机组凝结水氢电导率超标原因分析与排查

摘 要： 结合机组凝结水氢电导率超标原因分析，介绍河南某电厂机组凝结水氢电导率超标后的处理案例，总结经验，制定对策，以供参考。

关键词：凝结水氢电导率超标 原因 不锈钢管泄漏 射水抽气器

中图分类号：TM621.8 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2015）05-0342-02

一、概述

河南省南阳市某电厂两台125MW机组，投产于上世纪九十年代末期。生产用水取自龙王沟、冢岗庙水库、水质类似。来水预处理后经一级除盐加混床进入除盐水箱，由除盐水泵补入凝结器内。GB12145-2008标准规定：125MW机组汽水质量：凝结水DDH≤0.3μS/cm，YD≤1.0μmol/L。实际运行中，凝结水YD控制在0，一旦有YD，由运行人员加锯末堵漏，当≥1.5μmol/L，停凝结器半边查漏堵管，确保汽水合格率。

该电厂#1，2机组凝结器型号：N-7100-6，型式：单壳体对分双流程表面式，冷却水管12076根。原设计管材为HSn70-1-As，2008年，因铜管耐腐蚀性差，泄漏频繁，#1，2机组先后在当年6、10月份更换为有缝TP304螺纹管。2008年11月-2014年1月，#1，2机组凝结水DDH、YD大部分时间能够保持在合格范围内，自2014年1月以来时有超标，部分时段达水质异常三级处理值，对机组的安全运行构成隐患。该电厂技术人员根据现场设备性能，系统设置，科学分析，排查处理，控制了凝结水氢电导率的合格率。

二、机组凝结水氢电导率超标原因分析

1.除盐水电导超标：除盐水箱密封球层高度不足，隔离空气效果不佳；运行监督操作不当等导致除盐水超标。

2.原水有机物含量升高：水库水位下降，水质浓缩，有机物含量升高。现有的水处理系统对有机物的去除能力有限，带有大量有机物的除盐水被补入凝汽器、进入锅炉后发生高温分解产生低分子有机酸，导致水汽氢导异常升高。

3.循环水漏入凝结器汽侧，导致凝结水电导超标。

3.1凝结器冷却水管泄漏，导致循环水进入凝结器汽侧；冷却水管疲劳断裂；冷却水管受热冲击产生裂纹或断裂；低加振动或汽轮机低压缸末级叶片断裂，损伤冷却水管； 冷却水管腐蚀产生泄漏；冷却水压超限，冷却水管损坏产生泄漏；冷却水管管板胀口泄漏都会导致电导超标。

3.2 备用射水抽气器空气逆止门不严，生水顺抽空气管道进入凝结水泵入口，导致凝结水电导超限，出现硬度。

该原因比较罕见，但该电厂确实发生过，具体分析在后面案例中再详细说明。

三、现场凝结水氢电导率、硬度超标处理案例

1.案例一：循环水进水温度低，不锈钢管断裂，凝结水硬度突升，电导严重超标。

1.1 事件描述：

2009年2月6日4：00，该电厂#2机组凝结水氢电导由0.18μS/cm升高至0.84μS/cm，硬度最高达到1.8μmol/L，加锯末效果不明显，决定前夜高峰后停半边查漏。18：30，硬度突增至25μmol/L，氢电导也升至5.1μS/cm。根据经验，当即停凝结器乙侧循环水，硬度迅速下降至6.0μmol/L，确认乙侧有泄漏，遂解列乙侧，打开乙侧凝结器水侧人孔门后，机组真空由-0.0962Mpa直线下降至-0.0936Mpa，漏气明显，目测即确认并堵塞了一根漏管，漏气点消除后，#2机真空即恢复至正常值。继续排查，有两根管微量泄漏，堵管后恢复乙侧循环水。20：20，#2凝结水YD下降至0.5μmol/L，DDH降至0.36μS/cm，22：00，#2机凝结水YD下降至0，DDH降至0.21μS/cm，恢复正常。

2009年2月18日此类事件又一次出现，此次为甲侧凝汽器泄露，堵管两根，恢复正常。

该电厂#1，2机组凝结器不锈钢管更换时间分别在2008年6、10月份，运行时间不长，先后出现2次泄漏，导致凝结水水质指标均达到三级处理值，表明一定会在水汽系统中形成腐蚀和结垢。严重影响机组的安全经济运行。需查明原因，立即遏制水质超标现象。

1.2 原因排查及处理：

更换凝汽器管后，#2机组一直保持正常运行状态，未发生过锅炉灭火、汽轮发电机跳闸事件，未发生循环水中断、超压等异常，判断不锈钢管泄漏断裂的主因不是运行方式的选择不当或参数超限，那么与不锈钢管本身以及安装工艺是否有关呢？

