空冷机组水汽氢电导率超标原因分析

张荣华，韩全顺，沈继军，李 兵

(1.辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司，辽宁 铁岭 112700；2.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006)

1 氢电导率超标情况

辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司(以下简称调兵山发电公司)机组容量为2×300 MW，2台机组先后于2009年12月19日和2010年5月7日投产发电，凝结水采用直接空冷方式，凝结水精处理系统采用粉末树脂覆盖过滤器，2014年完成供热改造对外供热。

2016年10月9日，2号机组经C级检修后启动，经长期观察机组水汽氢电导率较以往偏高，日常运行需开大机组连排、缩短铺膜周期来维持机组标准水质，凝结水pH值提升困难，加氨量增大，而机组运行监督化验水汽系统钠、铁、硅等指标未见异常。2号机组水汽氢电导率频繁超过0.15 μs/cm标准值，过滤器运行周期缩短，运行至3～4天机组水汽氢电导率即出现超过标准值情况。

2 原因分析

2.1 炉渣冷却水换热器存在泄漏点

炉渣冷却水通过管式换热冷渣器冷却炉渣，同时回收炉渣部分热量，炉渣冷却水补水由热力系统凝结水补给，冷却方式通过2路凝结水及1路开式循环水，正常运行方式由机组热量回收装置凝结水冷却，如水温过高同时投入开式循环水，冷却至正常运行温度范围。怀疑可能由于炉渣冷却水受炉渣或开式循环水污染，经炉渣冷却水热量回收装置与凝结水接触带入机组水汽系统。

2.2 脱硝系统尿素溶液压力过高反流至凝结水系统

调兵山发电公司脱硝系统采用选择性非催化还原法(SNCR)烟气脱硝工艺，烟气脱硝系统采用尿素CO(NH2)2作为还原剂，先制备为50%浓度的溶液进行存储，最终稀释到10%浓度喷入分离器入口烟道。其中喷射过程需凝结水与尿素溶液混合后喷入分离器入口烟道，而尿素输送泵出口压力由运行人员进行调整，调整至低于凝结水压力，如尿素溶液压力高于凝结水压力有可能造成尿素溶液反流至凝结水系统，或尿素输送泵出口逆止门、冲洗水门均不严，导致尿素溶液进入炉渣冷却水系统，经炉渣冷却水热量回收装置与凝结水接触带入机组水汽系统。

2.3 汽机真空系统异常漏入空气

凝结水采用直接空冷技术，与空气接触面大，如真空系统不严密，或凝结水过冷度过高，空气漏入系统不容易抽出，而空气中的CO2溶于水中，会造成系统氢电导率升高。

2.4 水汽取样系统及在线仪表异常显示出现误差

a.机组集中取样装置的高温取样架及恒温装置冷却水均采用厂内闭式循环冷却水，如冷却器管路泄漏，水样将混入闭式循环冷却水，造成水汽氢电导率升高。

b.水汽取样系统不严密，空气进入取样系统，空气中CO2溶于水中，造成系统氢电导率升高。

c.取样系统冷却效果不佳，水样温度超过标准规定，造成氢电导率受温度影响升高。

d.仪表显示存在误差，造成测量结果不准确，造成氢电导率显示偏高。

2.5 热网疏水水质不合格进入机组水汽系统

调兵山发电公司2014年完成供热改造后对外供热，采用管式换热器及新增加背压机组后换热器与热网循环水换热，对外供应热源，热网循环水水源为柴河水经软化处理后的软化水，如热网管式加热器或背压机组后换热器出现轻微渗漏，热网疏水出现不合格进入机组水汽系统，会造成系统氢电导率升高。

