（广东惠州天然气发电有限公司广东省惠州市516001）
摘要：随着设备运行年限的延长，设备缺陷逐渐增多，甚至会有一些意想不到的重大缺陷出现，让人难以觉察。2016年8月19日广东惠州天然气发电有限公司#3机组出现凝结水钠离子含量高的现象，我们采取系列检查分析，逐一排查包括对凝汽器本体，热控管道、输水管道、汽包等系统的水汽品质，耗时11天，最终找到问题根源是高压汽包内部汽水分离问题，并进行了后续的水汽跟踪和高压汽包割管检查，没有造成积盐。本文主要就#3机凝结水钠离子含量高现象、对排查过程、原因分析及后续影响评估等进行阐述，对火力发电厂汽包锅炉发电机组分析和评估有所助益。
关键词：凝结水钠离子；含量过高；隐患排查；整改措施
一．设备简介
广东惠州天然气发电有限公司一期项目3台390MW级机组于2007年6月投产发电，主设备引进国际先进的三菱9F燃气--蒸汽联合循环机组，热效率高，启停迅速，调峰性能强。锅炉采用杭州锅炉厂生产的自然循环锅炉。为满足我厂用水需求，化学原水预处理采用混凝、澄清工艺流程，锅炉补给水处理系统主要包括超滤系统、反渗透系统、混床系统，设有2座3000m3除盐水箱。由3台出力180m3/h及2台出力45m3/h的除盐水泵供水。除盐水出水母管有在线pH值表、电导率表及硅表监控供水水质。
二.问题出现、发展及初步判断处理
2016年8月18日20：40，#3机高压过热蒸汽钠表波动大，人工测得Na为2.09ug/L；23：00手工测2.24ug/L，正常。
2016年8月19日10：52，#3机高压过热蒸汽钠表波动大，人工测#3机凝结水、高压过热蒸汽钠，结果分别为5.2ppb、3.6ppb，正常。
8月19日，夜班#3机启机前DCS上凝结水钠离子含量11.3ppb，电导率1.5us/cm，并网时钠离子7.7ppb，电导率1.38us/cm，暖机、进汽时钠离子均正常，之后启动循泵时，钠离子含量最大上涨至11.6ppb，期间电导正常。23：02化学人工测#3机凝结水、高压过热蒸汽钠，结果分别为2.54ppb、1.8ppb，正常。
8月20日，#3机组正常运行中，DCS显示钠离子含量10ppb左右，电导率0.60us/cm，加强锅炉排补，钠离子降至6.0ppb，电导率降至0.4us/cm，停止排补后凝结水钠离子缓慢回涨至10ppb；化学取样测得钠离子含量为8.10ppb，电导率为4.51us/cm。通知机务检修在#5、#6循环水泵进口处加木糠5大包，加木糠后钠离子含量一直稳定在5.0ppb左右，化学取样测得钠离子含量为4.89ppb，电导率4.20us/cm。因此初步#3机怀疑凝汽器轻微泄漏。
20日晚水侧放水、开人孔，通风；汽侧灌水至喉部。
8月21日继续通风，查漏，无明显漏点。21日晚23：00封人孔，恢复措施。
8月22日，#3机高温态启机，启机前DCS显示凝汽器钠离子含量2.7ppb，化学取样测得凝汽器钠离子含量为5.3ppb；启机升速过程中，DCS上凝结水钠离子含量持续上涨至400ppb时，化学取样测得钠离子含量为1600ppb。#3机停机，停机时转速为2820rpm。因启动过程中钠离子突增，根据以往经验钠离含量超标那么多，初步怀疑凝汽器内部应该有非常明显的泄漏点，根据水汽品质劣化三级处理原则决定停机对#3机凝汽器做彻底排查。
三.问题排查
8月23日打开凝汽器人孔通风并同时进行灌水查漏。查漏工作一直进行到24日，灌水已近40个小时，凝汽器六个水室钛管无泄漏，管板无泄漏；开汽侧人孔，进入内部，也没有检查到任何异物。
通过运行两次开机试验，全过程运行无特别操作，只是正常开关几个疏水门。如果凝汽器本体泄漏或者抽真空管泄漏，这个泄漏点会一直存在的，不会像这几次开机这样，时有时无，并且都在机组升降速期间发生，怀疑外部与海水相关管道倒吸至凝汽器。
8月25日，对#3机汽机低压缸东侧开人孔门检查低压缸叶片是否积盐，经检查未发现异常。同时对凝汽器相连的外部管道进行排查，凡是与海水连接导致倒吸可能的管道都进行检查或割管隔断。
#3机组凝汽器查漏从22日至25日，对凝汽器本体以及与凝汽器相连接的管道进行全面检查，都未发现明显的泄漏点。期间开机4次见表1、表2、表3、表4。
从表1、2、3、4中可以看出其中有3次都存在开机或停机过程中凝汽器钠离子超标严重的情况。由于每次开机半个小时左右检测到钠离子超标都是钠离子含量迅速上升，其后又快速的下降。针对这种怪异的现象，我们向东部电厂、前湾电厂等同类型机组电厂进行咨询，没有任何一家电厂发生过类似现象。为了最终找出凝汽器钠离子超标的原因，生产例会讨论决定采用东部电厂推荐的两次方法对凝汽器本体做最后一次排查，同时也邀请了东部电厂技术专工支援我厂凝汽器查漏工作。
