火电厂水处理技术已经相当成熟，除了生物污染控制之外，基本上不存在技术难点。但水汽理化及监督具有涉及面广、系统性强、隐蔽性大、技术要求高、需协调分工等特点，一旦发生故障，可能涉及到化学水处理以及锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器等各系统的水汽取样点、加药点、排污点等各种环节和因素，需要对水汽系统流程图、前后因果关系、相关性相当熟悉并积累丰富的处理经验，才能有效应对。如何在火电厂生产实践中遇到水质净化和水汽理化故障的情况下，准确分析原因、及时排除故障，保障热力系统良好的水汽品质，仍然是有效防止热力设备结垢、积盐和腐蚀，确保发电机组安全经济运行的重要课题。
本文简述了水处理及水汽理化系统故障案例，通过具体分析故障原因，得出加强次氯酸钠重要指标的验收、控制出水余氯，可有效防止加药管堵塞;机组停运前应先停运高速混床;汽包锅炉在少量树脂漏入水汽系统后，可在采取措施保证给水、炉水pH正常的情况下，不停机处理;机组启动阶段采用全挥发性处理，即通过加氨、联氨控制炉水pH，有效减少汽机高压缸的积盐，提高汽机效率。
01 火电厂水处理及水汽理化系统
以某电厂2台330 MW机组为例，其为亚临界压力中间一次再热机组，锅炉型号SG1036/175-M872;最大连续蒸发量1 036 t/h，主蒸汽温度541 ℃，主蒸汽压17.24 MPa;再热器出口蒸汽温度541 ℃，再热器出口蒸汽压3.53 MPa;锅炉给水温度281 ℃。汽轮机型号C330-16.67/1.0/538/538;额定功率330 MW;主蒸汽压16.67 MPa，主蒸汽温度538 ℃;再热蒸汽温度538 ℃。
1 水处理系统
水处理系统为预处理+三级除盐系统(反渗透+一级复床+混床)。水处理任务是供给数量充足、质量合格的工业水、除盐水，供应火电厂生产运行。其中预处理包括：机械搅拌澄清器(600 t/h)4套+空气擦洗重力式滤池(320 t/h)3套。系统流程：长江水→原水升压泵→机械搅拌澄清器→空气擦洗重力过滤池→化学水池。
2 水汽理化系统
水汽理化系统由水汽监督、水汽调节和炉内水处理系统组成，主要任务是防止热力系统腐蚀、结垢、积盐。包括：水汽取样、给水处理(还原性全挥发处理AVT(R)方式)、炉水处理(低磷酸盐+氢氧化钠处理)和凝结水处理(高速混床精处理+加氨处理)系统。系统故障：漏树脂、结盐，详见3、4节内容。
02 原水及超滤加次氯酸钠管道堵塞故障及对策
1 加药管道堵塞故障及临时处理
(1)超滤次氯酸钠加药1#堵塞点(加药管与进水母管处)。2015年11月2日，超滤化学加强洗时发现1#次氯酸钠出口管破裂。检查发现：1#次氯酸钠加药管至超滤反洗进水母管处结有白色硬状垢样;1#、2#次氯酸钠箱及缓冲罐内部有白色悬浮物。处理：1#次氯酸钠加药管道疏通后恢复;将2#次氯酸钠箱排空，对箱内进行冲洗。
(2)超滤次氯酸钠加药2#堵塞点(原水加药管, 小孔全部堵塞)。化学水池检查余氯含量接近零。对加药线路检查发现：原水泵房外草坪内积水。处理：将地埋管挖出，发现次氯酸钠加药管与原水母管连接处法兰处喷水。将加药管拆开，发现加次氯酸钠套管的小孔堵塞，疏通后将管道恢复。取样分析结果：堵塞物主要成分为碳酸钙;次氯酸钠药品中有效氯质量分数为8.82%、游离碱质量分数为1.3%，均不合格，不含钙离子。
2 次氯酸钠标准
次氯酸钠标准为GB 19106—2013。该标准适用于氢氧化钠经氯化制得的次氯酸钠溶液，不适用于不是用氢氧化钠制得的次氯酸钠。标准规定：次氯酸钠溶液(适用于消毒、杀菌及水处理等)质量指标应符合：有效氯(以Cl计)的质量分数≥10.0%，游离碱(以NaOH计)的质量分数0.1%~1.0%，铁(以Fe计)的质量分数≤0.005%，重金属(以Pb计)的质量分数≤0.001%，砷(以As计)的质量分数≤0.000 1%。