2.6 机组水汽受有机物污染

火力发电厂运行过程中，部分水汽与含有有机物物质接触运行，如监视不到位、操作不当或系统存在缺陷极有可能造成有机物进入机组水汽系统[1]，有机物进入热力系统高温分解后形成有机酸类等物质[2]，而调兵山发电公司凝结水精处理系统采用粉末树脂覆盖过滤器，树脂除盐交换容量低，无法有效去除受热分解后的离子，造成机组水汽氢电导率升高，与此相关的可能原因如下。

a.凝补水箱防腐层部分脱落，进入热力系统受热分解，造成机组水汽氢电导率升高[3]。

b.转机油进入热力系统，或压缩空气中含油在反洗爆膜时进入粉末树脂覆盖过滤器，或其他可能存在的油类物质进入系统热分解，造成机组水汽氢电导率升高。

c.凝结水精处理粉末树脂覆盖过滤器绕线式滤芯异常或隔板开焊，微量树脂粉漏入系统内部受热分解，造成机组水汽氢电导率升高[4]。

3 氢电导率异常原因排查分析

3.1 炉渣冷却水换热器存在泄漏点排查

炉渣冷却水有2路冷却水，分别为凝结水及开式循环水，隔离凝结水炉渣器冷却水热量回收装置，单由开式循环水换热器用于冷却炉渣冷却水72 h观察运行，炉渣冷却水已与凝结水系统完全隔离但系统水质无改善，排除由于炉渣冷却水受炉渣或开式循环水污染，经炉渣冷却水热量回收装置与凝结水接触带入机组水汽系统的可能；同时排除尿素输送泵出口逆止门、冲洗水门均不严，导致尿素溶液进入炉渣冷却水系统，经炉渣冷却水热量回收装置与凝结水接触带入机组水汽系统。

3.2 脱硝系统尿素溶液压力过高反流至凝结水系统的排查

脱硝系统水源分别为炉渣冷却水及凝结水；如出现由于尿素溶液压力过高反流至凝结水系统，尿素输送泵出口母管压力必将高于凝结水系统压力，经生产实时监控系统SIS数据对2016年10月至2017年4月凝结水压力及脱硝系统尿素输送泵出口母管压力分析对比。可以看出：从2016年10月开始至2017年4月，均没有出现尿素母管压力高于凝结水母管压力的现象，排除由于脱硝系统尿素溶液压力过高反流至凝结水系统，造成机组水汽氢电导率升高原因的可能。同时由3.1节排查过程可知无尿素进入炉渣冷却水系统而后进入凝结水系统的可能。

3.3 汽机真空系统异常系统漏入空气的排查

经生产实时监控系统SIS数据对2016年10月至2017年4月2号机组凝结水过冷度及溶解氧数据采集分析。另通过真空严密性试验分别对各月份机组真空严密性进行试验数据采集(见表1)。可见2号机组溶解氧基本合格；凝结水过冷度保持在较低水平(<3.5 ℃)，符合运行规范；且2号机真空严密性要好于1号机，说明不是因为系统真空不严密造成机组溶解气体升高，从而氢电导率明显比1号机组升高快的现象。

表1 机组真空严密性试验数据 Pa/min-1

3.4 水汽取样系统及在线仪表异常显示出现误差的排查

为实际确定在线仪表显示的真实性，分别对高温取样架换热器及恒温装置换热管路在满足机组监视需求的情况下逐一进行解体检查并进行通水试验未发现泄漏情况发生；日常运行调整取样流量至高值观察氢电导率变化情况，经观察72 h后氢电导率无明显变化；日常运行观察表计温度数值无超温运行情况发生；2017年4月委托东北电力科学研究院对厂内在线仪表进行数据效验，数据结果见表2。

由表2可见，在线仪表均满足DL/T677《发电厂化学在线化学仪表检验规程》要求，测量显示数值准确，排除因水汽取样系统及在线仪表异常显示出现误差所造成的机组水汽氢电导率超标的原因。

表2 2号机组在线仪表检验结果

3.5 热网疏水水质不合格进入机组水汽系统的排查

切除2号机组采暖供热系统运行，供热系统由1号机组全部接带，2号机组重新对凝结水粉末树脂覆盖过滤器铺膜投运，观察运行16 h，机组水汽指标无改善，排除因热网疏水水质不合格进入机组水汽系统造成机组水汽氢电导率超标的可能。

3.6 机组水汽受有机物污染的排查

对机组水汽进行阴离子含量对比分析，检测结果见表3，发现2号机组CH3COO-与1号机组数值比均偏高，怀疑极有可能因有机物进入水汽系统受热分解，造成机组水汽氢电导率超标。