该电厂#1，2机组凝结器不锈钢管更换方案为：TP304管材由武汉高远不锈钢有限公司提供，改造保持原凝结器管束排列不变、管板不变，考虑到增加管排机械强度，凝结器抽空气区和最上层5排共1700根管子采用φ25*0.7mm规格，其余管子采用φ25*0.5mm规格，管径与管板采用胀管连接，未做补焊与防腐处理。从#2机组不锈钢管发生的两次泄漏位置看，泄漏点不在管径与管板连接处，到底是管子安装工艺问题，还是管材本身有问题？

2009年3月8日，#2机组小修，将前期堵塞的5根管子抽管送交江苏检检验检疫金属材料检测实验室，检测报告显示材质均不合格，后期因为#1机组凝结器也发生泄漏，对#1机组不锈钢管抽检两根送交河南试验院进行化验，检测报告证明#1机组不锈钢管也存在同样问题。

从检测报告上看，#2机组改造使用的不锈钢管，抽检的五根管子，有三根锰含量严重超标，铬、镍含量不足，#1机组使用的不锈钢管，也是同样情况。

金属材料学中详细讲解的各类元素对钢材性能的影响：锰用于降低钢的脆性，提高钢的强度和硬度。技术条件对于TP304，正常Mn是0.5%～0.8%；，Mn含量超标时，会使钢的焊接性能变坏，耐锈蚀性能降低。铬用于提高钢的高温机械性能，使钢具有良好的抗腐蚀性和抗氧化性。镍可提高钢的强度，降低钢的脆性转变温度，改善钢的加工性和可焊性，可提高钢的抗腐蚀能力。该厂所用管材材质锰含量严重超标，铬、镍含量不足。高锰低镍、铬不锈钢管子脆性大，延展性不足，在水温过低条件下，易发生脆性断裂，其耐锈蚀性能差，抗腐蚀能力达不到标准。

观察泄漏管子，均有纵向裂纹，裂纹集中在凝汽器中部两个隔板之间，有一根管子直接纵向断裂。会不会是循环水进水温度过低导致管子脆性损坏？历史数据统计显示，2008.12-2009.02该电厂循环水进水平均温度只有13.8℃，最低温度仅为4.5℃。当材质有缺陷时，在低水温条件下，机组变工况运行频繁，管子出现脆性裂纹，甚至出现脆性断裂，是完全可能的。

结语：该电厂汽机专业技术人员立即对循环水进水温度进行了运行要求，控制#1，2机组循环水进水温度≥12℃，并控制机组负荷变动率≤2.5MW/min。该措施执行至今，#1，2机组凝结器不锈钢管没有再发生断裂现象。

2.案例二：机组启动过程中，低旁后温度高，不锈钢管受热冲击损伤泄漏。

2.1 事件描述：

2012年10月，#2机组临停后启动，机组冲转前，凝结水氢电导3.1μS/cm，硬度6.9μmol/L，并网运行6小时后，凝结水氢电导仍保持在2.1μS/cm，硬度3.3μmol/L，确认为乙侧凝结器泄漏，解列乙侧循环水，堵漏管1根。#2机凝结水电导恢复正常，硬度下降到0。

2.2 原因排查及处理：

该电厂技术人员查阅启动参数，确认循环水系统参数无异常、机侧疏水操作与控制无异常。但在查阅低旁后温度时，发现在机组冲转过程中，运行人员为确保高排逆止门开启正常，通过增开低旁调整门降低逆止门后压力，导致低旁后温度在3分钟内由93℃升至238℃，至此可以判定：本次凝结器管泄漏，是因为低旁后温度急剧升高，导致不锈钢管受热冲击损伤。

结语：运行规程中规定：机组启动中，高、低旁投运，运行人员要加强低旁后温度监视。杜绝低旁后温度突升突降，且温度不能超过120℃。在汽轮机冲转中开启高排逆止门前，不得开大低旁减压阀，通过关小高旁减压阀降低高排逆止门前压力。该规定出台并得以严格执行后，该电厂在后期的各类机组启动以及事故状态条件下，未再发生启动中不锈钢管泄漏异常。

3.案例三：备用射水抽气器空气逆止门不严密，生水顺抽空气管道进入凝结水，导致凝结水电导、硬度超标。

3.1 事件描述：

2013年10月12日，#1机组运行稳定，负荷105MW，凝结水电导突然从11：30开始缓慢升高，并伴随硬度升高，电导最高升至0.95μS/cm，硬度1.9μmol/L，加锯末无效，加胶球清洗4小时，硬度也无明显升高，电导仍维持在0.93～0.95μS/cm。对#1机组凝结器甲、乙侧循环水分别解列，凝结水指标无变化，结果证明：本次凝结水水质超标，另有原因。

3.2 原因排查及处理：

针对现场除盐水水质，在线电导率显示为0.12μS/cm，且#2机组补入同样的除盐水，凝结水电导正常，同时化验除盐水的总TOC，显示正常，排除水中有机物超标分解的可能。排除除盐水水质异常因素。

该电厂技术人员排查现场，重点放在射水抽气系统，在#1机#1射水抽气系统运行，#2备用工况下，两处异常：⑴#2射水抽气器空气门处空气管道壁温只有22℃，较正常温度低6℃；⑵射水回水池水位有节奏性地波动，波动幅度约在20cm。

