热力发电

项目	等级
总氮（N）	≥46.4	≥46.0
缩二脲	≤0.5	≤1.0
水分	≤0.3	≤0.7
铁（以Fe计）	≤0.000 5	≤0.001 0
碱度（以NH₃质量分数计）	≤0.01	≤0.03
硫酸盐（以SO₄^2–计）	≤0.005	≤0.020
水不溶物	≤0.005	≤0.040

项目	等级
总氮（N）	≥46.4	≥46.0
缩二脲	≤0.5	≤1.0
水分	≤0.3	≤0.7
铁（以Fe计）	≤0.000 5	≤0.001 0
碱度（以NH₃质量分数计）	≤0.01	≤0.03
硫酸盐（以SO₄^2–计）	≤0.005	≤0.020
水不溶物	≤0.005	≤0.040

水样	电导率/(µs·cm^–1)	ρ(Na⁺)/(µg·L^–1)	ρ(Cl^–)/(µg·L^–1)	ρ(∑Fe)/(µg·L^–1)
凝结水	22.4	1 290	7 100	2
给水	26.4	1 120	13 550	4
主蒸汽	28.8	995	9 940	3
再热蒸汽	26.1	125	10 650	2

水样	电导率/(µs·cm^–1)	ρ(Na⁺)/(µg·L^–1)	ρ(Cl^–)/(µg·L^–1)	ρ(∑Fe)/(µg·L^–1)
凝结水	22.4	1 290	7 100	2
给水	26.4	1 120	13 550	4
主蒸汽	28.8	995	9 940	3
再热蒸汽	26.1	125	10 650	2

元素	C	Na	Cl
数值	21.47	34.58	43.96

元素	C	Na	Cl
数值	21.47	34.58	43.96

水汽系统积盐问题分析及处理

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文慧峰 ¹ , 张兆 ² , 韩涛 ³ , 位承君 ¹

热力发电 | 发电技术论坛 2024,53(3): 161-166

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水汽系统积盐问题分析及处理

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文慧峰¹, 张兆², 韩涛³, 位承君¹

作者信息

^1.西安热工研究院有限公司，陕西　西安　710054

^2.西安益通热工技术服务有限责任公司，陕西　西安　710054

^3.华能国际电力股份有限公司日照电厂，山东　日照　276800

文慧峰（1981），男，高级工程师，主要研究方向为火电厂设备防腐防垢技术，wenhuifeng@tpri.com.cn。

Research and treatment of salt accumulation in the water and steam system of a power plant

Huifeng WEN¹, Zhao ZHANG², Tao HAN³, Chengjun WEI¹

Affiliations

^1.Xi’an Thermal Power Research Institute Co., Ltd., Xi’an 710054, China

^2.Xi’an Yitong Thermal Technology Service Co., Ltd., Xi’an 710054, China

^3.Huaneng Power International Rizhao Power Plant, Rizhao 276800, China

出版时间: 2024-03-25 doi: 10.19666/j.rlfd.202310145

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摘要

收起

尿素水解制氨技术已广泛应用于火电机组脱硝还原剂的制备。然而，若出现尿素质量不合格，尿素水解器发生泄漏以及水解器疏水回用至凝汽器的情况，会对热力系统造成巨大危害。对某燃煤机组尿素水解器泄漏致水汽系统严重积盐及过热器爆管进行了分析，并提出了补充处理方案。实施后机组各项水汽指标均达到《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145—2016）要求，为水汽系统积盐的原因分析及处理提供了解决方案。

关键词

尿素水解器 / 泄漏 / 汽轮机 / 水汽系统 / 积盐 / 水冲洗

Abstract

收起

The urea hydrolysis technology for ammonia production has been widely used in the preparation of denitration reducing agents for thermal power units. However, if the quality of urea is not up to standard, the urea hydrolyzer will leak, and the drainage from the urea hydrolyzer will be reused in the condenser, which will cause great harm to the thermal system. The article analyzes the serious salt accumulation and superheater tube explosion in the water and steam system caused by the leakage of a urea hydrolyzer in a coal-fired unit, and proposes a solution to the salt accumulation problem. The problem has been successfully solved, after the unit is started, all quality criterion of water and steam meet the requirements of Quality Criterion of Water and Steam for Power Plant and Steam-generating Equipment (GB/T 12145—2016). This article provides a solution for analyzing and treating the cause of salt accumulation in the water and steam system for reference.

