1 000 MW超超臨界機組水汽質(zhì)量劣化原因分析及處理

左帥

（華能玉環(huán)電廠，浙江玉環(huán)317604）

1 000 MW超超臨界機組水汽質(zhì)量劣化原因分析及處理

左帥

（華能玉環(huán)電廠，浙江玉環(huán)317604）

介紹了玉環(huán)電廠4號機組水汽質(zhì)量劣化的現(xiàn)象及特征參數(shù)變化，對水汽質(zhì)量劣化的可能原因進行了分析和排查，找出此次水汽質(zhì)量劣化的根源是尿素溶液進入了熱力系統(tǒng)。通過尿素的水解機理，重點分析了尿素溶液造成水汽質(zhì)量劣化的過程。針對各取樣點氫電導(dǎo)率的變化和水汽質(zhì)量劣化的根源，提出了處理措施。

1 000 MW；超超臨界；水汽質(zhì)量；劣化；尿素

1 000 MW超超臨界機組運行參數(shù)高，對鍋爐管材和汽輪機金屬部件的高溫蠕變強度、抗蒸汽氧化能力、抗高溫水汽介質(zhì)腐蝕性能等方面提出了更高的要求。1 000 MW超超臨界機組水汽質(zhì)量劣化必將增加熱力設(shè)備腐蝕和結(jié)垢的風險，因此必須加強水汽質(zhì)量監(jiān)控[1]。

玉環(huán)電廠4號機組鍋爐是由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司引進日本三菱技術(shù)制造的超超臨界變壓運行直流鍋爐，型號為HG-2953/27.46-YM1；汽輪機是由上海汽輪機有限公司引進德國西門子技術(shù)生產(chǎn)的超超臨界汽輪發(fā)電機組，型號為N1000-26.25/600/600。熱力系統(tǒng)設(shè)計有凝結(jié)水精處理系統(tǒng)，除凝汽器為鈦管外，水汽循環(huán)系統(tǒng)設(shè)備都為鋼制元件。自投產(chǎn)以來，該機組的水汽質(zhì)量一直控制得較好，取樣點位置設(shè)計合理，所有監(jiān)測值較為穩(wěn)定。但在2014年5月12日，機組水汽質(zhì)量突然劣化，劣化現(xiàn)象和原因較為特殊，可供其他1 000 MW超超臨界機組水汽質(zhì)量監(jiān)督和控制參考。

1 水汽質(zhì)量劣化情況

2014年5月12日，玉環(huán)電廠4號機組省煤器入口給水、除氧器入口經(jīng)除鹽后的凝結(jié)水、主蒸汽、凝結(jié)水泵出口未經(jīng)除鹽的凝結(jié)水氫電導(dǎo)率均不同程度緩慢上升，凝結(jié)水、給水、主蒸汽中的氧、鈉、二氧化硅、鐵、銅的含量均無異常變化。各取樣點氫電導(dǎo)率變化后，運行人員至就地確認取樣系統(tǒng)運行正常，就地表計工作正常且測量值與遠方監(jiān)測值一致，人工化驗水汽質(zhì)量的結(jié)果與監(jiān)測值一致，各取樣點監(jiān)測值有代表性，綜合分析系統(tǒng)中水汽質(zhì)量變化，可以確認4號機組水汽質(zhì)量出現(xiàn)劣化。各取樣點所監(jiān)測到的水汽氫電導(dǎo)率最高值見表1，1 000 MW超超臨界直流爐水汽質(zhì)量標準[2]見表2。表2中的標準值為運行控制的最低要求值，超出標準值，機組有發(fā)生腐蝕、結(jié)垢和積鹽等危害的可能性；期望值為運行控制的最佳值或經(jīng)過努力可以達到的值，可更有效地控制機組的腐蝕、結(jié)垢和積鹽等危害。