图四为该电厂射水抽气系统

正常情况下，一台射水抽气器运行，一台备用。备用射水抽气器空气逆止门关闭，空气门开启，因为是真空系统，空气门门杆采用凝结水密封，备用射水抽气器空气门附近温度比凝结水温度稍低2～3℃即为正常，但根据测温仪显示，该处温度22℃，较凝结水温低了9℃，说明在备用射水抽气器空气门处存在有低温介质。

射水回水池水位，正常情况下，波动幅度

查阅值班员射水泵操作记录，发现在操作程序上存在问题：停射水泵之前，先关闭出口门，停泵之后再重新开启出口门。这样的操作会产生两个隐患：（1）使即将停运的射水泵出口管道内存满生水，当空气逆止门不回座，会导致生水直接通过空气管道进入凝结水（原设计上射水泵出口没有逆止门就是考虑到射水泵停运后其出口管道存水可回流）；（2）先关门再停泵，射水抽气器内压力是一个逐步升高的过程，而保持门开启状态停泵， 射水抽气器内压力则是瞬间升高，两者相比，前者容易导致空气逆止门前后压差小而回座力不强，回座情况不好。

在空气管道设计上，最高点标高12m， 空气手动门标高10.5m，其落差为1.5m；空气逆止门标高8m，其落差4m。射水池以及射水回水池水位一般保持在1.5m，其落差为10.5m。一般情况下，我们会认为：真空度95%，压差折算约为9.82m水柱高度（冬季工况真空度会达到96.5%，压差约折算为9.98m水柱），即使空气逆止门全开状态，系统阻力全部忽略不计，生水最高也仅能达到备用射水抽气器空气管道标高为11.32m的位置，是不可能进入凝结器抽空气管道的，但如果加上以下4个因素：（1）空气逆止门不严密，压差很大，生水会进入射水抽气器空气手动门标高以上的位置；（2）空气手动门为水封门，由凝结水连续提供密封门杆的水源；（3）空气管道内壁不光滑，水容易附着在内壁上；（4）#1，2备用射水抽气器空气管与凝结器抽空气管道汇合三通位于系统最高点。那么生水最终就会进入凝结器抽空气管道内。具体过程为：生水进入射水抽气器空气手动门位置与凝结水混合，附着在粗糙的管壁上，并在频繁变动的压差推动下（射水回水池水位波动大就说明射水抽气器内负压在变化），逐步进入三通处，因为三通处于最高位置，大部分生水与凝结水混合物进入运行射水抽气器空气管道，少部分生水与凝结水混合物进入凝结器抽空气管道。

通过分析，本次凝结水水质超标原因：备用射水抽气器空气逆止门不严密，生水通过备用射水抽气器系统进入凝结水。10月13日，关闭#2射水抽气器空气门，观察：⑴#2射水抽气器空气门处空气管道壁温在10分钟之内上升到30℃；⑵射水回水池水位水位在正常范围内波动。⑶30分钟后，#1机组凝结水电导降至0.23μS/cm，硬度下降至0。检修检查其空气逆止门，确认逆止门固定销子卡涩，逆止门回座不到位，处理后重新开启#2射水抽气器空气门，观察一切正常。

结语：（1）控制射水池水位正常不超过1.5m，加强对射水回水池水位及备用射水抽气器空气门管道温度监视。

（2）修改操作票，规范射水泵停泵操作为：停泵。无检修任务，关闭其出口电动门备用。

（3）12月6日，利用#1机组临停，改造三通管道（将凝结器抽空气管道置于最高点），将空气管道最高标高由12m提高至12.3m，确保不发生逆止门故障引发生水进入凝结器抽空气管道内。如图五所示：

四、结束语

1.凝结水氢电导率做为化学监督的一项重要指标，必须时刻监视到位，发现异常，科学分析，及时解决。

2.多数情况下，凝结水氢电导率超标都是由于凝结器冷却水管泄漏所致，使用合格的冷却水管材，规范运行操作，有效控制相关参数，减少对冷却水管的损伤，是确保高汽水合格率的重要保障。

3.生产人员对现场设备构造、系统组成必须做到心中有数，要学会通过异常现象推断分析，甚至是打破惯性思维，方能真正解决问题。

4.给出的三个案例，有的在其他电厂生产中不常见，因此希望此文能够给兄弟单位在解决此类问题提供一个可参考的思路。

参考文献

[1]《凝结器腐蚀与结垢控制技术》.吴文龙，张小霓，张春雷，李献民.编著.中国电力出版社

[2]《电厂化学》.辽宁省电力工业局.中国电力出版社

[3]《电力系统化学与环保试验》.田文华.主编.中国电力出版社

作者简介：王青三，（1972.12-），男，工程师，南阳热电有限责任公司方达运行部值长室主任。

王珍珍，（1974.9-），女，工程师，南阳热电有限责任公司方达运行部化学专工。