某機組水汽指標(biāo)異常的原因分析與解決措施

摘" 要：某廠通過對其330 MW亞臨界自然循環(huán)汽包爐在供熱期間出現(xiàn)的異常超標(biāo)的典型水汽指標(biāo)進行梳理、排查分析，發(fā)現(xiàn)造成給水溶解氧、水汽氫電導(dǎo)率超標(biāo)的主要原因。針對汽水系統(tǒng)氫電導(dǎo)率、溶解氧超標(biāo)問題，結(jié)合該廠4號機組低壓缸零功率改造切缸機組抽汽系統(tǒng)運行方式，發(fā)現(xiàn)原因是低壓缸零功率投入后，蒸汽直接進入熱網(wǎng)加熱器系統(tǒng)，熱網(wǎng)疏水未經(jīng)過凝汽器抽汽，也未經(jīng)凝結(jié)水混床除鹽直接進入除氧器。通過采取去除水汽系統(tǒng)中的溶解性氣體，減少鍋爐水汽系統(tǒng)中陰離子雜質(zhì)產(chǎn)生以及嚴(yán)格控制預(yù)處理、除鹽、精處理裝置的運行參數(shù)等一系列措施后，有效提升給水溶解氧、水汽氫電導(dǎo)率指標(biāo)的合格率，有效降低水汽熱力設(shè)備的腐蝕、結(jié)垢的風(fēng)險，為同類型機組相關(guān)故障問題的解決提供參考依據(jù)。

關(guān)鍵詞：切缸；氫電導(dǎo)率；溶解氧；水汽；預(yù)處理

中圖分類號：TK11" " " 文獻標(biāo)志碼：A" " " " " 文章編號：2095-2945（2025）07-0145-04

自2016年6月國家能源局發(fā)布《國家能源局綜合司關(guān)于下達火電靈活性改造試點項目的通知》至2018年《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的指導(dǎo)意見》，火電靈活性運行及深度調(diào)峰日益成為了電力企業(yè)實現(xiàn)生存和發(fā)展的關(guān)注重點，國家和多個地方部門陸續(xù)出臺了多個指導(dǎo)意見以及優(yōu)惠政策推進和鼓勵火電的靈活性改造，靈活性改造即“安裝蓄熱器”“利用旁路裝置”“安裝電鍋爐”和“低壓缸切缸”4個方面進行的改造。其中，蓄熱器的原理是將供熱需求少時，機組的富余熱能儲存，在用電高峰時釋放其儲存的熱能去供熱，蓄熱器通過自身儲放熱的過程既保障了電熱平衡，又提了升機組的工作效率，但其對提高供熱機組的發(fā)電靈活性的能力因為反復(fù)換熱的熱/功的輸出比的限制，其效果不是特別理想；汽輪機旁路、電鍋爐是通過將電、氣或高溫（高等級）熱能轉(zhuǎn)化為低溫（低等級）熱能，也就是需要其他的能源使供熱負(fù)荷滿足需求，汽輪機旁路、電鍋爐在供熱期使機組的能源供應(yīng)有了足夠的靈活性，也做到了經(jīng)濟環(huán)保同時兼顧，但與蓄熱器相同的是這些熱能在能量轉(zhuǎn)換的過程中會造成大量的能量損失。同蓄熱器、汽輪機旁路、電鍋爐相比，低壓缸切缸技術(shù)的改造工程在實施時工程量就要小很多，工程量小投資成本就低，實例數(shù)據(jù)也可見其調(diào)峰能力優(yōu)于其他工程。低壓缸切缸技術(shù)因其背景和需求，同時被電廠和各科研單位高度重視，從而開展對其深度研究。現(xiàn)如今低壓缸切缸技術(shù)發(fā)展日益成熟，低壓缸切缸技術(shù)基本原理概括為：在汽輪機的中壓缸與低壓缸之間的蒸汽管道上增加調(diào)節(jié)蝶閥，在機組正常運行時，關(guān)上管道上的調(diào)節(jié)閥門，使低壓缸入口處的進汽在“高真空”條件下被切斷，從中壓缸處引出的蒸汽大部分對外供熱，這就是低壓缸切缸運行。對于供熱機組，考慮到儲能和鍋爐改造方面的不足，采用對汽輪機進行改造的方式是更經(jīng)濟和實用的選擇，當(dāng)前國內(nèi)對汽輪機靈活性和深度調(diào)峰改造的主要方式為“切缸”即低壓缸切缸技術(shù)。低壓缸切缸技術(shù)同時兼顧很多優(yōu)點：其一，既提高了發(fā)電機機組的熱效率又提升了機組性能；其二，使供熱負(fù)荷對機組的發(fā)電負(fù)荷影響降至最低，也就是在滿足供熱期采暖用熱需求的同時不影響發(fā)電量，汽輪機機組運行靈活性得以提升。

