凝结水精处理设备异常情况分析与探讨

陈子祥(中海油东方石化有限责任公司，海南 东方 572600)

0 引言

在对凝结水精系统调试的深化过程中，我们发现整个系统在设计和运行中存在一些问题。 电厂冷凝精处理最大的问题是设备调试处理时出现的操作次序问题，设备调试人员技术水平较低。电厂凝析油精炼工艺要求设备调试人员具备较高的专业素质。电厂凝结水精处理工艺不能保证设备质量，造成设备不能稳定运行，特别是对再生树脂不达标，造成树脂损失严重。另外，电厂凝析油精化过程监控系统不完善，调试过程中出现问题不能及时解决，问题十分严重。混床水处理一直是电厂凝析油精制的核心问题，由于无法保证水质和出量，失去了初始处理效果。针对电厂凝析水处理中存在的问题，电厂应注重有效解决。

1 凝结水精处理设备概述

根据DL/T 912—2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》，凝结水精处理系统的出水水质可满足机组正常运行和异常运行的需要[1]。

1.1 凝结水精处理系统运行状况分析

研究表明单位负荷与凝结水流量成正比.在启动阶段，能量从0% 升到100% 需要很长时间，据说需要很长时间才能从0% 升到30% 到50%。在功率从0 提高到50%(甚至30%)之前，停车过程中产生的杂质将由蒸汽发生器排污系统的凝结水精处理系统进行净化。二次系统补给水为脱盐水，水质优于二次给水，给水中不带杂质，30%以上流量的凝结水精处理系统应完全满足启动运行条件。在正常运行条件下，凝结水的 pH 值较高，即二次系统中的氨浓度较高(约为燃料电厂的10倍)，运行凝结水抛光机不仅没有带来任何效益，而且随着 pH 调节器的去除，二次系统中加入的氨也会增加，化学费用也会大大增加，而且精处理系统排污产生的大量氨浓度也会增加。 但由于树脂泄漏会导致凝结水中硫酸盐含量升高，因此凝结水抛光机在正常运行过程中不工作，只能进行热备。在冷凝器泄漏等异常情况下，凝结水和给水恶化，所有凝结水抛光机应尽快运行，凝结水抛光机从热备机到运行的间隔时间约为5 min。

1.2 凝结水精处理系统的处理能力

对于淡水冷却的内陆核电站，当连接器泄漏量小于256 L/h，凝结水绕过50% 流量，即冷却水漏入凝结水量小于128 L/h，凝结水中硫酸盐含量小于3.04 μg/L，大于0.61 μg /L 时，实施动作水平2，直至凝汽器管修复。凝结水抛光机从热备用到运行的间隔时间约为5 min，在此期间成为凝结水的硫酸盐浓度大于0.61 μg/L，因此即使提供了全流量凝结水抛光系统，也不可避免地要进行动作级别2。对于淡水冷却的核电站，30% 流量的凝结水精处理系统风险太大，建议采用50% 流量的凝结水精处理系统。

对于海水冷却的核电站，只要2.7 L/h 凝汽器泄漏就会引起机组停机，运行时间为5 min，凝结水泄漏不少于2.7 L/h，凝结水中钠浓度仍高于3.09 μg/L，机组应立即停机。因此，对于海水冷却的核电站，在正常运行时，一台或两台系列凝结水抛光机应运行，另一台则处于待机状态。

综上，对于海水冷却的核电站，应提供全流量凝结水精处理系统。 在正常运行过程中，凝结水处于热备用状态。凝结水精处理系统在启动、停机、凝汽器泄漏或其他二次水质恶化时，应投入运行。