Key words

urea hydrolyzer / leakage / steam turbine / water and steam system / salt accumulation / water flushing

引用本文

文慧峰, 张兆, 韩涛, 位承君. 水汽系统积盐问题分析及处理. 热力发电, 2024 , 53 (3) : 161 -166 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202310145

Huifeng WEN, Zhao ZHANG, Tao HAN, Chengjun WEI. Research and treatment of salt accumulation in the water and steam system of a power plant[J]. Thermal Power Generation, 2024 , 53 (3) : 161 -166 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202310145

正文

收起

火电厂机组水汽品质直接影响机组的安全、经济、稳定运行。《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145—2016）^[1]对机组运行的水汽品质做了明确要求。不合格的水汽品质会引起热力系统污染或积盐，尤其是过热器、再热器及汽轮机积盐，会导致热力设备腐蚀损伤，甚至导致机组被迫停机^[2-7]。国内曾发生多起因水汽品质控制不当引起的停机事故，引起机组水汽品质变化的因素较多，如凝汽器循环水漏入，不合格疏水回用，负压系统空气漏入，补水带入等^[8-11]。近年来，尿素水解制氨技术凭借其安全性好、能耗低、运行维护工作量小等优点得到广泛应用^[12-16]。然而，因尿素水解车间运行控制不当、设备腐蚀损伤等也引发了机组运行事故。本文结合某电厂因尿素水解器泄漏引发的过热器、再热器及汽轮机积盐和爆管事故，对事故原因进行了分析，提出了解决方案，实施后彻底解决了积盐问题。

1　情况介绍

收起

某火电厂超临界350 MW燃煤机组尿素水解器于2022年5月发生泄漏。泄漏前监测到省煤器入口pH值达10，降低给水加氨泵流量，pH值仍未下降。监测给水水质硬度0，SiO₂质量浓度70.000 µg/L，铁质量浓度4.000 µg/L，铜质量浓度0.927 µg/L。随后巡检发现，尿素车间刺激性气味大，判断尿素水解器发生泄漏，遂停止疏水回收至凝汽器，因疏水箱疏水回收至凝汽器，造成凝结水、给水pH值偏高。之后，机组引风机电流大幅上涨，炉管泄漏多点报警，现场检查确认炉右前屏过热器处声音较大，判断为炉管泄漏。停炉后进入锅炉水平烟道检查发现前屏过热器（屏过）后半排从炉右至炉左第1屏、从炉后至炉前第10根管的前屏过热器上方第1道夹持管下方约2 m处有爆口，首爆口上方约100 mm处管道断裂。消缺完毕机组点火启动，锅炉疏水水质化验合格（铁质量浓度90 µg/L，硬度0）；汽轮机冲转，蒸汽品质化验合格（SiO₂质量分数15.600 µg/kg，铁质量分数5.000 µg/kg，钠质量分数17.900 µg/kg，铜质量分数1.152 µg/kg）。机组并网后负荷升高至95 MW，出现后屏过6、8、10点壁温异常，分别为580、590、584 ℃，比其他管壁测点偏高约100 ℃。

经过升降负荷试验初步分析判断管子有堵塞，若继续运行存在爆管风险，限制负荷95 MW，并向调度申请停机。

此次事故因尿素水解器内尿素溶液经蒸汽疏水系统漏入凝汽器，从而引起机组水汽品质严重恶化，导致低压给水系统、高压给水系统、省煤器系统、水冷壁系统、启动分离系统及其相关管路严重污染，同时，也导致过热器系统、再热器系统、汽轮机及其相关管路严重积盐，以及过热器爆管事故。

