燃气-蒸汽联合循环机组低压蒸汽氢电导率超标分析

王立红

燃气-蒸汽联合循环机组低压蒸汽氢电导率超标分析

王立红

（华电（北京）热电有限公司，北京 100039）

以郑常庄燃气热电工程为例，针对燃气-蒸汽联合循环机组蒸汽氢电导率波动的问题，分析了低压蒸汽氢电导率超标数据，通过安装脱气电导率表确定了氢电导率超标的原因，为设备治理提供了有效依据。

燃气-蒸汽联合循环；低压蒸汽；氢电导率；超标分析

0 引言

华电（北京）热电有限公司郑常庄燃气热电工程，在装2套254MW燃气-蒸汽联合循环机组和3×418GJ／h燃气热水锅炉。每套联合循环发电机组包括1台重型单缸燃气轮机，1台双压、无补燃、卧式、自然循环、紧身封闭的余热锅炉，1台双压抽汽凝汽式汽轮机，2台发电机组及其配套辅助设备。燃气轮机型号为SGT5-2000E（V94.2），汽轮机型号为LZC80-7.80／0.65／0.15，余热锅炉型号为Q1976／543.8-242（52.9）-8（0.69）／521（213），总供热能力为2260GJ／h，纯凝工况（标准条件）下，发电容量为482.98MW。

1 水、汽流程

锅炉分为高压系统和低压系统，有2个汽包：高压系统依靠燃气轮机进入余热锅炉的热烟气对水进行加热，将水转化为高压蒸汽并使之过热，高压蒸汽进入汽轮机做功；低压系统也依靠来自燃气轮机进入余热锅炉的热烟气对水进行加热，将水转化为低压蒸汽并使之过热，低压蒸汽进入汽轮机低压补汽。

低压系统的给水为凝结水、热网疏水、热泵疏水，根据冬季、夏季运行方式的不同而变化，低压给水经低压省煤器进入安装在低压汽包上的除氧器，经除氧后进入低压汽包。高压系统的给水为低压汽包下水，由给水泵供给。

2 存在的问题

夏季运行方式时，蒸汽氢电导率会随着负荷的变化有规律地波动，与汽包压力、蒸汽流量有很大关系，如图1、图2所示。低压汽包压力低于0.45MPa时，低压蒸汽氢电导率通常超标；低压汽包压力高于0.45MPa时，低压蒸汽氢电导率通常符合小于0.30 μS／cm的标准。

冬季运行方式时，热网疏水回收后，低压蒸汽氢电导率经常超出0.30μS／cm，热泵疏水回收后超标现象更加严重，即使凝结水、热网疏水、省煤器入口给水的氢电导率全部合格（指标在0.20～0.30 μS／cm之间），低压饱和蒸汽氢电导率仍会超标（指标在0.32～0.45μS／cm之间），低压过热蒸汽氢电导率亦是如此，指标比低压饱和蒸汽氢电导率低0.02～0.03μS／cm，同样超标。

3 原因分析及处理过程

为分析低压蒸汽氢电导超标的原因，对监测系统、水／汽系统进行逐个排除。

（1）化学监督仪表的测量误差。经与同型号仪表对调比对，并更换了几次树脂，指标仍不见好转，由此确认仪表显示正确。

（2）取省煤器入口给水、低压饱和蒸汽、低压过热蒸汽水样做离子色谱分析，试验结果为：除质量浓度偏高外，其他阴、阳离子质量浓度都不高，是给水处理工艺中加入的，在气相中析出属正常现象，且通过阳离子交换柱可以除掉，不影响氢电导率的大小。随后又委托某电科院对水样进行了总有机碳（TOC）分析，分析结果均小于标准规定的500μg／L。TOC与质量浓度数据比较，有着相同的规律，低压过热蒸汽的TOC与质量浓度均大于低压饱和蒸汽，而低压饱和蒸汽的TOC与质量浓度大于给水，且低压饱和蒸汽的TOC与质量浓度都约为给水的2倍，由此判断低压汽包除氧器可能存在窝气现象。试验数据见表1。

图1＃1机组低压蒸汽出口压力与低压蒸汽氢电导率的关系

图2＃2机组低压蒸汽出口压力与低压蒸汽氢电导率的关系

表1 离子色谱分析及TOC分析数据μg／L

（3）为进一步判断低压蒸汽氢电导率超标的原因，先后两次邀请相关单位现场协助判断，并临时安装了脱气电导率表，该表计可显示氢电导率、脱气电导率、比电导率、氨、pH值等参数。当空气进入系统时，CO2溶入样水将使电导率升高，脱气电导率测试是将CO2通过加热除气测量组件除去后测得的氢电导率，能真正反映水的杂质情况。首先选取＃1余热锅炉低压饱和蒸汽、低压过热蒸汽做试验，在不影响现场在线表计测试的前提下，由手工取样点通过软管将水样引入脱气电导率表，数据记录见表2、表3。从数据分析看，脱气电导率全部在0.10μS／cm附近波动，氢电导率比脱气电导率约高0.30μS／cm，主要是因为脱气电导率排除了CO2对氢电导率测量的影响。由此可以确定，低压蒸汽氢电导率超标的原因为低压汽水系统存在漏气，低压给水系统溶氧超标，CO2不能有效排出。随后又对＃2余热锅炉低压饱和蒸汽、低压过热蒸汽水样进行了试验，试验结果相同。

