直接空冷机组硅含量高原因分析及解决对策

王俊玲，郝晋堂，李谦瑞

（1.山西漳泽电力股份有限公司河津发电分公司，山西河津043300；2.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西太原030001）

直接空冷机组硅含量高原因分析及解决对策

王俊玲1，郝晋堂2，李谦瑞2

（1.山西漳泽电力股份有限公司河津发电分公司，山西河津043300；2.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西太原030001）

山西某电厂300MW直接空冷机组热力系统硅含量偏大，导致汽轮机低压缸出现不同程度的盐类沉积现象，影响汽轮机运行的安全性与经济性，通过分析认为精处理除盐效果、锅炉运行工况等方面存在问题是硅含量偏大的主要原因，结合现场实际情况提出了降低硅含量的解决对策。

空冷机组；二氧化硅；精处理

0 引言

随着火力发电技术不断发展，超临界、超超临界机组已成为火力发电的主流，相应的水汽质量的控制标准也在不断提高。因此，加强水汽系统化学监督，及时消除异常是确保机组安全、经济发电的基本条件。

从锅炉汽包送出的饱和蒸汽所含盐类物质，有的会沉积在过热器内，有的则被过热蒸汽带出锅炉，沉积在汽轮机中。在汽轮机低压缸内形成的沉积物主要为不溶于水的二氧化硅。饱和蒸汽携带的硅酸，在过热蒸汽中会失水变成二氧化硅，当汽轮机中蒸汽的压力降低时，它们从蒸汽中析出沉积在低压缸。二氧化硅作为热力系统中一项重要的水汽监测指标，它的合格与否将直接关系到汽轮机运行的安全性与经济性，严重时可造成机组出力和热效率下降，因此防止热力系统中硅含量超标是化学监督工作的重中之重。对机组运行中热力系统盐类沉积发生的原因深入分析，并采取相应的对策措施，防止沉积量再次增大，降低整个热力系统沉积速率，保证机组的安全稳定运行具有十分重要的意义。

1 二氧化硅沉积情况

山西某电厂4号机组(300MW直接空冷机组) 2011年3月进行B级检修，期间检查发现汽轮机通流部位出现不同程度的盐类沉积现象，积盐率为1.195 7mg/(cm2·a)，达到二级标准。汽轮机低压缸沉积现象主要表现为叶片、隔板上硅的沉积量较大，分别占总沉积量的40.9%、41.5%。在检修期间对所有叶片上的垢进行了彻底的喷砂冲洗处理。

表1 汽轮机垢样分析报告 %

2 二氧化硅含量大原因分析

2.1 热力系统盐类循环情况

在进行原因分析之前，首先需要搞清楚热力系统盐类循环情况，见图1，然后对同类型电厂热力系统中二氧化硅含量进行对比分析，再根据实际情况进行具体的原因分析。

图1 热力系统盐类循环图

2.1.1 热力系统中二氧化硅的产生

机组基建施工期间、投产初期以及检修期间系统中的二氧化硅未完全清除出去；机组运行中通过锅炉补给水补入系统、凝汽器泄漏带来的盐类（空冷机组可以排除）。

2.1.2 热力系统中二氧化硅的去除

从图1可以看出，在热力系统中若不装设凝结水精处理设备（混床或阴阳分床），热力系统中的盐类只有一个排出口，即锅炉排污。若设置精处理，其除盐效率则比较高，可以很快降低热力系统中的含盐量，使热力系统水汽质量合格，以保证机组的正常运行。

2.2 热力系统二氧化硅含量分析

该厂空冷机组投运5 a以来，热力系统水质中铁含量较为稳定基本维持在7～8μg/L，二氧化硅含量则下降较为缓慢，其中炉水二氧化硅下限在60μg/L左右，蒸汽二氧化硅则在8μg/L左右。

表2 各电厂热力系统二氧化硅含量

表2中所列数据为山西省一些电厂机组正常运行期间热力系统二氧化硅含量比较情况，可以明显看出：精处理系统采用高混的湿冷或间接空冷机组的硅含量最小，而精处理采用粉末树脂过滤器的电厂则较大，其中运行年限越长的机组炉水硅相对偏小。另外由于晋南三厂600MW空冷机组运行年限较晋南二厂300MW空冷机组短，但其系统炉水、蒸汽硅却较小，究其原因为粉末树脂过滤器运行周期短、锅炉排污效果好，更为重要的是机组停运后对系统进行较为彻底的清理，同时在机组启动过程中注重对空冷岛的冲洗，将机组检修期间带入系统的泥沙等杂质彻底冲洗干净。

2.3 二氧化硅含量偏高原因分析

2.3.1 机组投产初期洗硅效果不佳

该厂机组在基建期间系统中泥沙和硅化合物等杂质较多未清理干净，加之投产初期未进行专门的洗硅运行，导致在很长时间内系统硅含量严重超标，机组运行近6 a炉水硅最低才降至60μg/L。