尿素水解器停运后对其换热管进行了外观检查，结果如图1所示。由图1可见，换热管存在严重腐蚀损伤，其中有1处换热管发生断裂。机组停机后对过热器、再热器及汽轮机进行检查，结果如图2—图4所示。由图2—图4可见，过热器发生爆管，同时过热器、再热器和汽轮机有大面积积盐。

2　积盐发生的原理及危害

收起

机组汽系统及汽轮机积盐发生的原因有：1）与盐分在蒸汽中的溶解度有关，一般情况下，蒸汽参数越高盐分在蒸汽中的溶解度越大，即蒸汽的溶解携带能力越强；2）也与盐分在水系统中的含量有关^[17-18]。盐分随着水汽转化被溶解携带进入汽系统，随着蒸汽在过热器系统、汽轮机及再热器系统内的流动，蒸汽压力越来越低，尤其是蒸汽进入汽轮机膨胀做功时，蒸汽参数迅速下降，蒸汽溶解携带盐分的能力不断降低。过饱和盐分就会结晶沉积在汽系统及汽轮机的不同部位，发生积盐现象。当炉水中盐分含量较高时，就会发生大面积积盐事故。因此，控制水汽品质至关重要。

机组运行期间，过热器、再热器发生积盐，会造成换热管通流面积的减小，使换热管温度升高，严重时会发生超温爆管事故；汽轮机通流部分积盐会严重影响汽轮机通流部件的工作性能，降低汽轮机效率^[18]，如果汽轮机积盐剥落，汽轮机内部构件就可能变得粗糙，进一步降低汽轮机效率。通流部分积盐还危及机组的安全稳定运行，盐类物质沉积在隔板喷嘴上，会增大隔板的弯曲应力；盐类物质沉积在叶片上，会增大隔板的轴向推力，使推力轴承过负荷，严重时造成动静部分发生摩擦、碰撞。另外，汽轮机叶轮轮周积盐不均匀会影响转子的平衡，使汽轮机振动加大，甚至引发严重事故。机组停运期间，由于积盐的吸湿作用，加速了设备腐蚀损伤，进而降低了设备使用寿命，增加了机组安全运行的风险。

3　积盐原因分析

收起

尿素化学式是CH₄N₂O或CO(NH₂)₂，由碳、氮、氧、氢组成的有机化合物，是一种白色晶体，易溶于水，在一定的条件下水解可产生NH₃。尿素水解制氨技术已广泛应用于火电机组脱硝还原剂的制备，其原理为：质量分数40 %～60 %的尿素溶液被输送到尿素水解反应器内，蒸汽通过盘管方式进入水解反应器，蒸汽不与尿素溶液混合，通过盘管回流，冷凝水由疏水箱、疏水泵回收。水解反应器内的尿素溶液气液两相平衡体系的压力为0.48～0.60 MPa，温度为136～160 ℃，水解反应器中产生出来的含氨等产物经计量模块后由氨喷射系统进入烟气脱硝系统，尿素水解反应方程式为：

CO (NH 2) 2 +H 2 O → NH 2 COONH 4 → 2NH 3 ↑ +CO 2 ↑

(1)

国家标准《尿素》（GB/T 2440—2017）^[19]对工业用尿素的要求（表1）：火电机组脱硝系统使用合格的尿素原料时，即使尿素水解器发生泄漏导致尿素溶液漏入凝汽器，也只会引起机组水汽品质的恶化，短期内并不会造成大面积水汽系统积盐现象以及爆管事故。

尿素水解器发生泄漏后，该机组水汽取样分析结果见表2。由表2可见，水汽中Na⁺、Cl^–质量分数严重超标。对锅炉爆管处取样进行元素分析，Na元素和Cl元素总量占78.54%，分析结果见表3。根据表2、表3分析结果可以判定，积盐的主要成分为NaCl。为了进一步判定NaCl来源，结合尿素水解器泄漏情况，对该机组制氨原料尿素取样分析，发现原料中NaCl质量分数为15%。正常运行情况下，尿素水解器管侧为蒸汽，壳侧为尿素溶液，蒸汽疏水经扩容器回收至凝汽器进入机组水汽系统。由于换热管发生断裂，尿素溶液随蒸汽进入疏水扩容器，再回收进入凝汽器，污染机组水汽系统，同时大量盐分NaCl进入水汽系统，最终造成水汽系统大面积积盐并发生爆管，致使机组无法正常运行。

