某电厂 1 000 MW超超临界机组给水水质异常原因分析及处理

王军昌，姬定西，何张涛

（1.晋能控股山西电力股份有限公司，山西 太原 030006；2.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710054；3.国家电投集团内蒙古白音华煤电有限公司，内蒙古 锡林郭勒 026299）

0 引言

给水加氧处理OT（oxygenated treatment）是当前火力发电厂最重要的水化学处理工艺之一[1-2]，为了抑制给水管路流动加速腐蚀，需要向给水管路中加入低浓度的溶解氧，在满足给水系统防腐钝化要求的同时，保证机组蒸汽系统中基本无氧，从而降低蒸汽系统氧化皮剥落的风险，实现对水汽系统热力设备的保护[3-4]。随着发电机组智能化、自动化水平的提高，高参数机组对热力循环工作介质的品质要求也越来越高，机组设计的水化学处理工况由氧化性全挥发处理AVT（O）（oxidizing allvolatile treatment）向加氧处理转变时，需要将给水溶解氧和氢电导率控制在合适的范围内，以满足给水加氧处理的工艺条件，一旦发生给水水质劣化，会极大地干扰给水加氧的控制过程。因此，必须厘清水汽流程，掌握仪表设备运行状态，查明水质异常的原因并及时处置，为给水加氧处理的正常进行提供保障，从而提高机组运行的安全性和经济性。

本文以某电厂1 000 MW超超临界机组给水水质异常情况为例，在介绍机组概况及异常现象的基础上，分析了水处理为AVT（O）工况期间出现给水氢电导率＞0.10 μS/cm和溶解氧异常波动现象的原因，给出了比较适宜的处理建议。

1 机组概述及异常现象

某电厂1号机组为1 000 MW超超临界直流锅炉，采用单炉膛、八角反向双切圆燃烧、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊、Π型结构，机组设计化学水工况为启动时氧化性全挥发处理和正常运行时加氧处理。2022-05-10—05-13，1号机组给水处理为AVT（O）工况期间出现给水氢电导率＞0.10 μS/cm和溶解氧异常波动现象（分别如图1和图2所示），但是除氧器出口、主蒸汽、再热蒸汽入口、高加疏水氢电导率均＜0.10 μS/cm，符合GB/T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》的标准要求，在线氢电率监测数据如表1所示。

表1 主蒸汽、再热蒸汽、高加疏水氢电导率在线监测数据单位：μS/cm

图1 除氧器出口和省煤器入口氢电导率的历史曲线

图2 除氧器出口和省煤器入口溶解氧的质量浓度历史曲线

2 异常情况的原因分析及排查

2.1 在线氢电导率表准确性的排查

当水汽氢电导率发生异常时，需要检查在线氢电导率表是否正常工作，现场使用标准氢电导率表校验装置对1号机组省煤器入口在线氢电导率表进行校验，比对结果如表2所示。

表2 在线电导率表与标准电导率表比对结果

从表2比对结果来看，省煤器入口氢电导率表整机工作误差不合格，工作误差达到了21.7 。现场排查了省煤器入口高温和低温水汽取样系统各个接口、冷却器和阀门，以及与氢电率表相关的运行参数等情况。排查发现，省煤器入口高、低温水汽取样系统各个接口和阀门严密性良好，但从中也发现高温取样系统冷却器外壁温度存在温差变化，低温冷却器内漏，造成取样管路污染，导致所取水样氢电导率异常，联系运行检修人员对省煤器入口高温取样系统低温冷却器进行了堵漏处理，省煤器入口氢电导率出现了显著下降。排查还发现，省煤器入口氢电导率表水样流量、温度、电极流通池液位、氢离子交换柱的运行状况均满足氢电导率表的测量要求，但是在线氢电导表电极常数和温度补偿方式存在错误，按照该型氢电导率表说明书，将电极常数由0.475修改为0.1，温度补偿方式由OFF（关闭）设置为NH3（含有少量氨的超纯水），在线氢电导率表恢复准确测量，氢电导率降低至0.060～0.068 μS/cm，复检结果如表3所示，满足DL/T 805.4—2016《火电厂汽水化学导则第4部分：锅炉给水处理》对直流锅炉给水氢电导率的标准要求。

