1 000 MW超超临界机组水汽质量劣化原因分析及处理

左帅

（华能玉环电厂，浙江玉环317604）

1 000 MW超超临界机组水汽质量劣化原因分析及处理

左帅

（华能玉环电厂，浙江玉环317604）

介绍了玉环电厂4号机组水汽质量劣化的现象及特征参数变化，对水汽质量劣化的可能原因进行了分析和排查，找出此次水汽质量劣化的根源是尿素溶液进入了热力系统。通过尿素的水解机理，重点分析了尿素溶液造成水汽质量劣化的过程。针对各取样点氢电导率的变化和水汽质量劣化的根源，提出了处理措施。

1 000 MW；超超临界；水汽质量；劣化；尿素

1 000 MW超超临界机组运行参数高，对锅炉管材和汽轮机金属部件的高温蠕变强度、抗蒸汽氧化能力、抗高温水汽介质腐蚀性能等方面提出了更高的要求。1 000 MW超超临界机组水汽质量劣化必将增加热力设备腐蚀和结垢的风险，因此必须加强水汽质量监控[1]。

玉环电厂4号机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱技术制造的超超临界变压运行直流锅炉，型号为HG-2953/27.46-YM1；汽轮机是由上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的超超临界汽轮发电机组，型号为N1000-26.25/600/600。热力系统设计有凝结水精处理系统，除凝汽器为钛管外，水汽循环系统设备都为钢制元件。自投产以来，该机组的水汽质量一直控制得较好，取样点位置设计合理，所有监测值较为稳定。但在2014年5月12日，机组水汽质量突然劣化，劣化现象和原因较为特殊，可供其他1 000 MW超超临界机组水汽质量监督和控制参考。

1 水汽质量劣化情况

2014年5月12日，玉环电厂4号机组省煤器入口给水、除氧器入口经除盐后的凝结水、主蒸汽、凝结水泵出口未经除盐的凝结水氢电导率均不同程度缓慢上升，凝结水、给水、主蒸汽中的氧、钠、二氧化硅、铁、铜的含量均无异常变化。各取样点氢电导率变化后，运行人员至就地确认取样系统运行正常，就地表计工作正常且测量值与远方监测值一致，人工化验水汽质量的结果与监测值一致，各取样点监测值有代表性，综合分析系统中水汽质量变化，可以确认4号机组水汽质量出现劣化。各取样点所监测到的水汽氢电导率最高值见表1，1 000 MW超超临界直流炉水汽质量标准[2]见表2。表2中的标准值为运行控制的最低要求值，超出标准值，机组有发生腐蚀、结垢和积盐等危害的可能性；期望值为运行控制的最佳值或经过努力可以达到的值，可更有效地控制机组的腐蚀、结垢和积盐等危害。

表1 玉环电厂4号机组水汽质量监测值

表2 1 000 MW超超临界直流炉水汽质量标准

2 原因分析及处理

2.1 原因分析

（1）凝汽器钛管泄漏。

玉环电厂属于海滨电厂，凝汽器钛管泄漏会造成凝结水泵出口凝结水中的钠含量迅速上升。此次水汽质量劣化后，凝结水泵出口钠离子监测值显示为0．01 μg/L，同时经人工化验确认凝结水中没有钠离子存在，排除了凝汽器钛管泄漏的可能。

（2）受污染的闭式循环冷却水造成凝结水系统二次污染。

4号机组低压加热器疏水泵的机械密封冷却水由闭式循环冷却水或凝结水提供，该冷却水设计只有进水、没有回水，冷却水通过机械密封直接进入泵内，再通过低加疏水泵混入凝结水系统。机组水汽质量劣化前，低加疏水泵机械密封的冷却水由闭式循环冷却水提供；水汽质量劣化后，初步怀疑闭式循环冷却水被污染，进一步污染凝结水。按照国标规定和玉环电厂运行规程的三级处理标准，必须迅速降低水汽的氢电导率。在事故处理情况下，运行人员立即将低加疏水泵机械密封的冷却水切换成凝结水，同时通知人工化验闭式循环冷却水水质。低加疏水泵的闭式循环冷却水隔离后，4号机组各取样点的氢电导率仍有不同程度的波动，人工化验结果并未显示闭式循环冷却水受到污染，排除了受污染的闭式循环冷却水造成凝结水系统二次污染的可能。

