.13 g/m2，2020年结垢量达到885.2 g/m2，严重超标。

4.3 氧化皮情况

氧化皮情况是近年来新出现的问题，主要出现在超临界以上机组；但是，华能丹东电厂2台机组的末级过热器、1号机组的高温再热器都存在氧化皮情况，特别是1号末级过热器，已经超标，见表5。

表5 锅炉氧化皮厚度

4.4 结垢量、氧化皮超标的解决办法

针对再热器、过热器结垢量和氧化皮厚度超标的问题，目前有4种处理方法[10]，应根据具体情况进行选择。

a.割管清理

开展高温受热面弯头处氧化皮堆积检测，对于氧化皮堆积厚度超标的受热面管进行割管清理。

b.启炉吹扫

通过监视受热面壁温，并以此为依据，在启机并网前采用受热面蒸汽吹扫的办法，利用蒸汽动量将滞留在受热面管内的氧化皮通过机组旁路系统吹走，对于缓解氧化皮剥落引起的受热面爆管问题起到一定作用。

c.受热面材质升级和改造

随着机组运行参数的提高，对受热面材质有了更高的要求，原设计受热面材质等级存在偏低的问题，如有些电厂使用TP347HFG，存在抗蒸汽氧化性能不足的问题，发生了大面积氧化皮剥落；将其升级为Super304H，问题可以得到有效解决。

d.化学清洗

化学清洗是用化学方法清除过热器、再热器的垢和氧化皮，可有效控制氧化皮的剥落，酸洗后要采取控制受热面壁温等措施。

5 结论

5.1 深调与水汽指标和锅炉结垢量、氧化皮的关系

从2017年下半年开始深调，2台机组的割管时间分别是2019年5月、2018年10月，1号高温再热器结垢量、2号大屏过热器结垢量超标，2号高温再热器结垢量、1号末级过热器结垢量严重超标，1号末级过热器氧化皮，已经超标；结垢量、氧化皮超标问题是否与深调有关，有待研究。

在火电机组进行深度调峰时，氢电导率等水汽指标出现异常，而此间再热器、过热器结垢量、氧化皮厚度明显上升，这种现象需要相关专业研究，以期得到解决。

5.2 深调对水汽指标的影响

由于火电机组是按30%～40%额定负荷(最低负荷)设计，在此负荷下，包括水汽系统的严密性、杂质泄漏量等相关性能能得到有效保障，也就是说，只能在这个负荷率以上，才能够保障水汽品质合格；而调峰的一级值为175 MW(供暖期)、168 MW(供暖期)，二级值为140 MW，负荷率为40%；调峰机组能够稳定运行的负荷率越低，说明机组调峰能力越强，华能丹东电厂350 MW机组最低深调负荷为48 MW，负荷率为13.71%。深度调峰，调得越深，对水汽指标的影响就越大；因此，为保障发电机组水汽化学指标合格，需要提高水汽系统的严密性，提高设备的健康水平。