热网加热器泄漏引起水质异常分析

王小辉 程家庆

（陕西君创智盈能源科技有限公司，陕西 西安 710065）

0 引言

某2×300MW燃煤发电机组，锅炉采用哈尔滨锅炉有限责任公司制造的亚临界一次中间再热自然循环锅炉。供热系统有3个热网站：一号热网站配置4个换热器和4台热网循环泵。二号热网站配置2台板式换热器及2台热网循环泵。三号热网站配置3台管式换热器C、D、E及3台热网循环泵，与一号热网站一起共同带热负荷。1号机组接带一号热网站和二号热网站，2号机组接带三号热网站，3个热网站一次管网系统有联通管，但扬程有所偏差，供热疏水回收至除氧器。

某天上午十点，现场运行人员发现1号机炉水为pH9.77（《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145 2016炉水异常一级处理值为大于9.7）、给水氢电率0.202us/cm（《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145 2016给水二级处理值为大于0.2 us/cm），对此问题，及时进行异常分析处理。

1 原因分析

1.1 在线化学仪表校验

发现炉水、省煤器进口（给水）水质异常后，及时根据DL/T 677-2018《电厂在线化学仪表检验规程》要求使用在线化学仪表校验装置对1号机炉水和省煤器进口在线化学仪表进行整机工作误差的比对校验。pH表采用水样流动检验法中的方法2（加药法）进行检验，（氢）电导率表采用水样流动检验法（直接比对法）进行检验。在线值（被检表）与标准值（标准表）比对检验结果如表1所示。

由表1可知，1号机炉水在线pH表整机工作误差-0.03，给水在线pH表整机工作误差0.01，满足pH表整机工作误差±0.05的要求；1号机炉水在线电导率表整机工作误差1.1%，给水在线氢电导率表整机工作误差2.2%，满足（氢）电导率表整机工作误差-10%＜10%的要求，在线表均合格，为后续原因提供了准确的在线表数据。

表1 在线值与标准值比对结果

1.2 在线表示值分析

记录在线表示值，1号炉炉水pH10.02(标准范围9.0～9.7)，给水氢电导率0.185μS/cm（标准范围≤0.15μS/cm）均已超标准值。机组正常运行时炉水和给水水质在线表数值与标准范围值比对结果如表2所示。

由表2可知，省煤器进口（给水）氢电导率值已达《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T 12145-2016一级处理标准（＞0.15μS/cm）；炉水pH值已达GB/T 12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》二级处理标准（pH＞10.0或者＜8.5），检验结果表明水质存在异常情况，并且已达二级处理标准。

表2 在线值与标准范围值数据比对

1.3 热网疏水水质分析

经过排查凝结水及机组水汽系统，发现只有两路水从外部进入机组水汽循环系统，一路是机组补水用除盐水，一路是回至除氧器的热网疏水，经检测进入机组的除盐水水质合格，怀疑是热网疏水泄漏导致机组水汽异常。

因为现场热网疏水没有氢电导率表，对回收至1号机除氧器的6路热网加热器的疏水分别取样分析，主要分析氯离子、硫酸根离子及全铁。检测结果如表3所示。

由表3可知，对疏水水样化验结果对比，发现2号换热站疏水水质较1号换热站疏水水质差，并且2号换热站全铁已超过GB/T 12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》要求的全铁小于 20 ug/L的要求，因此确定是由于2号换热站加热器泄漏导致2号换热站疏水水质异常，从而引起炉水给水水质异常。

表3 热网疏水水样检测分析结果

2 锅炉炉水水质不合格的危害

当水汽品质发生劣化时，水汽系统有发生腐蚀、结垢、积盐的可能性，应迅速检查取样的代表性、化验结果的准确性，并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认水汽质量劣化造成的影响和对机组安全运行带来的危害[1]，尤其是炉水水质不合格时，会导致以下三种危害：