表3 省煤器入口在线氢电导率表复检结果

2.2 在线溶解氧表准确性的排查

水汽系统溶解氧异常时，必须检查在线溶解氧表能否真实反映水样中溶解氧的实际含量，现场使用溶解氧表校验装置对1号机组除氧器出口和省煤器入口的在线溶解氧表进行了校验，比对结果如表4所示。

表4 在线溶解氧表与标准溶解氧表比对结果

从表4比对结果来看，除氧器出口在线溶解氧表整机工作误差合格，省煤器入口在线溶解氧表整机工作误差不合格。结合2.1节，由于省煤器入口高温取样系统低温冷却器存在内漏，势必会导致溶解氧表示值增大，经堵漏处理后，省煤器入口的溶解氧值从13～19 μg/L下降至9～14 μg/L。经现场排查，除氧器出口高、低温水汽取样系统严密性良好，水样流量和测量温度均满足溶解氧表的测量要求，由此可以判定省煤器入口溶解氧表本身不满足溶解氧的测量要求，联系热控人员对溶解氧表电解液进行了更换，通过零点校准、空气校准后，省煤器入口溶解氧仍未得到改善，遂将在线溶解氧表拆解，发现溶解氧表电极表面存在黑色的氧化银沉积现象，使用柔软研磨材料对电极充分打磨后，重新校准，恢复准确测量，复检结果如表5所示，但省煤器入口溶解氧值仍不满足DL/T 805.4—2016《火电厂汽水化学导则第4部分：锅炉给水处理》对直流锅炉给水溶解氧的标准要求，出现此类情况可能与除氧器出口溶解氧的波动有关。

表5 省煤器入口在线溶解氧表复检结果

2.3 除氧器出口溶解氧的排查

经查水汽系统除氧器出口溶解氧质量浓度达到了6.5～9.5 μg/L，如图3所示，为了消除除氧器出口溶解氧波动对省煤器入口溶解氧的影响，确保对后续给水加氧处理的平稳控制，应保证除氧器出口基本无氧，联系运行人员调整除氧器运行排气门至微开状态，除氧器排气通畅，即便如此，除氧器出口溶解氧质量浓度仍在6.5～9.5 μg/L之间波动，没有下降的趋势。结合2.2节除氧器出口高、低温水汽取样系统严密性良好，在线溶解氧表也满足测量要求，需要排除因除氧器液位控制不佳或所取水样异常而导致的除氧器出口溶解氧异常的原因[5]。

图3 除氧器入口溶解氧变化趋势

1号机组除氧器液位与运行压力的历史曲线如图4所示。

图4 除氧器液位与运行压力的历史曲线

由图4可知，除氧器液位始终维持在1 850～1 900 mm，压力保持在0.55 MPa左右，控制运行稳定，说明凝结水流量稳定，除氧器进水平稳，可以确定除氧器在此工作条件下，不会导致除氧器出口溶解氧发生较大的波动，当然也不会对省煤器入口溶解氧造成影响，因而能够确定除氧器入口溶解氧异常是取样异常导致的。一般来说，除氧器的运行温度通常在150 ℃以上，而除氧器出口溶解氧取样点又位于除氧器下降管，所以取样管温度会比较高，但是在现场实际排查过程中发现，除氧器下降管汽泵侧取样点一、二次门保持关闭，除氧器出口电泵侧取样点一、二次门处于全开状态，测试取样管温度接近常温，这意味着除氧器出口所取水样为电泵侧溶解氧含量较高的低温死水，关闭除氧器下降管电泵侧取样一、二次门，开启除氧器汽泵侧取样一、二次门，除氧器出口溶解氧迅速下降，降至1 μg/L以下，基本无氧。由此说明，除氧器出口的溶解氧对省煤器出口的溶解氧不造成影响，省煤器入口溶解氧波动可能与汽动给水泵密封水泄漏和汽泵前置泵的严密性有关。

