游友榮
(福建晉江天然氣發電有限公司,福建晉江 302251)
晉江燃氣電廠建有4 套9FA 燃氣輪機聯合循環發電機組,安裝了4 臺LC85/N125-13.00/3.30/0.420/1.20 型抽凝式汽輪機。與其配套的N-9500-3 型凝汽器采用單殼體、雙分流、表面式結構,主要部件有凝汽器加長段、凝汽器上部、凝汽器下部、前水室、后水室及凝結水聚集器等。主凝結區安裝8474 根直徑為28.575 mm×0.5 mm、長11 238 mm 的鈦管,1012 根直徑為28.575 mm×0.7 mm、長11 238 mm 的鈦管安裝在空冷區及頂部圓周段,管子兩端脹接在管板上,借助中間管板支撐。4#機組在正常啟機過程出現凝汽器鈦管泄漏事件,直接影響了機組安全運行。
凝結水是鍋爐給水的主要組成部分,其水質直接影響鍋爐的水質。鍋爐補充水采用化學除鹽工藝,基本上能保證水汽的質量,但是當凝汽器鈦管泄漏后冷卻水將進入凝結水中,會導致凝結水水質惡化,進而影響給水水質。而且還會通過減溫水帶入鹽分,影響蒸汽品質,使爐水含鹽量升高,造成鍋爐腐蝕。如果冷卻水為海水,則還將引起酸腐蝕,甚至導致鍋爐爆管。
用海水冷卻的凝汽器由于泄漏使海水漏入凝結水中,并隨之進入鍋爐,造成給水硬度高,爐水磷酸根降低甚至消失,導致水冷壁管結垢、腐蝕。海水中氯化鎂進入鍋爐,分解產生鹽酸,造成爐水氯離子含量高、pH 值降低,因此在氯離子存在下可能發生閉塞電池腐蝕及pH 值降低造成的全面酸腐蝕。
2019 年10 月9 日5:16,4#機組冷態啟動,隨后的監測數據及采取的措施見表1。
另外,停機過程要加強鍋爐上、放水的工作。
13:54,辦理熱機工作票:RJ191023029 4#機組凝汽器水室檢查。
18:50,凝汽器投軸封抽真空查漏,發現前水室甲側上部鈦管檢查發現一處漏點(鈦管內部漏點),將該管路進行封堵處理。泄漏原因為鈦管有異物撞擊產生直徑約4 mm 漏洞,但未找到撞擊物(圖1)。
分凝汽器和鍋爐水系統、高壓過熱器和開機汽機側沖洗3 個階段進行。
(1)第一階段(10 月9 日—15 日):沖洗凝汽器,高中低壓水系統滿足帶壓放水條件開始沖洗,高中低壓汽包各上放水兩次,總計耗水430 t。
9 日—10 日,打開熱井底部放水閥,對熱井進行上、放水兩次后,凝結水Na+為88.6 μg/L,開始對低壓汽包沖洗。
10 日—11 日,對低壓汽包上、放水沖洗兩次后,測得低壓爐水pH、電導和Na+分別9.45、10.15 μs/cm、28.5 μg/L,開始對高、中壓汽包沖洗。
11 日,對中壓汽包沖洗兩次后,中壓爐水pH 和Na+分別為9.4、22 μg/L。
11 日—15 日,對高壓汽包沖洗3 次后,高壓爐水的pH、電導和Na+分別為9.22、10.92 μs/cm、32.2 μg/L。
(2)第二階段(14—15 日):爐側高壓過熱蒸汽管道溫度低于80 ℃,對過熱器上、放水各3 次,總計耗水72 t。
14 日—15 日,采用啟動高壓給水泵,通過高壓減溫水向過熱器進水方式;沖洗范圍為高壓過熱器1、高壓過熱器2 及其高壓飽和蒸汽部分管道(水位上至過熱器出口管道壓力表高度),最終到爐側高壓主蒸汽閥。
對高壓過熱蒸汽管道沖洗3 次后,高壓過熱蒸汽Na+為32.2 μg/L。
(3)第三階段(10 月21 日):機組啟動對汽水系統進行沖洗,總度耗水290 t。
機組啟動準備前,凝結水pH、Na+和氫電導分別8.35、11.5 μg/L、1.0 μs/cm。
機組啟動過程中凝結水Na+兩次上漲過程:啟動準備階段及高壓進汽20 min 后(就地最高顯示濃度為1830 μg/L、2190 μg/L)。
表1 4#機組冷態啟動后的監測數據及采取的措施
高壓過熱蒸汽旁路循環過程中Na+最高至72 μg/L,進汽前化學程控電腦顯示Na+為2.02 μg/L(手工檢測為7.4 μg/L)。
高壓減溫水投入后高壓過熱蒸汽Na+最高至5.2 μg/L 后下降(程控監測顯示)。
16:00,4#機凝結水及過熱蒸汽監控參數pH、Na+、氫電導均已合格。
綜上所述,晉江燃氣電廠4#機組凝結水過氫電導和鈉含量異常的原因有兩個:一是凝汽器鈦管被異物撞擊產生的漏洞,造成海水泄漏至凝汽器汽測污染凝結水水質;二是在線鈉表故障,未能真正起到在線監測作用,不能及時準確地測量汽水品質的真實情況,影響了對凝汽器循環水泄漏程度的判斷。在線儀表是化學監督的“眼睛”,需要加強對其的維護,以便在最短的時間判斷凝汽器泄漏,防止事故擴大。另外,對因凝汽器泄漏造成的蒸汽品質下降,應及時對過熱器進行沖洗,以確保汽輪機的安全、經濟運行。
圖1 鈦管上有漏洞