1" 概述

1.1" 系統(tǒng)概括

該廠2×330 MW燃煤機組的鍋爐為亞臨界自然循環(huán)汽包爐，額定蒸發(fā)量為1 063 t/h。化學(xué)水系統(tǒng)概況：化學(xué)水處理為一級除鹽加混床處理，正常除鹽系統(tǒng)出力400 t/h，最大出力450 t/h。生水引自水庫，經(jīng)汽機生水加熱至30 ℃±5 ℃送至化學(xué)水處理系統(tǒng)，經(jīng)機械攪拌加速澄清使生水凝聚、沉淀，澄清后進入高效纖維過濾器，再經(jīng)活性炭過濾除去水中有機物。一級除鹽設(shè)備為陽離子浮動床，除二氧化碳器，陰離子浮動床系列，經(jīng)混床深度除鹽后的水送至凝汽器。單機凝結(jié)水量在正常負(fù)荷時為776.75 t/h，在尖峰負(fù)荷時為855.42 t/h；凝結(jié)水精處理系統(tǒng)每臺機組由3×50%的高速混合離子交換器組成，2臺運行，1臺備用，設(shè)計出力為正常單臺出力388.38 t/h，最大出力454 t/h；運行溫度為32.5 ℃，設(shè)計溫度為55 ℃。在2021年8月至10月實施了4號機組低壓缸零功率項目改造。

1.2" 事件經(jīng)過

在非供熱期給水、凝結(jié)水、除氧器出口水的溶解氧和水汽的氫電導(dǎo)率都符合GB/T 12145—2016《火力發(fā)電機組及蒸汽動力設(shè)備水汽質(zhì)量》的要求，凝結(jié)水≤30 μg/L，除氧器出口水、給水的溶解氧≤10 μg/L，過熱、飽和、再熱蒸汽和給水的氫電導(dǎo)率≤0.15 μS/cm。供熱期4號機組低壓缸零功率投入后，汽水系統(tǒng)氫電導(dǎo)率全面超標(biāo)，給水、凝結(jié)水、飽和蒸汽、過熱蒸汽及再熱蒸汽氫電導(dǎo)率最低0.16 μS/cm，最高0.24 μS/cm（標(biāo)準(zhǔn)值小于等于0.15 μS/cm）；凝結(jié)水、除氧器出口水、給水溶解氧超標(biāo)，最低值15.3 μg/L，最高51.9 μg/L（標(biāo)準(zhǔn)值小于等于10 μg/L），已達到水汽質(zhì)量劣化三級處理標(biāo)準(zhǔn)，嚴(yán)重影響機組的安全、經(jīng)濟、穩(wěn)定運行。

1.3" 溶解氧、氫電導(dǎo)率、除氧器

給水的溶解氧、水汽的氫電導(dǎo)率是監(jiān)督水汽品質(zhì)的重要指標(biāo)，其異常或超標(biāo)都會加速水汽系統(tǒng)的腐蝕、結(jié)垢和積鹽，將嚴(yán)重威脅機組的安全經(jīng)濟運行。

溶解氧：溶解氧是空氣中的氧氣在水中的溶解形成的，是導(dǎo)致鍋爐腐蝕和損壞的主要原因之一。如果給水的溶解氧超標(biāo)會腐蝕給水系統(tǒng)及部件，當(dāng)水中存在溶解氧時，其會與鐵離子反應(yīng)，產(chǎn)生鐵離子氧化物，其中鐵離子氧化物大部分為氧化鐵，其進入水汽系統(tǒng)后就會沉積在爐管的管壁和受熱面上，形成銹蝕物質(zhì)。這些銹蝕物質(zhì)會沉積在鍋爐的管道內(nèi)壁上，形成銹斑，進而損壞管道。此外，給水溶解氧超標(biāo)也會影響鍋爐的傳熱效率，甚至如果發(fā)生垢下氫腐蝕就有可能引起鍋爐泄漏爆管現(xiàn)象。同時給水溶解氧超標(biāo)也有發(fā)生汽輪機通流部分結(jié)垢、腐蝕、積鹽的可能，如果汽輪機通流部分結(jié)垢、腐蝕、積鹽就會降低其效率并威脅汽輪機安全。汽輪機通流部分積鹽主要的影響包括：①增大軸向推力；②主汽門、調(diào)速汽門卡澀，使汽輪機安全運行存在較大安全隱患。

