降低機組主蒸汽氫電導率偏高的措施

摘 要:通過查閱原水水質歷史數(shù)據(jù)，結合對補給水處理方式和給水處理方式的分析，找到導致機組冬季主蒸汽氫電導率偏高的原因，并針對原因采取措施，解決了機組主蒸汽冬季氫電導率偏高的問題，提高了水汽品質。

關鍵詞:氫電導率 主蒸汽 水汽品質

中圖分類號:TM7文獻標識碼:A文章編號:1674-0981 引言

在火力發(fā)電機組中，超臨界機組熱負荷較高，對水汽品質要求嚴。因為含有雜質的蒸汽進入汽輪機會造成固體微粒磨蝕，形成沉積物，引起汽輪機腐蝕，以至于嚴重影響汽輪機運行的經濟性、可靠性和安全性。為此需要嚴格監(jiān)督水汽質量，特別是直接與汽輪機接觸的主蒸汽的品質。

華能南京電廠有2臺320MW超臨界俄供供熱機組，從2004年至2006年，每年冬季11月份至次年3月份期間機組頂出閥、主蒸汽樣水的氫電導率常常較其他月份的數(shù)據(jù)偏高，影響了水汽品質的總體水平。針對這一現(xiàn)象，通過分析原水水質，結合整個水處理和水汽流程查找氫電導率偏高的原因，并對癥采取措施。

2 水汽流程介紹

補給水處理流程:水處理流程如下:長江水→生水泵→污凝水冷卻器→澄清器→澄清水箱→澄清水泵→機械過濾器→一級陽床(強酸型)→一級陰床(弱堿型)→脫碳器→中間水箱→中間水泵→二級陽床(強酸型)→二級陰床(強堿型)→混床?；齑渤鏊M入除鹽水箱，經除鹽水泵打入補給水箱經補給水泵補入汽機凝器。

凝結水及給水處理流程:補給水→凝器→一級凝泵→凝結水精處理裝置→＃1低加→二級凝泵→＃2、3、4低加→除氧器→＃6、7、8高加→省煤器→水冷壁→主蒸汽在汽輪機做功后→凝汽器。

3 原因分析

3.1 原水有機物含量季節(jié)性偏高

查閱電廠段長江水質歷史全分析數(shù)據(jù):隨著的季節(jié)性變化，長江水質變化明顯，其中有機物變化明顯，11月份至次年3月份的平均耗氧量為8.62mg/L，其他月份耗氧量的平均值為7.6mg/L，說明這段時間的生水中有機物含量就偏高。有機物進入機組的給水系統(tǒng)，在機組水冷壁和過熱器里，在高溫高壓的介質環(huán)境中，給水中有機物分解，產生可導電的離子，導致了機組給水、頂出閥前和主蒸汽的氫電導率的上升。當給水中二氧化碳增加，會加劇有機物的分解。因此，冬季給水中有機物的含量增加是導致機組給水、頂出閥前和主蒸汽的氫電導率偏高的最原始因素。

3.2 補給水中有機物含量的增高

長江水經過混凝澄清、過濾和離子交換處理，不能完全除去源水中的有機物，由于這期間的生水中的有機物含量增加，因此間接導致補給水中有機物含量增加。

3.3 補給水系統(tǒng)中二氧化碳的溶入

電廠補給水系統(tǒng)不是全密封系統(tǒng)，特別是補給水箱頂蓋不是全密封，有呼吸管與大氣相連，這樣會導致空氣中的二氧化碳很容易溶解到補給水中。冬季氣溫低，加之補給水是純水，二氧化碳的溶解度增加，導致補給水中的二氧化碳含量增加。機組補水時二氧化碳進入凝結水并帶入給水系統(tǒng)，在高溫高壓環(huán)境中溶入的的二氧化碳或其次生產物與給水中有機物結合，加劇了有機物分解。

3.4 凝結水系統(tǒng)存在負壓部分滲漏現(xiàn)象

這會導致空氣漏入凝結水系統(tǒng)中，導致二氧化碳溶入凝結水并帶入給水系統(tǒng)，在高溫高壓環(huán)境中溶入的的二氧化碳或其次生產物與給水中有機物結合，加劇了有機物分解。

3.5 離子交換樹脂的降解

化學水處理除鹽設備使用離子交換樹脂，精處理也采用離子交換樹脂，離子交換樹脂的基本材質是以有機物為原料，由于使用時間長或使用不當，樹脂破碎或樹脂的結構遭到破壞，交換基團發(fā)生降解，釋放出有機物，導致熱力系統(tǒng)水汽系統(tǒng)中的有機物含量增加。另外含油軸封疏水進入鍋爐，也會增加蒸汽中低分子有機物的含量，最終導致頂出閥、主蒸汽樣水的電導率增加。

3.6 凝汽器銅管泄漏

近幾年#1、2機組凝汽器銅管泄漏量逐步增加，冬季由于機組供熱量增大，進入凝汽器的蒸汽量降低，使得泄漏進入凝結水中的生水的量在凝結水總量中的份額增加，間接增加了進入凝結水中的有機物含量，凝結水作為給水的主要組成部分，實際上也導致了進入給水的有機物含量的增加。

3.7 澄清器出水變差

在常規(guī)的補給水處理流程中，去除有機物的主要途徑是澄清器的混凝澄清過程，通過混凝澄清能夠將90%的有機物去除。冬季長江水溫低，電廠澄清器進水沒有加熱裝置，進入澄清器的水溫一般情況下都低于10℃，澄清器的混凝效果變差，澄清器的出水水質變差，澄清器混凝澄清去除有機物的能力降低，導致進入后續(xù)補給水處理工藝的有機物增加。而后續(xù)的機械過濾和離子交換基本沒有能力去除水中的有機物，這直接導致補給水中的有機物含量增加。