8月26日-27日，在东部电厂技术专工的指导下，分别通过荧光剂和氦质谱仪查漏法对凝汽器本次再次进行检查，最终确认凝汽器本次无泄漏。
8月28日晚，对#3机进行了三次开机试验。根据3次试验，凝汽器钠离子在启、停机过程中，趋势逐渐好转并最终能恢复到正常范围。
在对#3机进行凝汽器查漏期间，化学分部配合开展系列化学取样分析查漏，从8月22日9点至8月30日10点，7天时间，除检测检漏装置凝结水、汽水取样间凝结水外，化学分部还配合检查包括#3低、中、高压炉水、#3机真空泵工作水、#3机联氨计量箱内联氨溶液、化学除盐水、#3机凝结水泵A出口排水、#3机闭冷水、凝汽器东南角疏水等水样9处，共取样56次，其中凝结水取样45次，分析项目包括钠离子、电导率、pH、硬度、氯离子（采用手工沉淀滴定法）等指标，其中主要分析项目是钠离子，共分析了53次。经过这么大工作量的查找，依然找不到凝汽器钠含量超标的原因。
四.异常现象出现及原因找证
8月30日16：20分，值班员发现#3机高压过热蒸汽钠表波动大，人工检测结果也略超标，这一结果立刻引起化学分部注意。化学分部主任立即指示值班员对高压饱和蒸汽钠含量进行人工分析（饱和蒸汽无钠表），分析结果为230ppb，超标严重，晚上再增派人手，多次检测证实饱和蒸汽钠超标；为了找到#3机高压饱和蒸汽品质严重劣化的原因，31日再次启机后在确保汽包水位安全的情况下，化学分部决定对3#机组进行低水位、负荷稳定下的加药运行试验，通过改变加药量和排污量，证实高压炉水含盐量对饱和蒸汽的影响，从而确定高压汽包汽水的效果。化验室对#3机凝结水、低压给水、中高压炉水、中高压饱和蒸汽及高压过热蒸汽七个样进行钠、电导、pH、磷酸根、硅、硬度等指标分析，通过试验数据分析发现，高压饱和蒸汽钠与高压炉水的磷酸盐含量呈正相关趋势而变化。这一发现让我们意识到高压汽包内存在汽水分离故障，高压汽包的汽水分离几乎没有作用，类似直流炉了。为此，14：07化学主任果断决定停止高压汽包加磷酸盐，加大高压炉水表面排污，加大给水加氨量确保水汽系统pH合格。待高压炉水磷酸根降为零后，继续运行至调峰停机。试验记录与分析结果如图1、图2。
9月2-3日进行余热锅炉降温，9月4日，打开#3机高压汽包人孔，检查发现高压汽包惯性分离器北侧存在一条明显开裂的焊逢，焊缝本身自西向东贯穿惯性分离器，长约7米，达到焊缝纵向长度2/3，，裂缝最宽处约2cm，整条裂缝正对着汽包内的汽水分离装置入口。裂缝如图3、图4。
该汽包汽水分离挡板工作机理如下：正常情况下，炉水在炉膛水冷壁内加热后，形成具有一定压力的汽水混合物，通过上升管进入汽包，在汽包内经底部惯性分离器引流，从图2左侧惯性分离器出口挡板引出到汽包，水汽出口在汽包内汽水分离器背面，蒸汽则从右上侧汽水分离器引出到饱和蒸汽管路。这样的水汽走向，使水冷壁上升管中带压力的水汽和汽包汽水分离器之间有一道物理隔离带，从而可有效防止水冷壁上升管的水汽与汽水分离器短路，从而有效进行水汽分离。然而图1裂缝的出现，正好破坏了水冷壁上升管的水汽走向，使得带压力的上升管来水与汽水分离器短路，大量炉水直接喷到汽水分离器，从而导致大量盐分直接随炉水进入饱和蒸汽，导致饱和蒸汽钠严重超标，这应该就是导致#3机高压饱和蒸汽严重超标的原因。
五、后续跟踪与影响评估
汽包内部裂缝经过重新焊接处理后，化学分部为了再次确认此次事故的对蒸汽管道积盐的情况，事后持续加强了#3机汽水品质跟踪监督和热力管道的监督检查。
1、9月6日—7日，化学分部继续对#3机凝结水、高压炉水、高压饱和蒸汽、高压过热蒸汽钠离子、pH、磷酸根进行了跟踪检测，使用离子色谱方法对水中微量氯离子进行了检测，发现蒸汽中没有磷酸根的存在，凝结水中的钠离子含量逐步降低至正常，凝结水氯离子含量也很低，相关检测数据如下表。
从上述数据反应，蒸汽管道已经基本干净，凝汽器海水泄漏不明显。
2、此后#3机组正常启停几十次，跟踪检查，饱和蒸汽和过热蒸汽钠离子小于3ppb（标准不高于5ppb），进一步证实蒸汽热力管道没有积盐。
3、2016年10月#3机组进行M级检修，对过热器管道进行割管检查，两根管样垢主要成分均为Fe2O3，次要成分为CrO3，盐分含量较少，没有磷酸盐沉积，再次证实此次高压汽包分离器裂缝发现及时，没有造成蒸汽管道积盐、结垢和腐蚀。
六、结论
通过后续跟踪检查，说明两点：
1、8月下旬凝结水钠离子升高原因确系#3机高压汽包汽水挡板裂缝造成故障。
2、后续跟踪评估发现#3机汽水分离故障发现及时准确、处理得当，没有造成蒸汽管道积盐、结垢和腐蚀。