表1 玉環(huán)電廠4號機組水汽質(zhì)量監(jiān)測值

表2 1 000 MW超超臨界直流爐水汽質(zhì)量標準

2 原因分析及處理

2.1 原因分析

（1）凝汽器鈦管泄漏。

玉環(huán)電廠屬于海濱電廠，凝汽器鈦管泄漏會造成凝結(jié)水泵出口凝結(jié)水中的鈉含量迅速上升。此次水汽質(zhì)量劣化后，凝結(jié)水泵出口鈉離子監(jiān)測值顯示為0．01 μg/L，同時經(jīng)人工化驗確認凝結(jié)水中沒有鈉離子存在，排除了凝汽器鈦管泄漏的可能。

（2）受污染的閉式循環(huán)冷卻水造成凝結(jié)水系統(tǒng)二次污染。

4號機組低壓加熱器疏水泵的機械密封冷卻水由閉式循環(huán)冷卻水或凝結(jié)水提供，該冷卻水設(shè)計只有進水、沒有回水，冷卻水通過機械密封直接進入泵內(nèi)，再通過低加疏水泵混入凝結(jié)水系統(tǒng)。機組水汽質(zhì)量劣化前，低加疏水泵機械密封的冷卻水由閉式循環(huán)冷卻水提供；水汽質(zhì)量劣化后，初步懷疑閉式循環(huán)冷卻水被污染，進一步污染凝結(jié)水。按照國標規(guī)定和玉環(huán)電廠運行規(guī)程的三級處理標準，必須迅速降低水汽的氫電導(dǎo)率。在事故處理情況下，運行人員立即將低加疏水泵機械密封的冷卻水切換成凝結(jié)水，同時通知人工化驗閉式循環(huán)冷卻水水質(zhì)。低加疏水泵的閉式循環(huán)冷卻水隔離后，4號機組各取樣點的氫電導(dǎo)率仍有不同程度的波動，人工化驗結(jié)果并未顯示閉式循環(huán)冷卻水受到污染，排除了受污染的閉式循環(huán)冷卻水造成凝結(jié)水系統(tǒng)二次污染的可能。

（3）受污染的補給水進入凝汽器。

4號機組補給水的流程為：化水車間供水→二期除鹽水母管→凝補水箱→補水管線→凝汽器。水汽質(zhì)量劣化后，運行人員于第一時間人工化驗了凝補水箱中的補給水水質(zhì)，發(fā)現(xiàn)補給水pH值為6．8，氫電導(dǎo)率為0．06 μs/cm，化學需氧量（COD）為0，根據(jù)測得數(shù)據(jù)分析補給水水質(zhì)未出現(xiàn)異常。圖1為熱力系統(tǒng)中各取樣點的氫電導(dǎo)率變化曲線。

圖1 取樣點氫電導(dǎo)率變化曲線

由圖1可見，除氧器入口和省煤器入口的氫電導(dǎo)率先升高，隨后凝結(jié)水泵出口的氫電導(dǎo)率才升高，且氫電導(dǎo)率的最大值出現(xiàn)在省煤器入口給水和主蒸汽中。綜合補給水的水質(zhì)化驗結(jié)果、各取樣點氫電導(dǎo)率的變化曲線、熱力系統(tǒng)中水汽的循環(huán)方向，可初步排除受污染補給水進入凝汽器的可能。

但是，隨著取樣點氫電導(dǎo)率波動次數(shù)的增加，對氫電導(dǎo)率多次波動的曲線進行分析，發(fā)現(xiàn)氫電導(dǎo)率的變化趨勢與進入凝汽器的補給水流量有明顯的關(guān)系，如圖2所示。

由圖2可見，凝汽器每次補水以后，取樣點的氫電導(dǎo)率都有不同程度的升高，說明取樣點的氫電導(dǎo)率變化與進入凝汽器的補給水水質(zhì)有明確的關(guān)系，從而推翻了最初的判斷，即補給水受污染的可能性很大，縮小了4號機組水汽質(zhì)量劣化的原因分析范圍。