2.3.2 机组检修后投运时系统硅化合物未彻底排出

该厂机组在检修期间凝汽器排汽装置底部及空冷岛蒸汽分配管内泥沙未进行彻底清理，同时在机组启动冲洗阶段各容器冲洗不彻底、锅炉点火后底部排污时间过短；另外重视“进度”而忽视水质，按照水汽标准要求机组启动正常8 h内蒸汽、给水、凝水等指标达到正常控制标准，而实际上为了赶进度，在硅含量未合格时就冲转并网了，因此导致机组投运后系统硅长期偏高，其中炉水硅含量在100μg/L以上、蒸汽硅含量在15μg/L以上，需要累计连排100 h以上，方能下降至正常范围。

2.3.3 精处理除硅效果差

精处理设置2×50%粉末树脂过滤器，其不仅运行周期长且除硅效果差，在过滤器投运初期尚有除硅能力，运行几天后进出口硅平衡，基本丧失除盐能力，待过滤器压差超标再重新铺膜投入运行。同时铺膜浆料中树脂粉所占比例较小，其中阴树脂粉的用量仅为25 kg，说明其交换阴离子的总量相对高混严重偏小。另外由于空冷机组溶氧偏大，其漏入的二氧化碳也较大，凝水中含有二氧化碳，以HC型式进入过滤器后将阴树脂交换容量全部消耗，影响阴树脂除去其他阴离子的能力。

表3为过滤器运行中各阶段的水质情况，在第一阶段其出水氢电导及铁、硅较低，运行一段时间后开始出现不同程度的上涨。第二阶段氢电导逐渐增大与凝水氢电导接近，同时出水铁、硅也有所增大。第三阶段其出水水质逐步增大，并且氢电导超过0.15μS/cm，氢电导、硅几乎与凝水持平，说明过滤器已完全丧失了除硅能力，只作为单纯意义上的过滤器，仅起到去除金属氧化物与杂质的作用[1]。

表3 精处理各阶段出水指标

2.3.4 机组运行中带入系统的硅较多

由于炉水氢导长期偏高，每天几乎需要进行3～5h的连排，虽然排污后炉水硅含量能从70μg/L降至60μg/L，但也增加了锅炉的补给水量，达到该厂湿冷机组的两倍之多，带入系统的硅也随之增加，而精处理又不能有效去除额外增加的硅，因此排污越多、补入的硅越多。同时锅炉运行中仅靠连排而从未进行过底部排污，导致排污效果不佳。

2.3.5 锅炉运行工况及水质调整不当

由于近年来大多新投产机组运行参数的调控主要依据锅炉制造商设计值或经验值，热化学试验基本上未开展。该厂机组运行中易出现升降负荷、汽包压力与水位的调整控制不当，水质调整方面出现炉水pH值控制偏低等现象，因此导致蒸汽的机械携带、溶解携带系数增加进而增加蒸汽中的硅含量[2]。

2.4 分析结论

通过以上分析并结合机组现状可以得出结论：机组运行中硅酸通过锅炉补给水不断被带入机组热力系统，在循环过程中粉末树脂过滤器投运初期能去除微量的二氧化硅，然后通过每天的锅炉排污排出一部分二氧化硅，机组经过近6 a的运行，热力系统中的二氧化硅含量基本上是稳中有降。

3 降低硅含量解决对策

虽然山西晋东南某电厂二期2×600MW间接空冷机组将精处理系统由3×50%粉末树脂过滤器改造为3×50%粉末树脂过滤器+2×50%高速混床，对于有效降低系统中的二氧化硅含量是成功的，但该厂直接空冷机组由于受凝结水温度参数（平均53℃）、空间条件等限制进行改造是不可行的，因此可以尝试在不对相关系统进行较大改造的前提下，一方面提高锅炉补给水水质来减少带入系统中的硅酸，另一方面通过开展锅炉热化学试验确定最佳运行工况并优化精处理运行方式，大幅降低热力系统中硅含量，以减少二氧化硅在系统中的循环与沉积。

3.1 提高锅炉补给水水质

改变锅炉补给水系统水源，将其来水由“原水+弱酸软化水”改为“原水+反渗透”，降低除盐系统来水中二氧化硅含量。大量资料表明反渗透对于胶体以及活性二氧化硅的去除率在96%～100%，其出水硅含量可以大幅降低，因此将反渗透出水作为除盐站的水源可以将除盐混床出水硅由4μg/L降至3μg/L以下，减少补入热力系统中的硅含量。

3.2 进行锅炉热化学试验

实施锅炉热化学试验，并根据试验结果确定最佳汽包水位线，减少机械携带；确定最佳炉水pH值，减少溶解携带；确定科学的锅炉排污标准，包括以炉水氢导、二氧化硅等指标综合控制排污时机，同时进行底部排污试验，确定最佳定排周期，一方面减少系统补给水量，另一方面将通过补水带入系统中的硅完全排出，基本使进入汽包中的盐类少补、多排，最终达到有效排污的目的。