氫電導(dǎo)率：鍋爐蒸汽氫電導(dǎo)率是衡量熱力系統(tǒng)水汽品質(zhì)的重要指標(biāo)，綜合反映水汽質(zhì)量的優(yōu)劣。蒸汽氫電導(dǎo)上升，預(yù)示著蒸汽樣品中雜質(zhì)含量增加，雜質(zhì)若在鍋爐高熱負(fù)荷區(qū)域析出成垢，便可引發(fā)垢下腐蝕。水汽氫電導(dǎo)率可以消除機組爐內(nèi)加氨對電導(dǎo)率測量造成的影響，其能夠準(zhǔn)確反映鍋爐水汽系統(tǒng)陰離子（如Cl－、SO42-、NO3-、HCO3-，以及甲酸、乙酸根等）和溶解性氣體雜質(zhì)含量的變化，其中SO42-、NO3-、HCO3-，以及甲酸、乙酸根等離子都沒有Cl－對汽輪機通流部分的危害大，Cl－在汽輪機的低壓缸易形成點蝕。也有可能會產(chǎn)生低分子有機酸離子，有機酸離子就可能造成管材的應(yīng)力腐蝕。這里產(chǎn)生的溶解性氣體雜質(zhì)主要是二氧化碳和溶解氧。其中溶解氧的危害相對較大，二氧化碳危害相對較小，溶解氧和二氧化碳的來源大部分是設(shè)備嚴(yán)密性不好所引起的空氣漏入設(shè)備內(nèi)部溶入水汽當(dāng)中，也有一部分可能是因為水汽中有機物的降解產(chǎn)物。

除氧器：除氧器是一種混合式換熱器，通過熱力除氧過程，即將凝結(jié)水在蒸汽空間內(nèi)噴淋，然后通過淋水盤等結(jié)構(gòu)，將凝結(jié)水加熱達到除氧器壓力下的飽和溫度，使不凝結(jié)氣體在凝結(jié)水中的分壓接近于零，不凝結(jié)氣體在水中的溶解度接近于零，最終逸出達到除氧的效果。根據(jù)NB/T 10935—2022《除氧器技術(shù)條件》以及GB/T 12145—2016《火力發(fā)電機組及蒸汽動力設(shè)備水汽質(zhì)量》的規(guī)定，鍋爐給水?dāng)?shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)要求之一是：額定蒸汽壓力大于5.8 MPa的運行機組，除氧器出口溶解氧含量應(yīng)小于等于10 ug/L。

2" 原因分析

針對汽水系統(tǒng)氫電導(dǎo)率、溶解氧超標(biāo)問題，結(jié)合該廠4號機組低壓缸零功率改造切缸機組抽汽系統(tǒng)運行方式，發(fā)現(xiàn)低壓缸零功率投入后，蒸汽直接進入熱網(wǎng)加熱器系統(tǒng)，熱網(wǎng)疏水未經(jīng)過凝汽器抽汽，也未經(jīng)凝結(jié)水混床除鹽直接進入除氧器，部分O2和CO2在除氧器被去除；大部分CO2、HCO3-會與NH3反應(yīng)，生成NH4HCO3和（NH4）2CO3，形成CO2-NH4HCO3-（NH4）2CO3的氣液相。當(dāng)進入汽包后，由于擴容降壓，大量蒸汽產(chǎn)生，CO2分壓下降，汽液分離CO2重新變?yōu)闅鈶B(tài)隨蒸汽進入蒸汽系統(tǒng)，蒸汽中CO2、CO2-NH4HCO3-（NH4）2CO3中CO32-和HCO3-等陰離子造成水汽氫電導(dǎo)率升高；低壓缸零功率投入后由于低壓部分的回?zé)嵯到y(tǒng)不工作，使除氧器入口水溫偏低，甚至超出除氧器的加熱能力，造成除氧器內(nèi)凝結(jié)水達不到飽和狀態(tài)，再者除氧器的熱負(fù)荷增大，也會影響除氧器及給水系統(tǒng)的除氧效果，使得除氧器除氧不徹底，除氧器出口含氧量升高。同時氣體本身會影響在線氫電導(dǎo)率表的測量結(jié)果。

3" 應(yīng)對措施

第一，去除水汽系統(tǒng)中的溶解性氣體，減少鍋爐水汽系統(tǒng)中陰離子雜質(zhì)產(chǎn)生。

加裝熱網(wǎng)加熱器排空氣管，接引至凝汽器喉部，將熱網(wǎng)疏水中氣體排到凝汽器抽汽系統(tǒng)，從而有效去除了熱網(wǎng)疏水中CO2、O2等溶解性氣體，如圖1所示。