隨后，運行人員根據(jù)4號機組的補給水流程，對沿線所有用水設(shè)備及系統(tǒng)進行深入排查，最終鎖定補給水的污染源為尿素溶解系統(tǒng)。尿素溶解系統(tǒng)是玉環(huán)電廠鍋爐煙氣脫硝改造工程的子系統(tǒng)，該廠4臺鍋爐均采用選擇性催化還原（SCR）煙氣脫硝工藝[3]，脫硝裝置共用1個還原劑儲存與供應(yīng)系統(tǒng)，采用尿素法制備脫硝還原劑，主要由尿素供應(yīng)系統(tǒng)、尿素溶解系統(tǒng)、熱解爐、催化劑、排氣系統(tǒng)、反應(yīng)器等組成，圖3為尿素溶解系統(tǒng)示意圖。

圖2 取樣點氫電導(dǎo)率與凝汽器補水關(guān)系曲線

圖3 尿素溶解系統(tǒng)

由圖3可見，化水車間供水至4號機組補水的除鹽水母管上，有1路用戶為尿素溶解系統(tǒng)中的尿素混合泵沖洗水，尿素混合泵啟動運行期間，沖洗閥必須關(guān)嚴。經(jīng)運行人員檢查發(fā)現(xiàn)：該沖洗閥閥芯故障脫落，導(dǎo)致尿素混合泵啟動運行后，尿素溶解罐中的尿素溶液通過尿素混合泵、故障沖洗閥、脫硝用水總閥，返送至除鹽水母管中，從而進入4號機組凝汽器補水水箱，污染了補給水。當凝汽器補水時，受污染的補給水就會進入凝汽器，從而進入熱力系統(tǒng)。

2.2 水汽質(zhì)量劣化過程分析

尿素是一種有機物，化學名稱為脲或碳酰胺，結(jié)構(gòu)式為CO（NH2）2或NH2CONH2，熔點為132．5℃，在熔點溫度之前尿素已經(jīng)開始分解[4]。尿素易溶于水，在水中的溶解度隨溫度的升高而增加。有研究表明，尿素有水解作用[5]，尿素水解反應(yīng)要在高溫高壓條件下進行，完全水解的條件是低濃度（小于10%）尿素溶液、210℃以上的溫度和1．7 MPa以上的壓力，水解生成NH3和CO2，主要反應(yīng)過程[6]為∶

在此次水汽質(zhì)量劣化過程中，尿素溶液首先隨著除鹽水進入4號機組凝補水箱，凝補水箱中的補給水溫度只有20℃，尿素并不會發(fā)生水解，補給水中的陰、陽離子濃度沒有增加，所以補給水的pH值和氫電導(dǎo)率基本沒有變化。此次水汽質(zhì)量劣化時，4號機組對應(yīng)的負荷變化范圍為650～1 000 MW，熱力系統(tǒng)各取樣點的水汽參數(shù)變化范圍如表3所示。

表3 取樣點的水汽參數(shù)

由表3可見，凝汽器補水后，尿素溶液由補水箱進入凝汽器，隨著熱力系統(tǒng)水汽循環(huán)移動至凝結(jié)水泵出口，凝結(jié)水泵出口的水溫較低，尿素不會發(fā)生水解，凝結(jié)水精處理系統(tǒng)只能除去陰、陽離子，不能除去尿素。尿素溶液繼續(xù)通過低壓加熱器加熱后移動至除氧器入口，在此過程中隨著水溫的升高，尿素開始逐漸水解。部分水解的尿素溶液隨后進入省煤器入口，在此過程中尿素水解反應(yīng)所需要的高溫高壓條件滿足，尿素水解速度加快，最終完全水解，生成NH3和CO2。尿素水解生成的CO2是一種腐蝕性污染物[7]，溶解于水中生成H2CO3，HCO3-與CO32-，引起氫電導(dǎo)率升高，經(jīng)過熱力循環(huán)后造成主蒸汽和凝結(jié)水泵出口凝結(jié)水的氫電導(dǎo)率都升高，導(dǎo)致4號機組水汽質(zhì)量劣化，最終經(jīng)過凝汽器的抽真空系統(tǒng)、凝結(jié)水精處理、除氧器的排氧門，系統(tǒng)中存在的NH3和CO2逐步被脫除，各取樣點的氫電導(dǎo)率下降。CO2溶解于水中的反應(yīng)過程[7]為∶

