某超临界供热机组水汽氢导波动原因分析及对策 某超主蒸汽设计温度为571℃

发布时间：2025-05-09 00:22:22 来源：艺境云舍 作者：焦点

1概述

某电厂锅炉型式为超临界参数一次再热变压直流炉，某超主蒸汽设计温度为571℃，临界主蒸汽设计压力为25.4MPa，供热机组汽轮机中压缸前抽汽对外供热，机组及对单台机组供热量在30～80t/h。水汽机组供热后，氢导水汽指标稳定，波动均在《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T12145)中规定的原因期望值范围内。然而，分析自2019年10月开始，某超各机组水汽氢导有异常波动，临界且4台机组出现波动的供热趋势相似，3d左右为1个周期，机组及对主蒸汽氢导最高升至0.25μS/cm，水汽超出限值范围。氢导如图1所示:11月5日06∶45开始，#3与#4机主蒸汽氢导基本同步快速升高;11月6日14∶47，2台机组主蒸汽氢导升高至最大值(0.198μS/cm);11月7日22∶30，氢导回落至标准值以内。氢导异常持续时间为62h左右。

机组水汽氢导值是监测水汽品质的重要指标。氢导值能够消除机组炉内加氨对电导率测量造成的影响，同时可以放大腐蚀性阴离子和溶解性气体对应的电导，能够灵敏地反映杂质阴离子的变化。由于超临界机组的温度和压力非常高，水汽氢导值较小的波动或超标代表腐蚀性阴离子进入系统，可能造成金属材质的腐蚀，甚至会影响机组的运行安全。 

2试验方法及仪器

TOC检测:分析仪为TOC900POＲTABLE;分析方法为《火力发电厂水汽分析方法总有机碳的测定》(DL/T1358—2014)。电导率检测:分析仪为电导率仪HI98309;分析方法为《锅炉用水和冷却水分析方法电导率的测定》(GB/T6908—2018)。阴离子测定:分析仪为离子色谱仪ICS5000+;分析方法为《火力发电厂水汽分析方法痕量氟离子、乙酸根离子、甲酸根离子、氯离子、亚硝酸根离子、硝酸根离子、磷酸根离子和硫酸根离子的测定(离子色谱法)》(DL/T954—2005)。 

3污染物判断

4台机组水汽氢导值共性升高，可能原因包括小分子有机物分解、溶解性气体进入，可通过有机碳和小分子有机酸的检测进行有机物判断、脱气氢导检测分析溶解性气体。 

3．1总有机碳(TOC)及小分子有机酸

利用TOC检测仪对高纯水、管道内除盐水、除盐水箱、混床出水进行检测，结果如表1所示。

表1显示，混床、除盐水箱及管道的TOC均未超过100mg/L，满足GB12145要求，与以往的TOC检测结果无明显差异。当某台机组水汽指标异常时，利用离子色谱仪对凝结水、精处理出口、省煤器入口、主蒸汽中阴离由表2可知:甲酸根、乙酸根、氯离子、硫酸根与硝酸根等均小于1mg/L，无明显异常值;乙酸根从给水(省煤器入口)到主蒸汽明显升高，可能是由于有机物分解产生乙酸根。 

3．2脱气氢导

利用脱气电导率表对水汽异常机组的主蒸汽氢导进行测量。在主蒸汽氢导超标时，主蒸汽氢导与其脱气氢导之间的差值为0.02～0.05μS/cm，排除因水汽中二氧化碳引起水汽氢导升高的因素。由此可知，TOC与甲酸根及部分矿质阴离子未检测到明显异常值，但乙酸根有明显的突变，证明系统中存在有机物分解。4台机组均设有凝结水精处理系统，同时给水氢导均低于主蒸汽氢导，存在水汽随温度与压力的升高，氢导随之升高的现象，可能存在随着温度与压力升高，水汽中微量有机物分解产生小分子有机酸，使水汽氢测量值升高的现象。 

4原因排查及分析 

4．1排查的思路

本次水汽指标异常时4台机组基本同步波动，因此，考虑4台机组共同存在的问题，排除个性问题，具体排查思路如图2所示。

4．2精处理系统的排查 

4台机组同时出现蒸汽氢导升高。如精处理系统出现问题仅可能为再生系统或树脂同步老化等4台机组共性问题，但经PI(plantinformationsystem)数据存储系统调取数据进行对比，在凝混床投撤前后未出现氢导异常波动，同时未发现凝混床树脂捕捉器压差报警(树脂泄漏问题)，因此，精处理凝混床不是引起氢导异常的原因。 