（3）受污染的补给水进入凝汽器。

4号机组补给水的流程为：化水车间供水→二期除盐水母管→凝补水箱→补水管线→凝汽器。水汽质量劣化后，运行人员于第一时间人工化验了凝补水箱中的补给水水质，发现补给水pH值为6．8，氢电导率为0．06 μs/cm，化学需氧量（COD）为0，根据测得数据分析补给水水质未出现异常。图1为热力系统中各取样点的氢电导率变化曲线。

图1 取样点氢电导率变化曲线

由图1可见，除氧器入口和省煤器入口的氢电导率先升高，随后凝结水泵出口的氢电导率才升高，且氢电导率的最大值出现在省煤器入口给水和主蒸汽中。综合补给水的水质化验结果、各取样点氢电导率的变化曲线、热力系统中水汽的循环方向，可初步排除受污染补给水进入凝汽器的可能。

但是，随着取样点氢电导率波动次数的增加，对氢电导率多次波动的曲线进行分析，发现氢电导率的变化趋势与进入凝汽器的补给水流量有明显的关系，如图2所示。

由图2可见，凝汽器每次补水以后，取样点的氢电导率都有不同程度的升高，说明取样点的氢电导率变化与进入凝汽器的补给水水质有明确的关系，从而推翻了最初的判断，即补给水受污染的可能性很大，缩小了4号机组水汽质量劣化的原因分析范围。

随后，运行人员根据4号机组的补给水流程，对沿线所有用水设备及系统进行深入排查，最终锁定补给水的污染源为尿素溶解系统。尿素溶解系统是玉环电厂锅炉烟气脱硝改造工程的子系统，该厂4台锅炉均采用选择性催化还原（SCR）烟气脱硝工艺[3]，脱硝装置共用1个还原剂储存与供应系统，采用尿素法制备脱硝还原剂，主要由尿素供应系统、尿素溶解系统、热解炉、催化剂、排气系统、反应器等组成，图3为尿素溶解系统示意图。

图2 取样点氢电导率与凝汽器补水关系曲线

图3 尿素溶解系统

由图3可见，化水车间供水至4号机组补水的除盐水母管上，有1路用户为尿素溶解系统中的尿素混合泵冲洗水，尿素混合泵启动运行期间，冲洗阀必须关严。经运行人员检查发现：该冲洗阀阀芯故障脱落，导致尿素混合泵启动运行后，尿素溶解罐中的尿素溶液通过尿素混合泵、故障冲洗阀、脱硝用水总阀，返送至除盐水母管中，从而进入4号机组凝汽器补水水箱，污染了补给水。当凝汽器补水时，受污染的补给水就会进入凝汽器，从而进入热力系统。

2.2 水汽质量劣化过程分析

尿素是一种有机物，化学名称为脲或碳酰胺，结构式为CO（NH2）2或NH2CONH2，熔点为132．5℃，在熔点温度之前尿素已经开始分解[4]。尿素易溶于水，在水中的溶解度随温度的升高而增加。有研究表明，尿素有水解作用[5]，尿素水解反应要在高温高压条件下进行，完全水解的条件是低浓度（小于10%）尿素溶液、210℃以上的温度和1．7 MPa以上的压力，水解生成NH3和CO2，主要反应过程[6]为∶

在此次水汽质量劣化过程中，尿素溶液首先随着除盐水进入4号机组凝补水箱，凝补水箱中的补给水温度只有20℃，尿素并不会发生水解，补给水中的阴、阳离子浓度没有增加，所以补给水的pH值和氢电导率基本没有变化。此次水汽质量劣化时，4号机组对应的负荷变化范围为650～1 000 MW，热力系统各取样点的水汽参数变化范围如表3所示。