（1）腐蚀的危害

锅炉炉水pH（标准9.0～9.7）高于9.7会对水冷壁和汽包造成碱性腐蚀，且炉水pH越高，腐蚀现象明显。若炉水pH低于9.0，金属表面的保护氧化膜遭到破坏，加速水对金属的腐蚀，也会导致蒸汽的pH值低，造成蒸汽管道的酸性腐蚀，同时能抑制炉水中硅酸盐的水解，使炉水中硅酸盐维持在最低水平，减少蒸汽中硅酸的溶解氧携带量；

（2）结垢的危害

炉水电导率的大小直接反应出炉水的含盐量，电导率越大炉水中存在的各种金属离子的含量越大，杂质离子会在升温过程中进行化学反应，不断的浓缩。当这些杂质在炉水达到饱和状态时就会产生固体物质，形成悬浮的水渣或者附着在汽包及水冷壁上形成水垢。使受热面的传递性能变差，降低锅炉出力，浪费燃料，且会导致受热面两侧的温差增加，金属壁温升高，强度降低，在锅炉内压作用下发生鼓包现象，甚至引起爆管等严重事故[2]；

（3）汽水共腾的危害

当炉水中含有较多的氯化钠、磷酸钠、油脂和硅化物时，或炉水中的有机物和碱化作用发生皂化时，在炉水沸腾蒸发过程中水滴被蒸汽大量带走，液面就会产生泡沫，形成汽水共腾。而汽水共腾又导致蒸汽中的含盐量急剧增加，这些被带出去的盐分在热力管道中发生沉积，影响传热，损坏设备，从而影响机组安全运行。

3 采取的措施

（1）发现水质异常后，运行人员及时开启定排阀门，增大连排阀门开度[3]，增加机组除盐水补水量，达到以通过锅炉换水的目的来改善炉水水质快速恢复至正常运行数值；

（2）提高精处理混床再生频率，对运行中失效的混床树脂及时进行再生，通过精处理连续运行达到净化凝结水的目的，以保持机组水质正常，提高机组用水品质；

（3）确定1号机炉水pH及给水氢电导率异常是由2号热网加热器泄漏造成后，运行人员及时解列2号热网换热站，退出系统运行，阻断不合格疏水返回1号机除氧器，从源头切断污染。

4 结论及建议

4.1 结论

（1）2号热网换热站解列后，停止不合格疏水返回1号机除氧器，通过开启排污门并给1号机持续补充除盐水的措施后，1号机水质在一个小时左右后恢复正常，此后再无水质异常情况，确定是由于2号热网换热站加热器泄漏导致1号机给水、炉水水质 异常；

（2）对2号换热站加热器进行查漏检测，确定2号换热站1号加热器泄漏量为6L/h，2号换热站泄漏量为45L/h，而加热器额定疏水流量为50t/h，虽然泄漏量很小，但是对水汽品质影响很大。

4.2 建议

（1）严格控制供热期间热网疏水回收质量。为热网加热器疏水加装氢电导率表，并保证氢电导率表连续投运，氢电导率表信号引至主控，化学运行人员定期记录，防止热网加热器轻微渗漏不能及时发现造成水质异常等事故；

（2）设备运行中严格控制水的pH值和含氧量，pH值过低或含氧量过高都会对管壁造成腐 蚀[4]，且设备在启停时需严格控制温度、压力的变化，温度骤变不能超出设计值，防止高压加热器内产生热应力而形变而导致的泄漏；

（3）机组水质异常时，应及时对水汽系统进行排查，严格按照GB/T 12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》要求的三级处理标准处理，防止水汽异常造成的事故扩大，发生难以估量的损失；

（4）供热机组在供热前的检修期间，应对热网加热器进行严格检查，针对不同加热器换热管管材确定堵焊工艺参数，且在焊接完毕后进行金相分 析[5]，防止热网加热器漏点不能及时发现或处理不彻底，影响机组安全稳定运行及供热工作；

（5）热网加热器在停运期间水中氯离子的浓度会聚集浓缩，是运行时的10倍以上[5]，所以停运期间是加热器静态腐蚀的高发期，应按要求进行防腐工作，防止热网加热器停运后不及时防腐造成设备腐蚀泄漏[6]。