2 调试与对策中存在的问题

2.1 冷凝水精系统的不合适的液压测试

在对每个冷凝水精系统的储罐内部进行全面检查并彻底清洗之后，对所有管道和设备进行的液压测试非常重要和必要。 通常，水压试验的压力是是工作压力的1.25 倍。对于超临界装置，混合床水压试验的压力大于或等于4.0 MPa，并且压力至少保持30 min。在正常情况下，电厂凝结水精处理系统600 MW 机组前滤池和混合床的设计压力为4.0～4.4 MPa，水压试验压力为5.0～5.5 MPa。 装满水后，用压力试验泵对储罐和管路进行试验，符合设计要求。 但在实际操作中，安装承包商使用凝结水泵对混合床进行测试，凝结水泵的最大压力仅为3.0 MPa，无法满足水压试验压力的要求。液压试验结束后，混合床进入调试阶段。 当混合床运行时，由于不适当的水压试验，如：孔门、观察窗、阀门法兰等，出现了许多泄漏点，这增加了操作员的巡逻时间，并无形地消除了安装承包商的缺陷。 乐队开始演奏时，必须放下混床，这会影响整个装置的水质并延误调试时间[2]。

2.2 低于大气压的树脂再生效果差

根据设计，树脂再生采用低于大气压的模式已被广泛使用。该模式的重点和难点在于酸碱再生液位始终比树脂界面高20 cm，因此再生塔的液位在再生前已进行了调整，试验发现，在树脂再生的整个过程中，再生液位在树脂界面的开始就高于树脂界面，这可能会使树脂浸入再生液中。但随着再生时间的增加，其含量逐渐降低，最终含量低于树脂高度，采用全水再生模式能够有效解决该问题，已广泛应用于新型高参数，大容量发电机组。基于全水再生的酸碱消耗略高于其他方式，但在全水条件下没有调节液位的问题，对各种树脂用量都有很好的适应性。

2.3 不完善的程序控制互锁保护

凝结水精处理系统的安全稳定运行意义重大。由于设备庞大而复杂，阀门庞大，运行和再生操作都很复杂。 作为一种实用的自动控制系统，DCS 可以实现全面，集中的控制，大大提高了整个系统的自动化水平，实现了安全、稳定、经济的运行。在调试过程中，我们发现凝结水精处理系统的程序控制联锁保护并不完善。程控联锁保护是确保凝结水精处理系统和设备安全运行的重要措施之一。由于新建机组，大多数操作人员都是新生。另外，整个系统处于调试状态，操作员无法熟练地操作系统。最初的DCS 制造商仅提供基本的操作步骤逻辑和程序控制互锁保护，这影响了设备的安全性和整个系统的稳定性。为了确保运行安全稳定，提出了避免“误操作”的强制逻辑和完善的程序控制联锁保护措施，并进行了凝结水精处理DCS 的联锁保护实验，其建立有效地避免了误操作，保证了凝结水精处理系统的稳定运行。

2.4 空冷机组材料选择不合理

高蒸汽参数的空冷机组需要高质量的供水。抛光过滤器性能的好坏直接关系到水蒸气的质量。空冷机组的抛光过滤材料中含有离子交换树脂颗粒、树脂粉末和纤维粉末，高的冷凝温度会影响阴离子交换树脂的生命，加速树脂降解产物和滤料的释放。因此，有必要研究过滤水滤物的溶解特性。对于超临界机组的冷凝水精处理系统，在运行过程中，要有良好的密封性能，良好的密封性能可以保证设备运行的稳定性，提高系统的运行效果。目前在实际开发中，由于设备密封不合格，导致树脂泄漏的现象比较普遍。具体分析了凝结水净化系统的气密缺陷，其主要表现为树脂收集器存在较大的气隙现象，其存在的原因是树脂收集器在运行过程中发生泄漏[3]。

2.5 设备巡检体制不合理

机组是电厂冷凝水精处理的关键设备，机组运行质量的好坏直接影响机组运行质量。因此，电厂要组织设备巡检小组，对设备进行巡检，对存在安全隐患的设备要做好记录并进行有效处理，巡检中发现设备有故障或不足时，要及时进行维修，以免影响设备的巡检工作。另外，设备巡检的主要目的是在凝结水提纯之前，对设备进行巡检，以便及时发现并处理存在的问题，保证提纯的效率和进度。设备巡检是电厂凝结水精化处理的重要环节，应予以重视和落实。

3 结语

综上，调试新机组的凝结水精系统是必不可少的，混合床的出水水质直接关系到整个系统的水和蒸汽质量。发现问题并提出合理有效的处理措施，可以通过调试提高系统的稳定性和操作的简便性，为以后的调试工作提供一定的参考。