表3 取样点的水汽参数

由表3可见，凝汽器补水后，尿素溶液由补水箱进入凝汽器，随着热力系统水汽循环移动至凝结水泵出口，凝结水泵出口的水温较低，尿素不会发生水解，凝结水精处理系统只能除去阴、阳离子，不能除去尿素。尿素溶液继续通过低压加热器加热后移动至除氧器入口，在此过程中随着水温的升高，尿素开始逐渐水解。部分水解的尿素溶液随后进入省煤器入口，在此过程中尿素水解反应所需要的高温高压条件满足，尿素水解速度加快，最终完全水解，生成NH3和CO2。尿素水解生成的CO2是一种腐蚀性污染物[7]，溶解于水中生成H2CO3，HCO3-与CO32-，引起氢电导率升高，经过热力循环后造成主蒸汽和凝结水泵出口凝结水的氢电导率都升高，导致4号机组水汽质量劣化，最终经过凝汽器的抽真空系统、凝结水精处理、除氧器的排氧门，系统中存在的NH3和CO2逐步被脱除，各取样点的氢电导率下降。CO2溶解于水中的反应过程[7]为∶

2.3 水汽质量劣化的处理

运行人员发现各取样点的氢电导率升高后，立即按照国标规定和玉环电厂运行规程的三级处理标准进行处理，采取了停止锅炉给水加氧、打开除氧器排氧门、控制给水pH值在9．2～9．5等措施，降低管材的腐蚀速度和程度，同时积极开展分析、排查工作。在查明补给水的污染源后，立即将除盐水至尿素溶解系统中的尿素混合泵冲洗水管路隔离，将4号机组凝补水箱中的补给水全部置换，从根源上解决了水汽质量劣化问题，各取样点的氢电导率未再发生波动。此外，将择机在脱硝用水总阀后增加1个逆止阀。

3 结语

影响1 000 MW超超临界机组水汽质量劣化的原因较多，发现水汽质量劣化后必须立即查找原因，采取对策，降低热力系统管材被腐蚀的风险。此次玉环电厂4号机组水汽质量劣化的原因比较特殊，各取样点的氢电导率都升高后，对凝结水泵出口、除氧器入口、省煤器入口、汽水分离器、主蒸汽、再热蒸汽的水样进行人工化验，都未检出F-，Cl-，Br-，NO3-，PO43-，SO42-等阴离子，而采用的离子色谱仪又不能测定水样中HCO3-和CO32-的含量，最后通过曲线分析和现场排查，才最终确定水汽质量劣化的原因是尿素溶液进入了热力系统。同时提醒电厂，在对原系统进行改造设计时，必须按照相关设计规范深入、全面地考虑各种可能的影响因素，避免留下安全隐患。

[1]李培元．火力发电厂水处理及水质控制[M]．北京：中国电力出版社，2005．

[2]GB/T 12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量[S]．北京：中国标准出版社，2009．

[3]陈进生．火电厂烟气脱硝技术——选择性催化还原法[M]．北京：中国电力出版社，2008．

[4]CHEN J P，ISA K．Thermal decomposition of urea and urea derivatives by simutaneous TG/（DTA）/MS[J]．Journal of the Mass Spectrometry Society of Japan，1998，46（4）∶299-303．

[5]杜成章，刘诚．尿素热解和水解技术在锅炉烟气脱硝工程中的应用[J]．华北电力技术，2010（6）∶39-41．

[6]ALZUETA M U，BILBAO R，MILLERA A，et al．Impact of new findings concerning urea thermal decomposition on the modeling of the urea-SNCR process[J]．Energy& Fuels，2000，14（2）∶509-510．

[7]冯蓓，杨敏，李秉风，等．二氧化碳腐蚀机理及影响因素[J]．辽宁化工，2010，39（9）∶976-979．

（本文编辑：徐晗）

Cause Analysis and Treatment on Deteriorated Water and Steam of 1 000 MW Ultra-supercritical Units

ZUO Shuai
（Huaneng Yuhuan Power Plant，Yuhuan Zhejiang 317604，China）

This paper describes deterioration of water and steam of units#4 in Yuhuan Power Plant and characteristic parameter change.The reasons of deteriorated water and steam are analyzed and found，and the source of deterioration is urea solution that enters into thermal system.By hydrolysis mechanism of urea，this paper lays special stress on analyzing the process that urea solution causes deteriorated water and steam；it puts forward corresponding treatment measures for variation of hydrogen conductivity in sampling points and source of deteriorated water and steam.

1 000 MW；ultra-supercritical；quality of water and steam；deterioration；urea

TK227.8

：B

：1007-1881（2014）12-0049-04

2014-07-21

左帅（1982-），男，江苏阜宁人，工程师，从事火电机组汽机运行及技术管理。