其中两个主要指标：(1)“有效氯(以Cl计)”表示溶液中的有效成分，杀菌效果由该指标确定;(2)“游离碱(以NaOH计)”表示溶液中的剩余氢氧化钠浓度，该指标对次氯酸钠的稳定性以及与水接触后的结垢倾向有很大影响。游离碱过低时，次氯酸钠易分解，以氯气形式挥发，降低药品有效成分;游离碱过高时，易与水中硬度反应生成垢。
3 结垢原因分析
检验出堵塞物主要成分为碳酸钙垢，故系统中存在加药后水中钙离子和碳酸根离子的的溶度积增大。堵塞点有2处：超滤加药管与超滤进水母管处，原水加药管与原水接触点位置。结垢原因如下：
(1)超滤进水和原水中都有钙离子、碳酸氢根离子和二氧化碳;而次氯酸钠中有游离碱。次氯酸钠加入系统后，游离碱与水中碳酸氢根离子、二氧化碳反应，生成碳酸根离子。碳酸根离子与水中钙离子反应，生成碳酸钙沉淀，堵塞管道。
(2)次氯酸钠可以是氢氧化钠与氯气反应制得，也可以是碳酸钠与氯气反应制得。如是后一种方法制得，由于药品中存在碳酸根，与超滤进水、原水接触时就会生成碳酸钙。
(3)由于超滤加药管道不是连续运行的(只有超滤化学加强洗时才加药)，所以在系统不加药时，超滤进水会通过扩散进入加药管道，如药品中游离碱超标，就会结垢。
(4)加药管道小、加药流量小，碳酸钙易沉积，管道容易堵塞。
(5)游离碱超标时，一般有效氯会偏低。
4 应对措施
为有效避免次氯酸钠管道堵塞现象的发生，保证水处理系统正常运行，采取以下措施：
(1)加强药品的验收。特别是“有效氯”、“游离碱”两项指标。控制游离碱在合格范围，可有效防止游离碱过高引起的结垢。
(2)加强对运行中加药的调整，每班对超滤出水分析余氯，控制余氯0.3~0.5 mg/L。防止加药量过大，引起游离碱与水中二氧化碳生成过多的碳酸根，造成钙、镁离子与碳酸根离子溶度积过高，产生沉淀。
(3)加强药品招标前对供应商的资质、业绩、药品来源、仓储情况的调研工作。由于次氯酸钠易分解，对次氯酸钠有仓储的，原则上不考虑。
03 2#机组凝结水高速混床树脂进入凝结水母管故障及对策
1 凝结水故障及紧急处理措施
故障一：树脂捕捉器压差异常上升。2015年12月10日17：10，2#炉点火后投运凝结水高速混床CD2A、CD2B，发现CD2B树脂捕捉器压差有上升趋势，22：30升至42 kPa(压差报警值70 kPa)。分析可能有树脂进入树脂捕捉器，停运高速混床CD2B，待检修处理。
故障二：高速混床进出口压差异常上升。12月11日3：00高速混床CD2A运行中进出口压差逐渐升高，现场检查未发现明显异常，当压差升至350 kPa自动打开电动旁路。分析可能机组启动时系统内杂质堵塞混床进水装置，停运高速混床CD2A，待检修处理。
故障三：凝结水中有树脂，过热蒸汽电导率超标，给水泵主泵、前置泵滤网压差大，检查有树脂。12月11日5:00检修处理给水泵密封水进水滤网时发现网面内有树脂，树脂颗粒完整，颗粒偏小。同时，化学仪表取到水样后发现过热蒸汽电导率高达1.4 μS/cm(刚升炉时，人工分析蒸汽二氧化硅合格)，并在7:30最大至1.8 μS/cm。检查发现给水泵主泵、前置泵滤网压差大，A、B主泵、前置泵滤网树脂情况见表 1。
12月14日白班清理A主泵密封水滤网：较干净。
由于树脂高温分解产物会造成热力设备结垢及腐蚀、过热器和汽轮机的积盐。处理措施：
(1)暂不停机。由于两台混床内树脂没有明显减少，且给水、炉水pH正常，给水氢电导率、炉水电导率也在正常范围内，锅炉为汽包炉，判断进入水汽系统树脂量很少。暂不停机，加强水汽品质监督，特别是蒸汽和凝结水氢电导率的监督。
(2)加大2#炉排污量，降低锅炉参数。在原因未查明、水汽品质未正常情况下，机组降负荷至100 MW运行。
(3)由于CD2B树脂捕捉器压差升高，且该混床检修期间曾对水帽检查过，因此怀疑检查过程中损坏了该混床底部水帽内垫片。将CD2B内树脂导出，对高速混床CD2B及树脂捕捉器解体检查，发现树脂捕捉器进水侧有少量破碎树脂，出水侧无树脂;对混床内部检查，发现顶部进水绕丝管内部有少量树脂;将混床底部水帽全部拆开检查，未发现水帽损坏及松动;更换部分橡胶垫片，投运凝结水高速混床CD2B，在树脂捕捉器排水阀放水未发现树脂，树脂捕捉器压差正常。判断运行中CD2B树脂不会进入系统。
