某電廠 1 000 MW超超臨界機組給水水質異常原因分析及處理

王軍昌，姬定西，何張濤

（1.晉能控股山西電力股份有限公司，山西 太原 030006；2.西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710054；3.國家電投集團內蒙古白音華煤電有限公司，內蒙古 錫林郭勒 026299）

0 引言

給水加氧處理OT（oxygenated treatment）是當前火力發電廠最重要的水化學處理工藝之一[1-2]，為了抑制給水管路流動加速腐蝕，需要向給水管路中加入低濃度的溶解氧，在滿足給水系統防腐鈍化要求的同時，保證機組蒸汽系統中基本無氧，從而降低蒸汽系統氧化皮剝落的風險，實現對水汽系統熱力設備的保護[3-4]。隨著發電機組智能化、自動化水平的提高，高參數機組對熱力循環工作介質的品質要求也越來越高，機組設計的水化學處理工況由氧化性全揮發處理AVT（O）（oxidizing allvolatile treatment）向加氧處理轉變時，需要將給水溶解氧和氫電導率控制在合適的范圍內，以滿足給水加氧處理的工藝條件，一旦發生給水水質劣化，會極大地干擾給水加氧的控制過程。因此，必須厘清水汽流程，掌握儀表設備運行狀態，查明水質異常的原因并及時處置，為給水加氧處理的正常進行提供保障，從而提高機組運行的安全性和經濟性。

本文以某電廠1 000 MW超超臨界機組給水水質異常情況為例，在介紹機組概況及異?，F象的基礎上，分析了水處理為AVT（O）工況期間出現給水氫電導率＞0.10 μS/cm和溶解氧異常波動現象的原因，給出了比較適宜的處理建議。

1 機組概述及異?，F象

某電廠1號機組為1 000 MW超超臨界直流鍋爐，采用單爐膛、八角反向雙切圓燃燒、一次再熱、平衡通風、固態排渣、全鋼架懸吊、Π型結構，機組設計化學水工況為啟動時氧化性全揮發處理和正常運行時加氧處理。2022-05-10—05-13，1號機組給水處理為AVT（O）工況期間出現給水氫電導率＞0.10 μS/cm和溶解氧異常波動現象（分別如圖1和圖2所示），但是除氧器出口、主蒸汽、再熱蒸汽入口、高加疏水氫電導率均＜0.10 μS/cm，符合GB/T 12145—2016《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》的標準要求，在線氫電率監測數據如表1所示。

表1 主蒸汽、再熱蒸汽、高加疏水氫電導率在線監測數據單位：μS/cm

圖1 除氧器出口和省煤器入口氫電導率的歷史曲線

圖2 除氧器出口和省煤器入口溶解氧的質量濃度歷史曲線

2 異常情況的原因分析及排查

2.1 在線氫電導率表準確性的排查

當水汽氫電導率發生異常時，需要檢查在線氫電導率表是否正常工作，現場使用標準氫電導率表校驗裝置對1號機組省煤器入口在線氫電導率表進行校驗，比對結果如表2所示。

表2 在線電導率表與標準電導率表比對結果

從表2比對結果來看，省煤器入口氫電導率表整機工作誤差不合格，工作誤差達到了21.7 ?，F場排查了省煤器入口高溫和低溫水汽取樣系統各個接口、冷卻器和閥門，以及與氫電率表相關的運行參數等情況。排查發現，省煤器入口高、低溫水汽取樣系統各個接口和閥門嚴密性良好，但從中也發現高溫取樣系統冷卻器外壁溫度存在溫差變化，低溫冷卻器內漏，造成取樣管路污染，導致所取水樣氫電導率異常，聯系運行檢修人員對省煤器入口高溫取樣系統低溫冷卻器進行了堵漏處理，省煤器入口氫電導率出現了顯著下降。排查還發現，省煤器入口氫電導率表水樣流量、溫度、電極流通池液位、氫離子交換柱的運行狀況均滿足氫電導率表的測量要求，但是在線氫電導表電極常數和溫度補償方式存在錯誤，按照該型氫電導率表說明書，將電極常數由0.475修改為0.1，溫度補償方式由OFF（關閉）設置為NH3（含有少量氨的超純水），在線氫電導率表恢復準確測量，氫電導率降低至0.060～0.068 μS/cm，復檢結果如表3所示，滿足DL/T 805.4—2016《火電廠汽水化學導則第4部分：鍋爐給水處理》對直流鍋爐給水氫電導率的標準要求。

