秦二厂汽机热力性能试验期间热力系统水质异常原因分析

黄 旭 李娅璇 李洪亮 姚家艳

（中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300）

0 前言

中核核电运行管理有限公司秦二厂1号机组执行汽轮机热力性能试验，其目的是验证汽轮机组的热效率或热耗率，验证汽轮机的热力学效率或汽耗率或规定蒸汽流量下的输出功率和主蒸汽通流能力和最大输出功率[1]。该试验分三个步骤，试验内容包括：

（1）测定机组在正常背压（TMCR）工况下（正常背压）的机组热力性能及汽轮机热耗率。

（2）测定机组在650MW稳定出力工况下（正常背压）的汽轮机热耗率。

（3）验证机组在夏季背压下（大于10.8kPa）发电机出线端电功率。

试验期间机组蒸汽发生器排污的隔离、功率多次波动与凝汽器真空的破坏等诸多状态变化，引起二回路热力系统各水质参数发生变化，本文通过对试验期间机组运行状态的跟踪，分析了水质异常波动的原因，提出了优化试验的建议。

1 试验过程

1.1 试验情况说明

为了减少热力损失，试验期间要保持二回路水汽介质不进不出，因此需要隔离疏水，并不进行补水，因此在试验前将凝汽器补水至较高液位。试验第一步是在正常背压工况下，机组650MW功率，试验第二步将凝汽器真空破坏背压降到大于10.8kPa时，第三步将机组功率升到670MW时的工况，机组稳定后，分别在以上三种工况下记录机组2小时相关参数，进行热耗率的计算。试验各工况试验时间如表1所示。

表1 试验各工况起始时间表

1.2 试验过程中机组相关操作

整个试验过程中机组相关操作从5:10凝汽器补水开始到18:40蒸汽发生器排污流量恢复结束。运行日志记录，试验期间运行相关操作如下：

（1）05:12:00对凝汽器补水至1 050 mm。

（2）13:28:00将蒸汽发生器排污隔离。

（3）18:15凝结水自动补水开启。

（4）18:40:00将蒸汽发生器从零流量调整至全流量运行。

2 相关参数变化

2.1 机组运行相关参数变化

（1）机组功率变化：机组在试验前与试验第一步、第二步时机组功率一直稳定在650MW，第二步结束后机组功率升高到670MW。

（2）凝汽器水位变化：机组在试验前将凝器补水到1 000～1100 mm，后续一直没有进行补水，凝汽器水位缓慢下降，到试验结束凝汽器水位下降到950 mm左右。

（3）排污流量变化：9:10左右排污隔离，流量从41t/h下降到0，到18:35开始再次投运排污，恢复到41t/h。

（4）凝汽器真空变化 试验第二步破坏真空前凝汽器真空压力维持在7.7kPa左右，到13:00开始凝汽器真空破坏到＞10.8kPa，到15:35左右真空恢复到试验前的7.7kPa左右。

2.2 机组化学参数变化

（1）蒸器发生器排污钠离子变化：试验前SG1/SG2钠离子分别是0.82/0.95ppb，试验开始后钠离子缓慢升高，至19:47升高到2.3/2.7ppb，之后缓慢下降。

（2）蒸器发生器排污阳电导：试验前SG1/SG2阳电导分别是0.27/0.29μs/cm，试验开始后阳电导缓慢升高，至12:42升高到0.29/0.31μs/cm，之后上升速率加快，到16:00左右升到最高，即0.36/0.38μs/cm，之后缓慢下降。

（3）蒸器发生器排污pH：试验前SG1/SG2的pH分别是9.68/9.69，试验开始后pH开始缓慢升高，至18:42升高到9.76/9.77，重新建立排污后缓慢下降。

（4）蒸器发生器排污阴离子：试验前SG1/SG2阴离子在1.3ppb左右，试验开始后有所升高。氯离子最高升高到15.1ppb，重新建立排污后缓慢下降。

（5）给水联氨、给水、凝结水总电导：给水联氨试验期间浓度变化不大，给水总电导在试验开始时给水凝结水的总电导变化不大，没有明显升高，到真空破坏时总电导开始升高，到16点左右升高到最高，18:30后开始缓慢下降。

（6）给水、凝结水、主蒸汽、主给水泵出口pH:在试验开始时缓慢升高，18:30后开始缓慢下降。

（7）凝结水、给水、溶解氧:试验前给水、凝结水溶解氧分别是0/0.5ppb左右，试验开始时凝结水溶解氧稳定，到凝汽器真空破坏后，溶解氧升高，最高升高到36ppb，真空恢复后，溶解氧快速下降，到16点左右恢复到试验前，给水溶解氧在试验过程中一直都稳定在0ppb。

（8）凝结水、主蒸汽钠离子:整个试验过程中凝结水、主蒸汽钠离子都较稳定。

（9）疏水阳电导:AHP-6/7疏水阳电导在凝汽器真空破坏时升高，真空恢复后又开始缓慢下降，AHP-5的阳电导由于波动比较大趋势变化不明显；汽水分离器疏水的阳电导在试验开始排污床隔离后开始缓慢升高，到排污床恢复后缓慢下降。