2.4 汽动给水泵密封水泄漏和汽泵前置泵严密性排查

对汽动给水泵进行排查，该厂汽动给水泵轴端采用螺旋密封，密封瓦内装有固定衬套注射密封水卸荷型迷宫密封元件，保证给水泵正常运行时密封水不进入泵内，而泵内高温高压给水不外泄[6-7]。给水泵密封水水源来自闭式循环冷却水，闭式循环冷却水注射到密封腔内向泵输水方向流去，在卸荷环内与外侧泵输送水相遇，通过管道将其接至前置泵入口形成汽动给水泵卸荷水，只要密封水压力保持高于前置泵入口压力0.1 MPa，就不会从密封腔里漏出热水。查看集控运行规程，在运行条件下，汽泵密封水通过压力控制阀调节密封水压力，密封水压力=泄荷水压力+0.2 MPa，闭式冷却水以高于泄荷水0.2 MPa的控制压力注入，经查压力控制阀始终能保持密封水与泄荷水之间的压差在0.2 MPa，如图5所示。此外，使用标准溶解氧表测试密封水的溶解氧质量浓度为4.6 μg/L，即便密封水泄漏，也不足以引起省煤器入口溶氧剧烈波动，这是因为闭式循环冷却水中的溶解氧大部分已经参与了管路的氧化和钝化，被大量消耗，因此可以排除密封水泄漏。

图5 省煤器入口溶解氧与密封水和泄荷水压力之间的关系

对汽动前置泵进行排查，发现汽泵前置泵出口运行压力由2.2 MPa下降至2.05 MPa，查看现场汽泵前置泵出入口管道滤网压差数据，前置泵出入口管道滤网不存在堵塞现象，与汽机设备人员沟通后，经停泵解体检修发现，泵体与端盖高低压密封接合面垫片选型不合适，压缩量调整不符合标准，导致高压水回流至低压侧，造成泵壳体高低压密封面受到严重冲刷腐蚀，致使高低压密封面密封不严[8]，当高速流动的流体经过时，形成文丘里管效应，局部产生真空吸入空气，导致省煤器入口溶氧升高。通过选择合适的端盖垫片，修复高低压密封面冲刷缺陷，金属着色探伤检查无缺陷后启泵，省煤器入口溶解氧质量浓度恢复至＜3 μg/L的正常状态，省煤器入口低的基础溶解氧为后续给水低氧（10～30 μg/L）加氧处理的精准运行奠定了基础。

3 结论和建议

经分析认为本次1号机组在氧化性全挥发处理向正常运行时的加氧处理转化时，给水溶解氧异常是由高温取样系统低温冷却器中氧含量高的冷却水漏入给水样水，在线溶解氧表电极表面氧化银沉积和汽泵前置泵高低压密封面密封不严吸空气进入共同导致的；给水氢电导率异常则是由高温取样系统低温冷却器中杂质离子含量高的冷却水漏入给水样水和在线氢电导表电极常数和温度补偿方式的错误共同导致的。经过对汽泵前置泵查漏封堵，在线氢电导率和溶解氧表校准和维护，高温取样架低温冷却器的检修消缺，机组给水溶解氧和氢电导率恢复正常。

根据该机组给水氢电导率和溶解氧波动原因分析，提出如下建议。

a）化学监督人员应密切监测运行机组凝结水、给水、主蒸汽溶解氧的变化状况。此三者互联互通，逐级产生影响，因此在厘清水汽流程的同时强化对蒸汽侧氧化皮剥落引起爆管风险的认识，对于溶解氧表的定期保养维护，充分考量在线表取样流量的大小、电极电解液的状态、电极氧膜的洁净程度和电极表面杂质沉积的情况对溶解氧的影响。

b）化学监督人员应重视汽水监督中氢电导率的变化分析。氢电导率是监测机组汽水品质最主要的手段，既准确又可靠。首先定期对高温取样系统进行排污，以减少取样管内壁污染物的沉积，保证流通水样的代表性；其次依据DL/T 677—2018《发电厂在线化学仪表检验规程》，对水汽系统在线化学仪表进行检验和校准，保证仪表准确测量，真实反映水汽品质；最后对于氢电导率表的异常检查，应关注电极老化与否、电极常数和温度补偿方式是否正确以及阳树脂交换柱的运行状况可能引起的氢电导率变化。

c）加强机组给水系统严密性管理。要格外注意高、低温取样系统的严密性，尤其是对于像汽动前置泵高低压密封面密封不严这类不易发现空气漏入导致的溶解氧波动的问题，汽机设备专业应加强给水管路上各关键热力设备严密性排查和管理，在必要的位置增加压力、流量和温度测点，以便发现问题及时进行查漏、处理，减少空气漏入给水系统。

d）无论是给水氧化性全挥发处理还是加氧处理，确保除氧器对空排气门保持微开状态，使除氧器中的不凝气体（O2、CO2、挥发性有机物）得到有效释放，从而保障给水品质。