3.6.1 油类物质进入系统热分解的排查

对转机油进入热力系统，或压缩空气中含有油在反洗爆膜时油进入粉末树脂覆盖过滤器，或其他可能存在的油类物质进入系统热分解进行排查。

表3 机组水汽阴离子含量对比分析检验结果 μg/L

开启凝结水精处理系统粉末树脂覆盖过滤器所用压缩空气储罐排污门，使用滤纸与压缩空气直接接触观察滤纸变化，滤纸洁净无油污；对铺膜箱及辅助铺膜箱放水检查无含油现象；对转机油位变化情况及油室密闭情况进行检查排除存在油类物质进入机组系统的可能。

3.6.2 凝补水箱防腐层部分脱落而进入热力系统受热分解的排查

机组补水由凝补水箱除盐水供给，2台机组凝补水箱水源可互为切换，2017年3月13日，2号机组补水切换至1号机组凝补水箱供给，将2号机组凝补水箱放空后进行检查，未发现凝补水箱防腐层出现脱落情况发生。

3.6.3 微量树脂粉漏入系统内部受热分解的排查

对凝结水精处理粉末树脂覆盖过滤器绕线式滤芯异常或隔板开焊，造成微量树脂粉漏入系统内部受热分解进行排查。

2017年4月，2号机组停运进行C级检修，对2号机组粉末树脂覆盖过滤器进行解体检查，将粉末树脂覆盖过滤器内绕线式滤芯全部拆除，绕线式滤芯情况见图1，由图1可见，大部分绕线式滤芯底部绕线固定处与固定螺母脱开约5 mm缝隙，部分滤芯螺母已串入螺纹内部形成较大缝隙，经全部滤芯解体检查2台粉末树脂覆盖过滤器内696根绕线式滤芯，其中306根绕线式滤芯缺少1个垫片，为不合格产品；对罐体隔板经水压试验无漏点。

图1 粉末树脂覆盖过滤器内绕线式滤芯拆解图

3.6.4 绕线式滤芯异常原因分析。

调兵山发电公司2016年4月对2号机组粉末树脂覆盖过滤器内部绕线式滤芯进行更换，滤芯由原基建期选用A滤芯更换至B滤芯，原粉末树脂覆盖过滤器滤芯底部与容器内固定底座由螺纹连接后上部由螺帽与固定拉筋固定，更换至B滤芯后粉末树脂覆盖过滤器内螺纹与滤芯螺纹不一致，采用短接头转接后安装，上部同样因标准不同无法固定，上部松动。

随机组粉末树脂覆盖过滤器运行时间增长，其受高压力水冲击及爆膜过程中压缩空气的瞬间冲击造成滤芯晃动加剧，造成底部挡片与固定螺母脱开一段距离，合格产品绕线式滤芯底部挡片与绕线固定端内部为双垫片，而本厂绕线式滤芯近半数缺少1个垫片，从而导致缝隙间树脂进入凝结水系统，树脂粉末随温度升高而分解形成有机酸类等物质，造成2号机组水汽氢电导率超标，经对绕线式滤芯更换后2号机组水汽氢电导率及铺膜周期恢复正常，粉末树脂覆盖过滤器绕线式滤芯更换完毕系统恢复运行，2号机组氢电导率恢复至标准值0.15 μs/cm以下，粉末树脂覆盖过滤器运行周期恢复至15天左右。

4 结论

粉末树脂覆盖过滤器曾广泛用于直接空冷机组，而内部绕线式滤芯质量是关乎整个机组水汽指标及机组安全经济稳定运行的关键，经多方面分析排查最终确定由于粉末树脂覆盖过滤器绕线式滤芯质量问题造成的机组氢电导率超标。建议在更换绕线式滤芯前应严格按DL/T1357《发电厂凝结水精处理用绕线式滤芯验收导则》验收；安装过程确保安装质量，逐个滤芯进行牢固性检查；机组启动后粉末树脂覆盖过滤器切换过程中严密监视粉末树脂覆盖过滤器出口，同时监视机组省煤器入口氢电导率，出现粉末树脂覆盖过滤器切换完毕投入运行后省煤器入口氢电导率迅速上涨的趋势一定要引起重视，机组出现氢电导率异常情况采用科学分析方式尽快处理，保证机组能够持续安全、稳定、经济运行。