（10）凝结水、给水、主蒸汽、凝汽器检漏阳电导：在凝汽器真空破坏时升高，真空恢复后又开始缓慢下降。

3 水质变化原因分析

3.1 蒸汽发生器排污水质变化原因分析

3.1.1 蒸汽发生器排污隔离导致阳电导与钠离子升高

蒸汽发生器排污系统设置有两列，每列都有一台阳床、一台混床，正常运行期间，两列床同时投运。蒸汽发生器的排污水经过排污系统后，将排污水中的杂质离子净化去除。试验开始前，蒸汽发生器排污系统隔离，蒸汽发生器内污水不能连续排出净化，使杂质离子浓缩倍数增大，这期间排污钠离子、阳电导都有缓慢升高，由于给水水质优良，升高幅度较小。

3.1.2 真空破坏导致阳电导升高

凝汽器真空开始破坏压力升高时，排污的阳电导都开始快速升高。该阶段因为凝汽器真空破坏后，系统中的二氧化碳等不凝气体含量升高，使杂质阴离子浓度升高，引起阳电导升高。

3.1.3 机组功率波动导致钠离子升高

该试验期间机组功率在650MW到670MW不同功率平台进行，试验期间机组功率的升降，都出现了排污钠离子浓度的升高，引起该波动的原因是在机组升功率时，给水、蒸汽的流量增加，设备管径都是固定的，因此热力系统中流体的流速加快，管线中流速加快后导致部分沉积在热力系统设备各部位的杂质离子被冲出或蒸汽发生器传热管中的隐藏盐返出，导致钠等离子升高。直到最后功率稳定管线流量稳定后释放停止，钠离子才开始下降。

3.1.4 加药系统未停运导致pH升高

蒸汽发生器排污pH在排污隔离后缓慢升高，是由于排污隔离后二回路加药系统没有停运，在持续加药，缺少了排污的净化能力，导致二回路中氨与ETA浓度升高，pH升高。另外真空的破坏，也导致了凝汽器的抽气效率降低，促使二回路pH的进一步升高。直到真空恢复，使排污pH维持稳定。

3.2 其他水质变化原因分析

试验过程中给水联氨浓度基本稳定，在12:30左右有所下降，该情况应该是联氨在系统里的消耗主要是与氧反应，过量的联氨又分解成氨，机组在12:30左右破坏了真空，这时凝结水中溶解氧升高，因此此时消耗与氧反应的联氨就会增加，使给水中联氨浓度下降。

给水、凝结水总电导从排污隔离后开始缓慢升高，一直到排污重新投运后才开始缓慢降低，该现象是排污隔离后加药系统没有停运，仍然保持持续加药引起的，与排污pH升高原因一致。

给水、凝结水、主蒸汽、凝汽器检漏及疏水的阳电导变化，阳电导主要在凝汽器真空开始破坏后开始较大幅度升高，真空恢复后又缓慢降低。是由于真空破坏后有不凝气体进入热力系统导致二回路阳电导整体偏高。汽水分离器疏水的阳电导是在排污隔离后就开始升高，这是由于汽水分离器疏水在排污隔离后，少量阴离子通过主蒸汽进入汽水分离器，使主蒸汽中的杂质离子经过汽水分离进入汽水分离器的疏水，使阳电导升高。

试验破坏真空后，凝结水溶解氧最高升高到37ppb；因为试验期间真空破坏，使空气漏入凝汽器引起。

给水、主给水泵出口溶解氧表一直维持在0ppb；凝汽器破坏真空后凝结水溶解氧升高，通过除氧器除盐，凝结水中的溶解氧能够完全除去，因此对给水、主给水给水泵溶解氧没有影响。

凝汽器检漏装置钠离子，在凝汽器真空破坏时有微量升高，应该是真空破坏导致汽机上微量的杂质离子析出导致。升高幅度较小，没有对凝结水与主蒸汽钠离子产生影响。

4 结论与建议

4.1 结论

从以上分析可以看出，热力性能试验期间由于蒸发器排污隔离、凝汽器真空的破坏、机组功率的波动引起了二回路相关热力系统水质变化。排污、给水、凝结水等热力系统水质变化主要原因有以下3个方面。

（1）凝汽器真空破坏，导致空气进入凝汽器，空气中的氧气使凝结水溶解氧升高；空气中的不凝气体使凝结水检漏、疏水、给水、排污、主蒸汽等热力系统的阳电导升高。

（2）加药系统连续投运，导致热力系统整体pH、总电导升高。

（3）机组升功率期间二回路中流体的流速流量增加，使沉积在热力系统设备中的杂质离子析出，也可能是蒸发器内的隐藏盐释放，导致排污钠离子升高。

4.2 建议

热力性能试验期间相关的化学参数都有所波动，除凝结水溶解氧，其他参数并未突破水质控制程序要求。因此建议：

（1）凝汽器真空破坏方式优化，尽量减少因凝汽器真空破坏对凝结水溶解氧的影响，如合理地设置破坏阀位置、尽快调节破坏阀开度，减少真空调节过程。

（2）为了使热力系统pH稳定，建议在排污隔离后，根据给水pH，适当调节联氨及碱化剂的加入量。

（3）建议试验期间机组功率尽量稳定，减少因功率波动引起的隐藏盐释放。

（4）在试验结束后应尽快投运排污，使排污水质尽快恢复。