600MW直接空冷机组凝结水氢电导率异常的诊断与处理

张志国

(中电投河南电力有限公司技术信息中心，河南郑州 450001)

600MW直接空冷机组凝结水氢电导率异常的诊断与处理

张志国

(中电投河南电力有限公司技术信息中心，河南郑州 450001)

针对某电厂600MW直接空冷机组凝结水氢电导率超标问题进行分析，对可能引起水质超标的原因进行了排查，确定引起本次凝结水电导超标的原因为凝结水系统漏入空气后，CO2溶入凝结水导致。对于空冷机组来说，空冷岛系统面积庞大，当凝结水氢电导率出现明显上升时，对氢电导率变化的原因做出正确分析处理，并针对空冷机组凝结水水质监督给出了建议，对机组汽水监督及机组安全经济运行有着重要的意义。

直接空冷机组;凝结水;氢电导;真空

1 概述

某电厂7号机组为600MW直接空冷机组，于2006年下半年投产发电。该机组为600MW亚临界参数、燃煤、直接空冷汽轮发电机组。

锅炉为东方锅炉(集团)股份有限公司与三井－巴布科克公司合作生产的亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉，型号为DG－2070/17.5－II4。

汽轮机为东方汽轮机厂生产的600MW亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。发电机为东方电机股份有限公司设计制造的QFSN－600－2－22型水－氢－氢冷却、三相交流两极同步汽轮发电机;采用瑞士ABB公司生产的自并励静态励磁系统。

该电厂7号机组锅炉补给水采用二级除盐水，锅炉给水采用加氨的AVT(O)处理，炉水采用全挥发处理。精处理设置为2×50%高速阳床 +2× 50%高速阴床。

2 异常情况

2012年10月12日，在机组负荷较低时7号机凝结水氢电导率开始出现上升现象，进行原因分析，直到2012年11月25日停运，机组进入A级检修，停运时机组采用十八烷胺保护。2013年1月18日7号机组启动，在精处理投运后，投运在线化学仪表，发现给水、炉水、蒸汽汽水品质很快降至正常范围，唯独凝结水氢电导率超标且下降缓慢，最后电导率维持在0.22～0.30μS/cm之间波动，较其他空冷机组凝结水电导率(0.08～0.14μS/cm)明显偏高，检查精处理出水合格，且在正常范围内。自1月18日启动后，凝结水在线测定水质如表1所示。

表1 凝结水水质测试结果

3 原因分析

在水汽系统中，低分子有机酸及阴离子含量越高，氢电导率越大，同时对热力设备的腐蚀和危害程度也越大。综合分析认为造成凝结水电导率异常的主要因素有如下几点:

(1)在线仪表本身故障及离子交换柱失效。因机组采用十八烷胺保护，取样管内十八烷胺冲洗不干净会对离子交换柱树脂造成污染，导致电导率偏高。同样，在线仪表故障也会引起电导率测量偏高。

(2)凝结水补充水恶化。当把较差水质的补给水补入凝汽器后，即使水量很小，也会对凝结水的质量造成一定的影响。

(3)小机凝汽器水侧系统泄漏。7号机组为空冷机组，设置了2台汽泵，小机凝汽器采用循环水进行冷却。如果凝汽器有微量泄漏，凝结水水质也会严重恶化。

(4)回收不合格疏水。电厂各类疏水不仅含铁量较高，有时还含有其他成分。如果该水水质不合格就回收进入凝汽器中，会影响凝结水的质量。

(5)凝汽器负压系统漏入空气。对于高度真空的凝汽器，负压系统很容易漏入空气。凝汽器真空系统不严密漏入的空气对凝结水电导率有严重的影响。因为空气中主要含有O2、CO2及其他气体，凝结水进入热井经过除氧，漏入系统的O2被排出，进入的CO2与加入系统的氨发生反应，生成碳酸铵，导致凝结水氢电导率上升。同时，CO2和O2二者共存会加剧产生腐蚀，使凝结水水质恶化。

4 处理过程

通过对凝结水电导率异常的原因分析，我们主要采取了以下措施:

(1)经过对在线仪表校核及更换交换柱，排除了测量误差引起电导率高的可能性。测量电导率前对水样加装阳离子交换柱的目的是消除水样中氨的干扰，如果树脂一旦失效或者污染失去交换能力，水样的电导率会出现大幅度上升，1月19日、20日两天，对7号凝结水氢电导率表前的氢离子交换柱树脂进行了更换，观察7号机凝结水氢电导率测定数据无变化。

(2)分析凝结水补充水水质，排除凝结水补充水水质恶化引起凝结水电导异常。7号机凝结水补充水在线电导数据正常，同时对7号机凝结水补充水箱取样，做了离子色谱分析(阴离子)，分析结果见表2。凝补水中硫酸根含量为20μg/L，机组补水量约为5 t/h，凝结水泵出口流量约在1500 t/h，凝结水中的硫酸根含量增加0.06μg/L，对凝结水电导贡献几乎可以忽略。