3.3 优化精处理运行方式

3.3.1 过滤器进行除硅酸洗

精处理粉末树脂过滤器已由原先基建期的油、铁污染转化为铁、硅污染，因此可采用氢氟酸对过滤器进行除硅酸洗，但必须从环保方面考虑对酸洗废水的处理。

3.3.2 调整过滤器铺膜剂量

进行现场试验，适当增加过滤器铺膜剂量与浆料中树脂粉的比例，以提高交换阴离子的能力；注意浆料订货与保存周期，防止阴树脂粉污染；严格按监测标准控制入厂浆料质量，避免铺膜后导致炉水氢导大幅上涨，而增加锅炉的排污量。

3.3.3 优化过滤器运行方式

过滤器铺膜投运后连续采样监测其12 h出水硅含量，同时监测热力系统凝水、给水、炉水及蒸汽硅含量，真正掌握过滤器的除硅能力与运行周期之间的关系，并以此确定过滤器最佳运行周期。将过滤器失效判定标准由进出口压差，设置为出水氢导，当超过0.15μS/cm时退出运行重新进行爆、铺膜。

3.4 改进机组启动冲洗方式

3.4.1 坚持“逢停必清”的原则

在机组停运后将器、井、箱等容易沉积盐类的容器彻底进行清理，必要时采取面团粘附方式进行清理，以确保效果。

3.4.2 合理进行系统的冲洗、排放

机组启动初期要特别注重空冷凝汽器冲洗的质量，尽量使每个空冷街区采取单独方式进行冲洗，集中大流量冲洗每个空冷岛街区，将机组停运期间空冷塔内杂质冲洗干净。

在锅炉点火后，当汽包压力及温度升高后可以逐渐减少从底部排污，以连排为主、底排为辅，以保证在点火升温升压阶段锅炉系统设备的安全稳定运行。

3.4.3 水质与工期进度同等对待

在机组启动冲洗阶段合理进行系统冲洗，严格执行“三不”标准，即炉水水质不合格不准点火、蒸汽水质不合格不准并汽、凝水水质不合格不准回收。同时加强化学与主控两个专业的协调与沟通，根据实际水质情况合理进行系统的调度与冲洗，保证在机组安全经济稳定运行且在不影响工期、并网时间的前提下，使各项水汽质量全面合格[3]。

4 结束语

综上所述，通过全面分析得出热力系统中硅含量偏高的原因所在，并在原因分析清楚的基础上，提出了相应的对策措施，首先改善锅炉补给水水源降低补入系统中的硅，然后通过锅炉热化学实验及优化精处理运行方式，有效去除补给水带入系统中的硅，进而降低整个系统中的硅含量，另外从改进机组启动冲洗方式方面也提出了相应的改进措施。

相信通过上述改进措施的顺利实施，可以有效降低热力系统中的硅含量，减少汽轮机中二氧化硅沉积，保证机组的安全经济稳定运行。

［1］杨晓飞.粉末树脂运行特性与空冷机组水质分析［C］.//中国电机工程学会火电分会化学专委会2009年学术年会论文集.武汉:中国电机工程学会火电分会化学专委会，2009：377-377.

［2］王应高.基于热化学试验的600MW亚临界机组汽轮机积盐分析［C］.//中国电机工程学会火电分会化学专委会2009年学术年会论文集.武汉：中国电机工程学会火电分会化学专委会，2009：171-171.

［3］杨晓飞.给水系统腐蚀沉积原因分析及控制建议［C］.//中国电机工程学会火电分会化学专委会2009年学术年会论文集.武汉：中国电机工程学会火电分会化学专委会，2009：180-181.

Analysis and Countermeasures of High Silicon Content in Direct Air-cooling Unit

WANG Jun-ling1，HAO Jin-tang2，LIQian-rui2
（1.Zhangze Eletric Power Co.，Ltd.，Hejin Power Generation Com pany Hejin，Shanxi 043300；2.State Grid Shanxi Electric Power Research Institute of SEPC，Taiyuan，Shanxi 030001）

In the thermodynamic system ofa 300MW air-cooling unit,high contentof silicon led to saltdeposition at low pressure cylinder in varying degrees，which influenced the safety and economy of turbine unit.Through analysis，it was concluded that why polishing and the operation condition of boiler suffered ill effects can be imputed to high contentof silicon.Finally，combining with the actualsituation，measureswere put forward to decrease silicon content.

air-cooling unit；silicon dioxide；polishing

TK264.1

B

1671-0320（2014）04-0059-04

2014-04-13，

2014-06-15

王俊玲（1977-），女，山西翼城人，1999年毕业于华北电力大学环境工程专业，工程师，从事电厂环境监测工作；

郝晋堂（1960-），男，山西太原人，1982年毕业于东北电力学院化学专业，高级工程师，从事设备状态评价技术工作；

李谦瑞（1983-），男，山西平定人，2006年毕业于华北电力大学热能与动力工程专业，助理工程师，从事电厂汽轮机调试及涉网安评试验工作。