综上分析，造成此次事件的主要原因是水解制氨系统使用的原料尿素产品质量不合格。NaCl质量分数15%的尿素原料一方面大大提高了尿素水解器内尿素溶液的腐蚀性离子Cl^–的含量，从而加速了尿素水解器换热管腐蚀破坏；另一方面，因尿素水解器泄漏随疏水回用至凝汽器，造成了机组水汽系统严重污染。

4　水汽系统积盐解决方案

收起

通过检查发现过热器、再热器、汽轮机及其相关管路均发生了不同程度的积盐，积盐量大、涉及范围广。由于火电机组水汽系统结构复杂、支管路众多，一旦发生大面积积盐，后果不可估量，且处理难度大，必须制定系统的、可行的处理方案。根据文献[20-25]，汽轮机积盐的处理方式有湿蒸汽或近饱和蒸汽携带冲洗、揭缸人工水冲洗、喷砂等，其他系统积盐以注水冲洗为主。结合该机组发生大面积积盐的成因及电厂实际情况，依据积盐NaCl在水中溶解度高的特性，制定了详细的积盐冲洗方案，通过机组停机冲洗和启动冲洗相结合的方式，彻底解决了该机组大面积积盐问题。

4.1　停机冲洗方案

为了抑制水冲洗后设备锈蚀，要求冲洗水pH值控制在9.5~10.5。为了提高冲洗效率，要求除盐水补水电导率小于0.4 µs/cm（25 ℃），二氧化硅质量浓度小于10 µg/L。该方案对凝结水系统、锅炉给水系统、过热器系统、再热器系统、汽轮机、抽汽管路及加热器汽侧采用不同的冲洗方式。

1）凝结水系统冲洗

通过正常除盐水补水回路，对凝结水系统凝汽器热井、凝结水泵、轴封加热器、低压加热器水侧、除氧器及其相关管路依次进行冲洗，监测各放水点Na⁺质量浓度，冲洗终点为Na⁺质量浓度小于10 µg/L。冲洗合格后依次打开各支路放水阀对死区进行冲洗。此外，考虑到凝汽器热井和除氧器水容积大的特性，采用直接补水外排的方式冲洗。

2）锅炉给水系统冲洗

凝结水系统冲洗合格后，按照锅炉上水回路，对给水泵、高压加热器、省煤器系统、水冷壁系统、启动分离系统及其相关管路依次进行冲洗，监测各放水点Na⁺质量浓度，冲洗终点为Na⁺质量浓度小于10 µg/L。冲洗合格后依次打开各支管路放水阀对死区进行冲洗。

3）过热器系统、再热器系统冲洗

冲洗范围包括过热器系统、再热器系统、减温水管路、高低压旁路系统以及相关管路。为了防止过热器、再热器系统因冲洗措施不当，发生氧化皮堆积堵塞，同时将已脱落的氧化皮冲洗携带出，通过外加的临时系统，采用临时清洗泵对过热器系统、再热器系统分别进行大流量水冲洗。过热器冲洗回路为除氧器→下降管→清洗泵→临时管道→主蒸汽管道→各级过热器→启动分离系统→临时排放管→排放系统；再热器冲洗回路为除氧器→下降管→清洗泵→临时管道→再热热段管道→高温再热器→低温再热器→再热冷段管道→临时排放管→排放系统。冲洗过程中对疏放水、仪表等死区进行冲洗。冲洗水温度控制在50~80 ℃交替进行，采用变压、变流量冲洗，通过监测过热器和再热器的壁温情况，防止过热器和再热器换热管因氧化皮堆积发生局部堵塞。同时，在各级过热器和再热器排气位置监测Na⁺质量浓度，冲洗终点为Na⁺质量浓度小于20 µg/L。经大流量冲洗后，过热器系统Na⁺质量浓度小于20 µg/L；再热器系统Na⁺质量浓度小于10 µg/L。