2.3 水汽質(zhì)量劣化的處理

運行人員發(fā)現(xiàn)各取樣點的氫電導(dǎo)率升高后，立即按照國標規(guī)定和玉環(huán)電廠運行規(guī)程的三級處理標準進行處理，采取了停止鍋爐給水加氧、打開除氧器排氧門、控制給水pH值在9．2～9．5等措施，降低管材的腐蝕速度和程度，同時積極開展分析、排查工作。在查明補給水的污染源后，立即將除鹽水至尿素溶解系統(tǒng)中的尿素混合泵沖洗水管路隔離，將4號機組凝補水箱中的補給水全部置換，從根源上解決了水汽質(zhì)量劣化問題，各取樣點的氫電導(dǎo)率未再發(fā)生波動。此外，將擇機在脫硝用水總閥后增加1個逆止閥。

3 結(jié)語

影響1 000 MW超超臨界機組水汽質(zhì)量劣化的原因較多，發(fā)現(xiàn)水汽質(zhì)量劣化后必須立即查找原因，采取對策，降低熱力系統(tǒng)管材被腐蝕的風險。此次玉環(huán)電廠4號機組水汽質(zhì)量劣化的原因比較特殊，各取樣點的氫電導(dǎo)率都升高后，對凝結(jié)水泵出口、除氧器入口、省煤器入口、汽水分離器、主蒸汽、再熱蒸汽的水樣進行人工化驗，都未檢出F-，Cl-，Br-，NO3-，PO43-，SO42-等陰離子，而采用的離子色譜儀又不能測定水樣中HCO3-和CO32-的含量，最后通過曲線分析和現(xiàn)場排查，才最終確定水汽質(zhì)量劣化的原因是尿素溶液進入了熱力系統(tǒng)。同時提醒電廠，在對原系統(tǒng)進行改造設(shè)計時，必須按照相關(guān)設(shè)計規(guī)范深入、全面地考慮各種可能的影響因素，避免留下安全隱患。

[1]李培元．火力發(fā)電廠水處理及水質(zhì)控制[M]．北京：中國電力出版社，2005．

[2]GB/T 12145-2008火力發(fā)電機組及蒸汽動力設(shè)備水汽質(zhì)量[S]．北京：中國標準出版社，2009．

[3]陳進生．火電廠煙氣脫硝技術(shù)——選擇性催化還原法[M]．北京：中國電力出版社，2008．

[4]CHEN J P，ISA K．Thermal decomposition of urea and urea derivatives by simutaneous TG/（DTA）/MS[J]．Journal of the Mass Spectrometry Society of Japan，1998，46（4）∶299-303．

[5]杜成章，劉誠．尿素熱解和水解技術(shù)在鍋爐煙氣脫硝工程中的應(yīng)用[J]．華北電力技術(shù)，2010（6）∶39-41．

[6]ALZUETA M U，BILBAO R，MILLERA A，et al．Impact of new findings concerning urea thermal decomposition on the modeling of the urea-SNCR process[J]．Energy& Fuels，2000，14（2）∶509-510．

[7]馮蓓，楊敏，李秉風，等．二氧化碳腐蝕機理及影響因素[J]．遼寧化工，2010，39（9）∶976-979．

（本文編輯：徐晗）

Cause Analysis and Treatment on Deteriorated Water and Steam of 1 000 MW Ultra-supercritical Units

ZUO Shuai
（Huaneng Yuhuan Power Plant，Yuhuan Zhejiang 317604，China）

This paper describes deterioration of water and steam of units#4 in Yuhuan Power Plant and characteristic parameter change.The reasons of deteriorated water and steam are analyzed and found，and the source of deterioration is urea solution that enters into thermal system.By hydrolysis mechanism of urea，this paper lays special stress on analyzing the process that urea solution causes deteriorated water and steam；it puts forward corresponding treatment measures for variation of hydrogen conductivity in sampling points and source of deteriorated water and steam.

1 000 MW；ultra-supercritical；quality of water and steam；deterioration；urea

TK227.8

：B

：1007-1881（2014）12-0049-04

2014-07-21

左帥（1982-），男，江蘇阜寧人，工程師，從事火電機組汽機運行及技術(shù)管理。