凝结水电导超标问题的分析及解决

凝结水电导超标问题的分析及解决
王亚楠
（大唐国际下花园发电厂,河北张家口）
论文摘要：下花园发电厂#3机组为200MW纯凝汽式发电机组。

本文对其凝结水电导在运行中超标的异常现象，提出解决问题的具体措施。

通过这些措施，使汽水品质指标控制在合格范围之内。

关键词：200MW机组、凝结水电导、分析及解决
Analysis and solve the problem of the electrical conductivity of cond ensed water
on the high sid e
WANG Ya-nan
(Datang International Xiahuayuan Power Plant , Zhangjiakou, China) Abstract:The #3 unit of Xiahuayuan Power Plant is 200MW Condenser type generator. This paper analysis and solve the probl em of the electrical conductivity of cond ensed water which belongs the #3 unit on the high side, and put forward the solution to the problem of concrete measures. By these measures, we can confine the indexes of steam and cond ensed water in the acceptable range inside.
Key words: 200MW unit; the electrical conductivity of cond ensed water; analysis and solve
一、事件概述：
我厂#3机组为200MW纯凝式发电机组，2010年8月19日-10月12日停机小修并进行供热系统改造。

10月12日机组启动并网，正常运行后，凝结水电导超标，并且直接影响到给水及饱和过热电导也超标，凝结水电导最高达到0.62us/cm（化学化验凝结水无硬度），这个状态一直延续到10月29日。

在10月30日-11月6日期间，凝结水电导正常，电导率小于
0.3us/cm。

11月7日凝结水电导又上升至0.4us/cm。

此状况引起了设备部的重视，决定对凝结水电导率异常超标的原因进行分析，并提出解决方案。

二、机组运行工况：
1、10月12日开机后，机组负荷一直保持在110MW以下，凝结水溶氧33ug/L左右，轴封压力12KPa左右，化学化验凝结水无硬度。

决定联系发电部做真空严密性试验，实验结果为每分钟真空下降660Pa,真空严密性不合格。

在10月30日-11月6日期间机组负荷在140MW左右，轴封压力17KPa左右，凝结水电导正常。

到了11月7日机组负荷110MW，凝结水电导率又发生超标，电导率达到0.32 us/cm。

2、#3号机凝结水电导数据记录
3、热网疏水化学分析记录
三、处理经过：
通过对甲、乙、丙凝结器加锯末记录凝结水氢电导没有变化，
对真空系统查漏未发现有泄漏地方，做真空严密性试验，真空系统严密性不合格，每分钟下降660Pa。

四、凝结水电导异常的原因分析：
1、影响凝结水电导超标的原因主要有以下几点：
1.1、复水器循环水侧排管泄漏致使循环水进入凝结水，影响凝结水水质，是造成凝结水电导超标的主要原因；
1.2、凝结水泵入口阀、空气阀、空气管道等，一般使用填料盘根和石棉垫片密封，当密封材料老化没有及时更换时，空气漏入系统，造成凝结水溶氧超标，从而使凝结水电导超标；
1.3、低位水箱与凝汽器底部相连，若低位水箱水质溶氧超标或者是污染也会影响了凝结水电导；
1.4、对真空系统做真空严密性试验，真空严密性不合格，泄漏数值在660Pa。

真空严密性不合格漏入空气也会影响凝结水电导；
1.5、机组改为集中供热在机组工况不变时，供热网用汽量增大，进入的凝结器排汽量减少，排汽温度降低真空升高。

真空系统不严密漏入空气也是影响凝结水电导的主要原因；
1.6、热网循环泵机械密封用水由#3机除盐水母管提供，在投运时0.5MPa的除盐水向机封供水，正常运行时有泵体内的压力水（10-16MPa）提供起到自密封作用。

1.7、热网首站系统11月4日试运行，8日回收热网疏水，疏水水质不合格，又是影响了凝结水电导的主要原因。

2、由发现原因进行深层分析：
根据以上3、4、5、6条分析可以看出：影响凝结水水质氢电导率的主要因素与机组负荷变化时轴封压力随时调整有关，两者调节不好造成轴封系统严密性下降，漏入空气，再者是机组改为集中供热在机组工况不变时，供热网用汽量增大，进入的凝结器排汽量减少，排汽温度降低真空升高。

真空系统不严密漏入空气也就会影响了凝结水电导。

漏入的空气中主要含量为氧气、二氧化碳以及其他成分的气体，而凝汽器具有除氧效果，漏入空气中的氧气被排出，而一部分二氧化碳带进水汽系统遇凝汽器中的凝结水接触后，与加入系统中的氨发生中和反应，生产碳酸氢根与碳酸根，导致凝结水氢电导率上升。

再者热网循环泵机械密封用水由#3机除盐水母管提供，在投运时0.5MPa的除盐水向机封供水，正常运行时有泵体内的压力水（10-16MPa）提供起到自密封作用，如果突然间压力升高10-16MPa的循环水进入除盐水管道内，引起凝结水氢电导率上升。

热网首站系统自11月4日试运行，8日回收热网疏水，通过查阅化学对疏水的分析记录疏水水质硬度、SiO2严重超标，是直接影响凝结水电导超标的主要原因。

五、应采取的措施：
1、发电部运行当班人员根据机组负荷变化情况，对轴封压力随时调整。

2、设备部、发电部、检修公司应加强对设备检查，发现真空系统泄漏应及时处理。

3、供热系统投入时保证热网水温在设计出口温度时，机组负荷应保持在150MW以上。

4、循环水泵正常运行后应及时关闭除盐水至机械密封水门，防止机封突然损坏泄漏造成不合格的循环水进入除盐水内。

5、化学加强对热网疏水化验分析做好记录，发现严重超标通知当班值长，及时采取措施。

参考文献:
[1]西安热工研究所.热工技术手册（电厂化学）.北京：水利电力出版社，1993.
[2]GB/T 12145-1999 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准.
[3]DL/T677-1999 火力发电厂在线仪表工业化学仪表检验规程.。