4）汽轮机积盐揭缸处理

对高压缸、中压缸、低压缸通流部分实施了喷砂和水冲洗处理；汽轮机其他部件打磨处理；对高、中压导汽管进行注水冲洗。冲洗终点为Na⁺质量浓度小于20 µg/L。

5）抽汽管路及加热器汽侧

抽汽管路及加热器汽侧采用注水冲洗。冲洗终点为冲洗水Na⁺质量浓度小于20 µg/L。

4.2　机组启动冲洗方案

由于机组水汽系统结构复杂、系统庞大，难免会出现冲洗不彻底的情况。经过停机期间的水冲洗处理之后，为确保机组正常启动和水汽品质快速达标，机组启动期间采取了以下措施。

1）机组启动期间，除凝汽器正常补水外，外系统疏水暂不回收利用。

2）机组启动期间，加强系统排污和死区的冲洗，加强各取样点Na⁺质量浓度的监测。

3）机组冷态冲洗合格后，提前将凝结水精处理系统100%投入运行，系统残留的盐分通过凝结水精处理系统进行吸收处理，阴阳离子树脂及时再生，确保氢型运行。

4）预留机组启动时间，适当延长热态冲洗、冲转并网时间，以尽快去除系统内残余盐分。

5　处理效果

收起

机组启动冷态冲洗、热态冲洗、冲转、并网运行过程中，水质随着负荷提升及相关设备投运，出现反复波动的现象。分析原因为机组系统内残留少量盐分缓慢溶解后造成的水质污染，机组启动过程中Na⁺质量浓度随时间变化曲线如图5—图8所示。冷态冲洗采取外排方式进行，热态冲洗采取外排和投运凝结水精处理系统进行，冲转、并网运行过程主要采取投运凝结水精处理系统进行。凝结水精处理系统在机组点火后即投入运行，该过程中对失效混床进行及时再生，机组启动水质可控，符合预期，积盐问题得到解决。

6　结论及建议

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1）加强尿素水解器使用的尿素监督检验。符合国家标准的尿素原料不仅可以降低尿素水解车间设备的腐蚀损伤，同时也是防止因尿素水解器泄漏而造成机组水汽系统污染的根本手段。

2）设备停运检修时，对制氨设备进行化学检查，及时掌握设备腐蚀情况，评估设备状态，尤其是尿素水解器的检查评估，防止发生泄漏事故。

3）对尿素制氨车间蒸汽疏水的品质进行监督，增加在线检测仪表如电导表，可设置报警装置，同时定期进行人工检测，以避免因在线检测仪表失准而造成误判。不符合要求的疏水严禁回收至凝汽器，做到泄漏后及时发现、及时治理。

4）通过对过热器系统、再热器系统大流量水冲洗，即可有效去除系统内积盐，也可清出系统内已脱落的氧化皮，避免了氧化皮堆积堵塞问题，降低了机组运行风险。

5）通过机组停机水冲洗和启动冲洗相结合的方式，有效解决了机组大面积积盐问题，确保了机组正常启动。机组并网后，各取样点Na⁺质量浓度快速达到了《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145—2016）要求，机组得以可靠运行。

参考文献

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文献

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2024年第53卷第3期

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doi: 10.19666/j.rlfd.202310145

接收时间：2023-10-12
首发时间：2025-12-31
出版时间：2024-03-25

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收稿日期：2023-10-12

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作者信息

^1.西安热工研究院有限公司，陕西　西安　710054

^2.西安益通热工技术服务有限责任公司，陕西　西安　710054

^3.华能国际电力股份有限公司日照电厂，山东　日照　276800

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

项目	等级
项目	优等品	合格品
总氮（N）	≥46.4	≥46.0
缩二脲	≤0.5	≤1.0
水分	≤0.3	≤0.7
铁（以Fe计）	≤0.000 5	≤0.001 0
碱度（以NH₃质量分数计）	≤0.01	≤0.03
硫酸盐（以SO₄^2–计）	≤0.005	≤0.020
水不溶物	≤0.005	≤0.040