表3 省煤器入口在線氫電導率表復檢結果

2.2 在線溶解氧表準確性的排查

水汽系統溶解氧異常時，必須檢查在線溶解氧表能否真實反映水樣中溶解氧的實際含量，現場使用溶解氧表校驗裝置對1號機組除氧器出口和省煤器入口的在線溶解氧表進行了校驗，比對結果如表4所示。

表4 在線溶解氧表與標準溶解氧表比對結果

從表4比對結果來看，除氧器出口在線溶解氧表整機工作誤差合格，省煤器入口在線溶解氧表整機工作誤差不合格。結合2.1節，由于省煤器入口高溫取樣系統低溫冷卻器存在內漏，勢必會導致溶解氧表示值增大，經堵漏處理后，省煤器入口的溶解氧值從13～19 μg/L下降至9～14 μg/L。經現場排查，除氧器出口高、低溫水汽取樣系統嚴密性良好，水樣流量和測量溫度均滿足溶解氧表的測量要求，由此可以判定省煤器入口溶解氧表本身不滿足溶解氧的測量要求，聯系熱控人員對溶解氧表電解液進行了更換，通過零點校準、空氣校準后，省煤器入口溶解氧仍未得到改善，遂將在線溶解氧表拆解，發現溶解氧表電極表面存在黑色的氧化銀沉積現象，使用柔軟研磨材料對電極充分打磨后，重新校準，恢復準確測量，復檢結果如表5所示，但省煤器入口溶解氧值仍不滿足DL/T 805.4—2016《火電廠汽水化學導則第4部分：鍋爐給水處理》對直流鍋爐給水溶解氧的標準要求，出現此類情況可能與除氧器出口溶解氧的波動有關。

表5 省煤器入口在線溶解氧表復檢結果

2.3 除氧器出口溶解氧的排查

經查水汽系統除氧器出口溶解氧質量濃度達到了6.5～9.5 μg/L，如圖3所示，為了消除除氧器出口溶解氧波動對省煤器入口溶解氧的影響，確保對后續給水加氧處理的平穩控制，應保證除氧器出口基本無氧，聯系運行人員調整除氧器運行排氣門至微開狀態，除氧器排氣通暢，即便如此，除氧器出口溶解氧質量濃度仍在6.5～9.5 μg/L之間波動，沒有下降的趨勢。結合2.2節除氧器出口高、低溫水汽取樣系統嚴密性良好，在線溶解氧表也滿足測量要求，需要排除因除氧器液位控制不佳或所取水樣異常而導致的除氧器出口溶解氧異常的原因[5]。

圖3 除氧器入口溶解氧變化趨勢

1號機組除氧器液位與運行壓力的歷史曲線如圖4所示。

圖4 除氧器液位與運行壓力的歷史曲線

由圖4可知，除氧器液位始終維持在1 850～1 900 mm，壓力保持在0.55 MPa左右，控制運行穩定，說明凝結水流量穩定，除氧器進水平穩，可以確定除氧器在此工作條件下，不會導致除氧器出口溶解氧發生較大的波動，當然也不會對省煤器入口溶解氧造成影響，因而能夠確定除氧器入口溶解氧異常是取樣異常導致的。一般來說，除氧器的運行溫度通常在150 ℃以上，而除氧器出口溶解氧取樣點又位于除氧器下降管，所以取樣管溫度會比較高，但是在現場實際排查過程中發現，除氧器下降管汽泵側取樣點一、二次門保持關閉，除氧器出口電泵側取樣點一、二次門處于全開狀態，測試取樣管溫度接近常溫，這意味著除氧器出口所取水樣為電泵側溶解氧含量較高的低溫死水，關閉除氧器下降管電泵側取樣一、二次門，開啟除氧器汽泵側取樣一、二次門，除氧器出口溶解氧迅速下降，降至1 μg/L以下，基本無氧。由此說明，除氧器出口的溶解氧對省煤器出口的溶解氧不造成影響，省煤器入口溶解氧波動可能與汽動給水泵密封水泄漏和汽泵前置泵的嚴密性有關。