表2＃1余热锅炉低压饱和蒸汽电导率对比 μS／cm

表3＃1余热锅炉低压过热蒸汽电导率对比 μS／cm

（4）热力设备系统中可溶性气体主要是CO2和O2，其主要来源为：机组严密性差，转动设备密封不好存在漏气，凝结水系统中存在漏气；热网疏水系统带入，热泵疏水系统带入，低压给水系统存在漏气；加药过程中系统带入等。

（5）凝结水泵出口溶氧和低压省煤器入口溶氧时常超标。热网疏水回收后，因热网疏水进入系统前未除氧，会携带着CO2和O2等气体，与凝结水汇合后进入低压省煤器，造成低压省煤器入口溶氧超标，且凝结水系统存在漏气现象，凝结水时常超标也会带入CO2和O2等气体。热网疏水与凝结水汇合后进入低压汽包除氧器，虽经过简单除氧，但仍存在窝气现象，使气体在系统内聚集，造成低压蒸汽氢电导率超标。热泵疏水回收后，溶氧量剧增，加重了蒸汽氢电导率的超标。

4 危害分析

凝结水超标的主要原因是凝汽器和凝结水泵的不严密处漏入空气，凝结水含氧量大会直接导致低压给水系统的腐蚀，腐蚀产物会随凝结水系统进入低压给水系统，影响低压给水水质。研究证明，溶解氧对水中的碳钢具有腐蚀或钝化的双重作用。在高温水条件下，溶解氧的实际作用取决于水的电导率、溶解氧、pH值等因素，当氢电导率大于0.3μS／cm时，溶氧主要起腐蚀作用，此时碳钢的腐蚀速度随溶氧浓度的增加而加快；但在高纯水中，当氢电导率小于0.15μS／cm时，溶解氧主要起钝化作用。为了控制氧腐蚀，应尽可能去除水中的溶解氧。实际运行中机组凝结水溶氧长期超标，低压给水系统溶氧长期超标，都会加速低压给水系统腐蚀，会造成锅炉金属局部和大面积强度降低，在大、小修化学监督检查中已发现低压汽包有氧腐蚀现象。

5 结论

（1）必须重视化学监督工作，对化学监督人员提出的指标超标问题要足够重视，不能认为化学监督指标超标是慢性病而大意，否则一旦出现大面积腐蚀、结垢等问题，轻者耽误生产，重者造成设备损坏，甚至危及人身安全。

（2）委托电科院开展热化学试验，如锅炉负荷对蒸汽质量的影响试验等，通过试验确定保证蒸汽质量合格的允许锅炉负荷，了解汽水分离装置在不同负荷下的分离效果。

（3）对凝汽器补水方式进行调整和改造，使凝汽器真空除氧功能真正发挥出来。彻查凝结水系统，对凝结水泵查漏找漏，使凝结水系统溶氧超标问题能够根治。查找热网疏水系统漏气点，热网疏水溶氧按照凝结水溶氧指标控制，溶氧小于50μg／L。

（4）对热泵疏水采取除氧措施，热泵疏水溶氧指标也应按照凝结水溶氧指标控制，溶氧小于50 μg／L。

（5）安装脱气电导率表，作为判断低压蒸汽氢电导率超标的有效监测手段，同时在联合循环机组启停时，可在线监测CO2对蒸汽氢电导的影响，缩短机组启动时间。

［1］慕晓炜，郑敏聪，李建华.脱气氢导在发电机组化学监督中的应用［C］／／2010电厂化学学术会议论文集.吉林：中国电机工程学会火电分会，2010.

［2］曹顺安，李亚静，赵梓舟.保定热电厂蒸汽氢气氢电导率超标的故障诊断及解决对策［J］.工业水处理，2008，28（8）：88-92.

［3］周柏青，陈志和.热力发电厂水处理［M］.4版.北京：中国电力出版社，2009.

（本文责编：白银雷）

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：1674-1951（2015）03-0058-03

王立红（1972—），女，北京人，高级工程师，从事电厂化学、环保方面的工作（E-mail：wlh2540＠sina.com）。

2014-09-26；

2015-01-10