3.8 冬季機組供熱，補給水量增加

補給水量的增加，給水中補給水的份額增加明顯，隨著補給水進入給水中的有機物總量增加，也會使頂出、主蒸汽樣水的電導率出現(xiàn)季節(jié)性偏高現(xiàn)象。

4 解決方案

4.1 降低補給水中有機物的含量

測定補給水中的有機物含量，將一年每月的有機物的含量進行比較，找出11月份至次年3月份的有機物的含量，比其他月份高出的范圍。針對有機物的含量高出范圍，采用對有機物去除效率高的超濾+反滲透處理工藝。目前此項工作隨著補給水增容改造工作的開展已經完成。

4.2 對補給水箱進行改造

將現(xiàn)有水箱頂改為浮頂，以達到隔離空氣的效果。浮頂改造國內有很多成功經驗值得借鑒。

4.3 冬季調整化學#1、2澄清器運行方式

加強了澄清器混凝劑劑量的監(jiān)視，增大其內筒進水量和排污量，提高了澄清器的混凝效果，保證了化學＃1、2澄清器的出水濁度低，增加了有機物去除率低，降低澄清水中有機物含量。

4.4 加強對離子交換樹脂的監(jiān)控

測定水處理所用樹脂的全交換容量或工作交換容量，不合格的樹脂或使用時間長的樹脂及時分批次的進行更換。

4.5 加強凝汽器銅管泄漏監(jiān)督

一旦發(fā)現(xiàn)凝汽器銅管發(fā)生泄漏，及時通知值長進行凝汽器銅管的鋸木屑堵漏;根據(jù)凝汽器銅管的泄漏情況，適時進行凝汽器銅管的更換，減少凝汽器銅管的泄漏。

4.6 凝水系統(tǒng)負壓部分查漏堵漏

除氧器進行除氧，通過除氧器除氧，同時除去進入除氧中空氣，降低進入給水中的二氧化碳的含量。

5 方案實施

(1)方案的實施是根據(jù)電廠現(xiàn)有現(xiàn)場條件和經濟條件選擇進行。

(2)化學專業(yè)對于此課題的開展是從2007年就進行逐步摸索，07年開始6月份開始進行了除氧器除氧試驗，試驗成功。08年二月份開始，＃1、2機組除氧器排汽作為軸封抽汽汽源，這樣既保證了除氧器的除氧，又沒有浪費除氧器排汽。最終達到了降低進入給水中的二氧化碳的含量的目的。

(3)＃1、2澄清器每天啟動前首先排除澄清器底部失效的泥渣層，該泥渣層富含有機物，通過排放排除了這些有機物。同時糾正了原來“澄清器清水調門開度不得超過25%”的錯誤，規(guī)定“根據(jù)渣層高度來調整清水調門的開度，調門開度可以達到100%”，將澄清器內筒連續(xù)排污管加大;另外將澄清器的進水不再通過污凝水冷卻器，澄清器的進水溫度不再會發(fā)生很大的波動，消除了因進水溫度波動大導致的澄清器渣層上浮至出水區(qū)的不足。通過上述措施的執(zhí)行，澄清器的出水水質沒有超標現(xiàn)象，水質澄清透明。

(4)由于電廠補給水箱直徑達到22m，浮頂改正實施費用高，加之電廠機組集中取樣架冷卻水回水至水箱頂部，開展此項工作有難度，暫未實行，補給水箱的改造可能由于費用的問題暫時擱淺?，F(xiàn)采取水箱下部進水的方式，減少進水與二氧化碳的接觸。

(5)加強水處理所用樹脂的監(jiān)督維護，08年1月和3月分別更換了＃1、2混床樹脂，新樹脂的運行降低了除鹽水的電導率，消除了因樹脂降解降有機物帶入補給水的缺陷。

(6)化學水處理進行增容改造工程實施時，增加了兩套超濾+反滲透除鹽系統(tǒng)，對去除有機物起到很好的作用，今年水處理設備運行時盡量采用新系統(tǒng)，這樣有效的降低了除鹽水中有機物的含量。對降低主蒸汽氫電導率起了很大的作用。

(7)自去年、今年#1、2機的大修，實施凝汽器改造，將凝汽器的銅管全部換成不銹鋼管，消除了凝汽器冷卻水管泄漏的缺陷，凝結水的氫電導率日常低于0.12μS/cm，徹底根除凝汽器泄漏導致凝結水氫電導率增加的現(xiàn)象。

6 結論

通過采取以上七點應對措施，機組主蒸汽氫電導率得到很好的控制。，從2006年到2010年給水、頂出閥、主汽電導率有了大幅降低，給水由2008.02的0.100μS/cm降至2009.11的0.057μS/cm;頂出閥由2007.11的0.190μS/cm降至2009.11的0.065μS/cm;主汽由2008.02的0.140μS/cm降至2010.02的0.060μS/cm。

通過以上方案的實施，徹底解決了“每年11月份至次年3月份期間機組頂出閥、主蒸汽樣水的電導率比其他月份的數(shù)據(jù)偏高”的疑難問題，大大提高了電廠水汽的總體品質，不但消除了危害機組安全的隱患，更使電廠化學監(jiān)督水平得到一次新的鍛煉和提高。

參考文獻

[1]肖作善.熱力設備水汽理化過程[M]，中國電力出版社.

[2]華能南京電廠化學運行規(guī)程.