(4)在高速混床CD2B处理期间，试运高速混床CD2A，从该混床树脂捕捉器排水未发现树脂，树脂捕捉器压差也无明显增加趋势，排除CD2A漏树脂的可能。CD2A正常投运，电动旁路自动保持40%开度，监视蒸汽电导率的变化，发现电导率下降比较缓慢。
(5)CD2B投运后，电动旁路自动全关，蒸汽电导率下降较快，当电导率降至0.2 μS/cm后，联系值长将2#机组增加20 MW负荷。增加负荷后蒸汽电导率稍有回升;保持负荷不变，当电导率下降至0.2 μS/cm后，再联系值长继续增加20 MW负荷。如此反复，至12日中班，机组负荷保持约230 MW，水汽品质也达到标准。
2 原因分析
凝结水高速混床树脂在上下隔板之间，通过隔板间的不锈钢水帽隔离，进水通过水帽进入树脂，通过树脂层进行处理后，再通过下水帽出水(图 1)。上水帽的间隙为0.35 mm，下水帽的间隙为0.3 mm，树脂捕捉器滤元缝隙宽度0.20 mm。树脂粒度范围：阳树脂0.63~0.81 mm，阴树脂0.45~0.71 mm。根据对混床水帽和树脂捕捉器的检查情况，判断树脂不是在运行阶段进入系统，只有在此次机组启动和上次机组停运阶段漏入系统。树脂从高速混床漏出只有两个途径：从上水帽漏出;从下水帽漏出。
从图 2分析，由于凝结水泵位置最低，与除氧器的高度差约20 m。在凝结水泵停运时，如果凝结水泵出口止回阀失灵的情况下，凝结水泵会倒转，此时除氧器及低加的水会回流。如果此时高速混床未退出运行，高速混床会出现反洗现象，颗粒小于0.35 mm的树脂可能会从高速混床进水水帽漏出。追查上次机组停运情况，12月8日因其他原因，2#机组在启动过程中是紧急停运。当时两台高速混床处于运行状态，旁路阀全关闭。通过对汽机凝结水泵的运行情况检查，因凝结水泵停运后，凝结水泵出口电动阀自动关闭，所以不能发现凝结水泵是否倒转。但凝结水泵停运后，其出口电动阀关闭时间长约150 s，还是存在短时间水泵倒转的可能。
(2)从下水帽漏出。如果下水帽损坏，树脂会进入出水侧。检查树脂捕捉器完好，捕捉器垫片完好;树脂捕捉器进水侧有少量破碎树脂，出水侧没有树脂，说明树脂不是从下水帽漏入。所以运行中树脂不会进入水系统。混床投运过程中，需启动再循环泵从混床出水抽水至混床进水，进行循环，保证混床出水水质。这一过程再循环泵进水没有经过树脂捕捉器，如果下水帽损坏，树脂有可能进入混床进水母管，此时混床旁路阀处于开启状态，树脂就进入了水汽系统。这种情况下，在混床进口水帽中会有大量树脂。检查中未发现。
综合以上情况，高速树脂是从上水帽漏出。即：12月8日机组紧急停运过程中，因高速混床没有及时退出，运行中的高速混床出现反洗现象，造成少量小颗粒树脂从高速混床进口水帽漏出，凝结水泵出口止回阀失灵，树脂进入凝结水系统。在此次机组启动前，水系统冷态冲洗时，高速混床不投运，树脂通过高速混床旁路进入水汽系统。树脂进入水汽系统首先进入电动给水泵前置泵滤网，由于前置泵滤网运行中可进行手动冲洗，冲洗的出口进入地沟，在冲洗过程中不能发现具体的堵塞物;给水泵主滤网运行中不好冲洗，必须停泵冲洗。由于运行中对给水泵前置泵进行冲洗，所以前置泵滤网中树脂较少。
此次树脂漏入系统量较少，给水、炉水水质没有发现水质异常，只有蒸汽的氢电导率较大，最高过热蒸汽电导率1.8 μS/cm(标准值0.15 μS/cm)超标;凝结水电导率没有显示;给水电导率由于水样小，也没有显示，对运行的监视有明显影响;同时机组启动阶段水质较差，运行人员对蒸汽电导率高没有引起足够重视。
3 预防措施
预防措施有：
(1)机组停运前先停运高速混床，高速混床退出运行后，再停凝结水泵。
(2)机组启动阶段，加强取样器的冲洗，防止堵塞。及时投入化学在线仪表，加强化学仪表的数据分析，发现异常及时汇报和查找原因，并联系处理。
(3)将树脂捕捉器增加窥视孔，及时检查、判断树脂捕捉器压差大的原因。
(4)在树脂再生时加强反洗，去除树脂中的破碎树脂及小颗粒树脂。