加裝除氧器至凝汽器排氣管，接引至凝汽器喉部，除氧器氣體排到凝汽器抽汽系統(tǒng)，從而有效地去除了除氧器中CO2、O2等溶解性氣體，確保除氧器出口水溶解氧、氫電導(dǎo)率合格，防止發(fā)生氧腐蝕，如圖2所示。

加裝熱網(wǎng)加熱器疏水至凝汽器疏水管，接引至凝汽器正常疏水?dāng)U容器，同時投入使用疏水冷卻器，即將熱網(wǎng)加熱器疏水排到凝汽器系統(tǒng)，達到去除熱網(wǎng)加熱器疏水中CO2、O2等溶解性氣體，疏水二次除鹽，即提高水汽品質(zhì)質(zhì)量、提高除氧器入口水溫又不浪費熱能等效果。疏水冷卻器系統(tǒng)可以根據(jù)各廠現(xiàn)狀選擇單獨增加給水預(yù)熱器或者利用原有的低壓加熱器對凝結(jié)水進行預(yù)加熱，具體設(shè)計要因地制宜，考慮本廠實際進行，如圖3所示。

調(diào)整鍋爐的排污量和排污方式：鍋爐連排門開度適當(dāng)減小，按時進行定期排污。排污量越小，補水量就越小，減少了水汽樣品中的可溶性氣體隨機組補充水帶入到凝結(jié)水中，造成機組水汽氫電導(dǎo)超標(biāo)；減少了由于大量排污造成的汽水損耗，從而降低排污率。

當(dāng)爐水pH明顯下降或不利于pH控制時，加入分析純NaOH調(diào)節(jié)爐水pH，減少給水加氨量，減小水汽系統(tǒng)中NH4HCO3-（NH4）2CO3陰離子雜質(zhì)產(chǎn)生。

第二，嚴(yán)格控制預(yù)處理、除鹽、精處理裝置的運行參數(shù)，確保凝結(jié)精處理混床出水水質(zhì)合格，防止發(fā)生混床銨化運行出現(xiàn)漏氯現(xiàn)象，造成凝結(jié)水、給水氫電導(dǎo)超標(biāo)。

第三，4號機組低壓缸零功率改造切缸后采取措施前后水汽指標(biāo)數(shù)據(jù)對比見表1至表2。

4" 結(jié)論

1）水汽系統(tǒng)中的溶解性氣體的增加會造成水汽氫電導(dǎo)率升高。

2）通過加裝熱網(wǎng)加熱器排空氣管、除氧器至凝汽器排氣管、熱網(wǎng)加熱器疏水至凝汽器疏水管，調(diào)整鍋爐的排污量和排污方式、鍋爐加藥方式，同時嚴(yán)格控制運行參數(shù)等措施可以有效控制水汽氫電導(dǎo)率升高。

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Abstract： A certain factory sorted out and analyzed the typical water vapor indicators that exceeded the standard during the heating period of its 330 MW subcritical natural circulation drum boiler. The main reasons for the excessive conductivity of dissolved oxygen and water vapor and hydrogen in feedwater were found. In view of the problem of excessive hydrogen conductivity and dissolved oxygen in the steam-water system， combined with the operation mode of the extraction system of the low-pressure cylinder zero-power transformation of the cylinder-cutting unit of the plant's No. 4 unit， it is found that the reason was that after the zero-power of the low-pressure cylinder was put into operation， the steam directly entered the heating network heater system. The drainage of the heating network did not pass through the condenser to extract steam， nor directly entered the deaerator without desalinization of the condensed water mixed bed. By taking a series of measures such as removing dissolved gases in the water and steam system， reducing the generation of anionic impurities in the boiler water and steam system， and strictly controlling the operating parameters of pretreatment， desalination， and polishing equipment， the dissolved oxygen and water and steam hydrogen conductivity of the feed water have been effectively improved. The pass rate of the index effectively reduces the risks of corrosion and scaling of water and steam thermal equipment， and provides a reference basis for solving fault problems related to the same type of units.

第一作者簡介：張寶軍（1978-），男，碩士，正高級工程師。研究方向為火電廠化學(xué)專業(yè)技術(shù)監(jiān)督、技術(shù)服務(wù)和技術(shù)科研。

司，長春 130102； 2.大唐吉林發(fā)電有限公司遼源發(fā)電分公司，吉林 遼源 136200）