表2 凝结水补充水电导率测试数据

(3)一般情况下，用来判断凝汽器发生泄漏的分析指标是凝结水硬度和钠，当凝结水分析测量出硬度和钠含量超标时，一般判断为凝汽器泄漏或其他水串入凝结水系统。本次7号机凝结水水质异常过程中，凝结水硬度化验分析为0，分别对A、B小机凝结水取样化验分析硬度为0。对7号机A、B小机凝结水及凝结水泵出口取样，用二阶微分火焰光谱痕量钠分析仪测定，钠含量均正常，测试数据见表3。为了安全起见，1月25日，对7号机B小机凝汽器加锯末一袋，经过8 h观察，结果发现凝结水氢电导率无变化。

表3 凝结水钠含量测定数据 μg/L

(4)对7号机回收至排气装置的各类疏水进行了检查。厂内采暖加热器疏水已回收至8号机，回收至7号机排气装置阀门已关闭校严，无其他外来疏水回收至7号机。排除疏水回收导致凝结水电导偏高原因。

(5)该机组8月、9月、10月、11月真空严密性不合格，12月停机检修，机组启动后真空严密性试验仍不合格。对真空系统查漏，检查发现，7号机空冷岛1号排、7号排凝结水管至7号机凝结水回水联箱连接处焊缝开裂严重，致使空气进入凝结水系统。1月25日下午处理完该缺陷，7号机凝结水电导率下降迅速，由原0.24μS/cm降至0.12μS/cm左右，恢复正常。消缺后进行机组真空严密性试验合格。处理前后真空与凝结水氢电导率的曲线变化见图1和图2。处理后恢复至正常的凝结水水质测试结果详见表4。

通过真空系统查漏堵漏，凝结水电导率恢复正常，说明了此次凝结水氢电导率上升是由于空气漏入凝结水负压系统，进入的CO2引起的。由于精处理阳阴分床系统离子交换能力强，对CO2的去除效果很好，所以精处理出水电导未有异常变化［4］。当只有凝结水氢电导率上升时应当快速判断是由于CO2溶入导致或者加强对凝结水中的溶解CO2的含量进行监测。

图1 缺陷处理前机组真空与凝结水氢电导变化趋势

图2 缺陷处理后机组真空与凝结水氢电导变化趋势

表4 缺陷处理完毕4天内凝结水水质分析数据

5 结语

经分析认为本次7号机凝结水电导异常是由于空气漏入凝结水负压系统，进入的CO2与凝结水中的氨发生反应，生成阴离子碳酸根和碳酸氢根，增加了凝结水的阴离子含量，造成凝结水氢电导率上升。针对上述情况提出如下建议:

(1)化学监督人员定期监测运行机组尤其是直接空冷机组凝结水溶解CO2浓度。当凝结水氢电导率上升时应及时监测溶解于凝结水中的CO2的浓度，可采用痕量CO2测定仪进行测定或者委托机构进行定期测定。

(2)化学监督人员应重视汽水监督中氢电导率的变化分析。氢电导率已成为检测机组水质的最主要手段，反映水汽品质变化既准确又灵敏，可靠性高。如果机组配备使用脱气氢电导率表，和氢导率联合测试比较，即可快速判断是否是CO2影响凝结水氢电导率。

(3)加强空冷机组的真空严密性管理。空冷机组，其本身空冷系统庞大，容易发生空气漏入导致的CO2溶入问题，汽机专业应加强真空严密性管理，发现问题及时进行查漏、处理，减少空冷凝结水系统空气漏入。同时提高空冷机组真空严密性，可降低发电煤耗，保证机组运行的经济性。

(4)在凝结水出现上述水质异常时，暂时可通过加大加氨量的方式，提高热力系统pH值，同时全关精处理旁路门保证精处理全部投运，防止水汽系统发生腐蚀。有关资料表明精处理阳阴分床系统离子交换能力强，对CO2的去除效果好，因此建议空冷机组精处理采用阳阴分床配置。

［1］李培元.火力发电厂水处理及水质控制(第二版)［M］.北京:中国电力出版社，2008.

［2］GB/T12145－2008，火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量［S］.

［3］ASTM D4519－94(2005)，Standard Test Method for On－Line Determination of Anions and Carbon Dioxide in High Purity Water by Cation Exchange and Degassed Cation Conductivity［S］.2005，ASTM international，West Conshohocken，P A.USA.

［4］郭包生，张志国，王涛英.600MW直接空冷机组凝结水温度变化与水质关系分析［J］.华北电力技术，2007(10):1－3.

［5］田文华，李鹏，和慧勇.空冷机组凝结水精处理系统设备优化配置［J］.热力发电，2009，38(3):81－84，87.

600MW direct aircooling unit condensing water hydrogen conductivity abnormal diagnosis and treatment

For a power plant600MW directaircooling unit7 condensate hydrogen conductivity over the issue，the reasons may cause excessive water quality are investigatied to determ ine the cause of the excessive condensation water conductivity due to condensate leak into the air，carbon dioxide dissolved into condensate.Large area of air－cooling system for air cooling unit，when the hydrogen conductivity w ith a clear upward，to make a correct analysis of the hydrogen condensate conductivity changes is of great significance to the safe and econom ic operation o f the unit and the water quality supervision.

direct air－cooling unit;condensate;hydrogen conductance;vacuum

TM621

:B

:1674－8069(2016)01－039－03

2015-09-18;

:2015-11-05

张志国(1982-)，男，工程师，主要从事火电厂化学技术管理工作。E－mail:zzg6565686@sina.com