(5)此次树脂是上次停机时漏入，在此次机组启动前的水冲洗阶段已排出一部分，还有部分在给水泵滤网中。在机组点火前对运行的给水泵滤网进行检查，可提前发现问题。
(6)在事故处理过程中，判断漏入的树脂量是关键;水汽品质特别是给水和炉水pH是依据。如漏入树脂量大或给水、炉水pH大幅降低，应立即停炉处理。
(7)在判断高速混床不漏树脂后，要及时投运混床，以保证凝结水水质。如混床存在继续漏树脂的情况，应立即停炉处理。
(8)由于树脂在高温下分解，如果是直流炉，在发现树脂进入水汽系统后，必须立即停炉处理，防止水汽系统腐蚀、结垢、结盐。此次处理方法是在漏入树脂量不大，锅炉为汽包炉的前提下进行的处理。
04 汽轮机高压缸叶片磷酸盐沉积及对策
以往检修化学检查中，均发现汽轮机高压缸叶片盐垢中含有磷酸盐成分，且含量较高(30%左右)。磷酸盐沉积，是因为蒸汽参数高于一定值时，磷酸盐在蒸汽中的溶解度大幅提高、携带量加大，而且基本在高压缸沉积。究其根源，炉水的磷酸盐含量是关键。因此，制定了过热蒸汽含磷酸盐试验的方案。
1 过热蒸汽含磷酸盐试验方案
试验方案主要分两个阶段：第一个阶段测试磷酸盐正常加药情况下，机组启动阶段与正常运行阶段的过热蒸汽磷酸盐含量;第二个阶段测试降低磷酸盐加药量情况下，机组启动阶段与正常运行阶段的过热蒸汽磷酸盐含量。
2 试验过程
2014年6月14日，1#机组A检修结束启动前，在过热蒸汽氢电导率仪出水后安装经再生处理的阴离子交换装置，启动48 h后拆下阴离子交换装置。取出所拆下阴离子交换装置内的树脂，用3%的氢氧化钠溶液浸泡4 h。取浸泡液，用稀盐酸调节pH至7.0左右，测试该溶液中含较高磷酸盐成分(因通过阴离子交换装置的实际水量无法准确测试，因此蒸汽中磷酸盐具体浓度无法估算，只能定性分析磷酸盐存在)。2014年7月15日对正常运行情况下的阴离子交换装置进行测定，发现含有微量磷酸盐成分。2014年9月10日2#机组启动时进行了试验，测试含有较高磷酸盐成分。2014年10月28日2#机组启动时化学专业通知运行采取磷酸盐低加药量运行。在启动与运行阶段过热蒸汽中均未发现磷酸盐成分。
3 试验结果
在正常运行时蒸汽中不含磷酸盐。蒸汽中磷酸盐主要存在于机组启动阶段，此时因取样水较脏、化学仪表不投运，锅炉排污量大，磷酸盐手动加药难以控制，有磷酸盐超标现象。
根据试验结果，可判断：汽轮机叶片磷酸盐垢，与机组运行及启动阶段加药量有密切关系。建议：机组启动阶段将磷酸盐加药量降至合理范围，并尽快投用凝结水精处理系统。
4 加药方案调整及高压缸磷酸盐沉积改善情况
根据标准《火电厂汽水化学导则第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理》(DL/T 805.2—2016)锅炉加药为低磷酸盐处理，对炉水的磷酸根含量没有低限要求。调整后机组启动阶段的水质控制为机组点火后不加磷酸盐，通过加氨、联氨控制炉水pH，期间每0.5 h测定给水、炉水pH不小于9.5;汽机冲转前加磷酸三钠，调整锅炉水质。调整后蒸汽中不含磷酸盐，可有效减少汽机高压缸的结盐，提高汽机效率。2015年10月试验结束，2#机组检修时高压缸转子没有结盐现象。
05 结语
综上所述，可以得出：
(1)加强次氯酸钠“有效氯”、“游离碱”两项指标的验收、超滤出水余氯控制在0.3~0.5 mg/L范围、加强检修消缺，可有效防止次氯酸钠加药管道堵塞。
(2)机组停运期间，高速混床未退出运行的情况下停运凝结水泵，易引起高速混床反洗现象发生。高速混床树脂会从进水水帽漏入水汽系统，机组启动时造成水汽品质恶化。
(3)汽包锅炉在少量树脂漏入水汽系统后，通过加大锅炉排污量、降低锅炉参数、投运高速混床，在保证给水、炉水pH正常的情况下，可不停机处理。
(4)高压缸内的磷酸盐沉积主要来自于机组启动阶段，通过对机组启动阶段的水质控制，机组启动阶段采用全挥发性处理，即通过加氨、联氨控制炉水pH，有效减少汽机高压缸的结盐，提高汽机效率。
原标题：火电厂水处理及水汽理化系统故障及对策分析