4．3密封水、疏水等问题的排查 

4台机组水汽指标异常问题出现时间基本保持同步，排除单台机组密封水、疏水等个性问题引起的水汽指标异常。凝补水箱作为精处理再生以及部分启动充水使用，不提供机组补水，机组补水由化学除盐水箱直接供给。因此，排除凝补水箱造成本次水汽异常的可能。 

4．4机组供热的排查

通过PI数据存储系统进行数据调取，选取#3机组主蒸汽氢导异常波动时的数据和机组负荷进行匹配对比，如图3所示。截取#3、#4机组水汽指标异常波动约10d的机组负荷和主蒸汽氢导对应曲线。由图3可知，两者存在负相关性，即随着供热负荷升高，水汽品质变差，而供热负荷的升高代表机组水汽系统补充除盐水量的增加，证明污染物由除盐水带入系统。2020年春节期间，因外围企业停工，机组停止对外供热，机组水汽系统补充除盐水量大幅减少，投运的机组水汽品质趋于稳定，主蒸汽、给水、再热蒸
汽氢导均在0.06μS/cm左右，再次证明污染物由除盐水带入。

通过PI进行数据调取，分析机组补充的除盐水对水汽品质的影响，取#4机组主蒸汽氢导和除盐水母管电导进行对比分析，如图4所示。

由图4可知，2019年5月和6月除盐水母管电导稳定，水汽指标对应稳定(6月7日氢导数据异常为机组停机引起，不计入本次统计)。2019年10月和11月电导波动较为频繁(0.15～0.3μS/cm)，水汽品质也出现了明显的波动。由此说明，除盐水水质可能是引起水汽波动的原因。 

4．4．1单套除盐水制水设备的影响 

除盐水制水系统工艺流程:原水、三层滤料过滤器、超滤、反渗透、阳床、除碳器、阴床、混床。查阅阴、阳、混床投撤及相关运行记录及参数，2套一二级除盐设备每天均在运行，且阳床进水电导率稳定且无较大波动，因此，排除过滤器、超滤、反渗透系统运行异常的因素。在单套除盐系统运行时未出现明显的水汽指标变化，排除单套除盐水制水设备异常的因素，因此，除盐水制水设备运行正常并非除盐水水质波动的原因。

4．4．2原水水质 

除盐水使用的原水取自金华江，2019年7月(丰水期)和12月(枯水期)分别对原水进行水质分析。2次全分析报告表明，水质波动较大，灼烧减量指标2次的分析值分别为45.6mg/L和207.0mg/L，溶解固形物分别为109mg/L和498mg/L，枯水期原水水质各项指标明显变差。原水水质的劣化可能导致部分未查明的小分子有机物引入除盐水中，最终补入机组水汽系统，引起水汽品质恶化。 

4．4．3混床树脂

通过查阅树脂分析报告，混床树脂性能下降较为严重，破碎率较高，混床树脂捕捉器绕丝缝隙间有少量碎树脂，树脂再生记录亦显示树脂量有所减少。经调查，该批次树脂已连续使用近10年，树脂碎片进入除盐水水箱最终进入水汽系统，可能导致水汽指标下降。然而，该机组设有凝结水精处理系统，且阴离子查定中未发现硫酸根(树脂官能团中带有)存在，因此，排除树脂碎片引起水汽品质波动的可能性。 

4．4．4除盐水箱检查 

对该厂2台除盐水箱内部进行检查，水箱内壁触摸有滑腻感，判断水箱内壁存在微生物滋长。对水箱进行次氯酸钠浸泡及高压冲洗，冲洗完成后重新投入使用。经上述处理后，机组正常供热时，主蒸汽、给水、再热蒸汽氢导仍有一定波动，为0.06～0.10μS/cm，较原有波动有一定缩小，证明除盐水箱的微生物污染是本次水汽指标波动的一方面原因。 

5总结

本次机组水汽氢导异常波动由枯水期的原水水质恶化、反渗透系统后至除盐水箱微生物滋生、机组供热等综合因素引起，反渗透系统产水至机组补水中间的工艺流程无杀菌工艺，一旦受到微生物污染将持续引起水汽系统指标异常。因此，定期对反渗透系统后设备及管路进行检查是有一定必要的。超临界直流炉机组因压力、温度高，对水汽品质要求较高，对除盐水品质要求非常严格，同时由于直流炉未设汽包缓冲，对除盐水品质波动的抗扰动性差。超临界直流炉机组抽汽供热工况下，大量的除盐水补入机组水汽系统，除盐水水质略有波动即有可能导致水汽品质劣化。因此，超临界及以上的供热机组应加强关注上述分析中各类影响因素的变化，及时进行检查、检修、参数调整，优化水汽品质，确保机组安全可靠运行。

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