2.4 汽動給水泵密封水泄漏和汽泵前置泵嚴密性排查

對汽動給水泵進行排查，該廠汽動給水泵軸端采用螺旋密封，密封瓦內裝有固定襯套注射密封水卸荷型迷宮密封元件，保證給水泵正常運行時密封水不進入泵內，而泵內高溫高壓給水不外泄[6-7]。給水泵密封水水源來自閉式循環冷卻水，閉式循環冷卻水注射到密封腔內向泵輸水方向流去，在卸荷環內與外側泵輸送水相遇，通過管道將其接至前置泵入口形成汽動給水泵卸荷水，只要密封水壓力保持高于前置泵入口壓力0.1 MPa，就不會從密封腔里漏出熱水。查看集控運行規程，在運行條件下，汽泵密封水通過壓力控制閥調節密封水壓力，密封水壓力=泄荷水壓力+0.2 MPa，閉式冷卻水以高于泄荷水0.2 MPa的控制壓力注入，經查壓力控制閥始終能保持密封水與泄荷水之間的壓差在0.2 MPa，如圖5所示。此外，使用標準溶解氧表測試密封水的溶解氧質量濃度為4.6 μg/L，即便密封水泄漏，也不足以引起省煤器入口溶氧劇烈波動，這是因為閉式循環冷卻水中的溶解氧大部分已經參與了管路的氧化和鈍化，被大量消耗，因此可以排除密封水泄漏。

圖5 省煤器入口溶解氧與密封水和泄荷水壓力之間的關系

對汽動前置泵進行排查，發現汽泵前置泵出口運行壓力由2.2 MPa下降至2.05 MPa，查看現場汽泵前置泵出入口管道濾網壓差數據，前置泵出入口管道濾網不存在堵塞現象，與汽機設備人員溝通后，經停泵解體檢修發現，泵體與端蓋高低壓密封接合面墊片選型不合適，壓縮量調整不符合標準，導致高壓水回流至低壓側，造成泵殼體高低壓密封面受到嚴重沖刷腐蝕，致使高低壓密封面密封不嚴[8]，當高速流動的流體經過時，形成文丘里管效應，局部產生真空吸入空氣，導致省煤器入口溶氧升高。通過選擇合適的端蓋墊片，修復高低壓密封面沖刷缺陷，金屬著色探傷檢查無缺陷后啟泵，省煤器入口溶解氧質量濃度恢復至＜3 μg/L的正常狀態，省煤器入口低的基礎溶解氧為后續給水低氧（10～30 μg/L）加氧處理的精準運行奠定了基礎。

3 結論和建議

經分析認為本次1號機組在氧化性全揮發處理向正常運行時的加氧處理轉化時，給水溶解氧異常是由高溫取樣系統低溫冷卻器中氧含量高的冷卻水漏入給水樣水，在線溶解氧表電極表面氧化銀沉積和汽泵前置泵高低壓密封面密封不嚴吸空氣進入共同導致的；給水氫電導率異常則是由高溫取樣系統低溫冷卻器中雜質離子含量高的冷卻水漏入給水樣水和在線氫電導表電極常數和溫度補償方式的錯誤共同導致的。經過對汽泵前置泵查漏封堵，在線氫電導率和溶解氧表校準和維護，高溫取樣架低溫冷卻器的檢修消缺，機組給水溶解氧和氫電導率恢復正常。

根據該機組給水氫電導率和溶解氧波動原因分析，提出如下建議。

a）化學監督人員應密切監測運行機組凝結水、給水、主蒸汽溶解氧的變化狀況。此三者互聯互通，逐級產生影響，因此在厘清水汽流程的同時強化對蒸汽側氧化皮剝落引起爆管風險的認識，對于溶解氧表的定期保養維護，充分考量在線表取樣流量的大小、電極電解液的狀態、電極氧膜的潔凈程度和電極表面雜質沉積的情況對溶解氧的影響。

b）化學監督人員應重視汽水監督中氫電導率的變化分析。氫電導率是監測機組汽水品質最主要的手段，既準確又可靠。首先定期對高溫取樣系統進行排污，以減少取樣管內壁污染物的沉積，保證流通水樣的代表性；其次依據DL/T 677—2018《發電廠在線化學儀表檢驗規程》，對水汽系統在線化學儀表進行檢驗和校準，保證儀表準確測量，真實反映水汽品質；最后對于氫電導率表的異常檢查，應關注電極老化與否、電極常數和溫度補償方式是否正確以及陽樹脂交換柱的運行狀況可能引起的氫電導率變化。

c）加強機組給水系統嚴密性管理。要格外注意高、低溫取樣系統的嚴密性，尤其是對于像汽動前置泵高低壓密封面密封不嚴這類不易發現空氣漏入導致的溶解氧波動的問題，汽機設備專業應加強給水管路上各關鍵熱力設備嚴密性排查和管理，在必要的位置增加壓力、流量和溫度測點，以便發現問題及時進行查漏、處理，減少空氣漏入給水系統。

d）無論是給水氧化性全揮發處理還是加氧處理，確保除氧器對空排氣門保持微開狀態，使除氧器中的不凝氣體（O2、CO2、揮發性有機物）得到有效釋放，從而保障給水品質。