（华能国际电力股份有限公司玉环电厂浙江省玉环市317604）
摘要：通过对某电厂西门子1000MW超超临界汽轮发电机组启动上水过程中水质变化进行初步分析和探索，本文结合启动过程的运行实际数据，梳理启动水质各主要含量指标变化情况，简单浅析和归纳，有助于进一步分析和探究1000MW机组启动过程中相关系统运行情况。
1.某电厂1000MW超超临界汽轮发电机组概述
1.1汽轮机部分
1.1.1汽轮机概况
某电厂汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的1000MW超超临界汽轮发电机组，型号为N1000-26.25/600/600（TC4F），额定功率1000MW，最大出力1049.8MW。型式为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。从汽机向发电机看，顺时针转向。
1.2锅炉部分
1.2.1锅炉概况
某电厂4×1000MW锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进日本三菱重工业株式会社技术制造的超超临界变压运行直流锅炉，型号为HG-2953/27.46-YM1。采用П型布置、单炉膛、低NOXPM主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切圆燃烧方式。炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统一次中间再热系统。调温方式除采用煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神府东胜煤和晋北煤。锅炉设计为带基本负荷并参与调峰。在30%至100%负荷范围内以纯直流方式运行，在30%负荷以下带循环泵的再循环方式运行。
2.某电厂1000MW超超临界#1汽轮发电机组启动主要过程（文中简称“#1机组”）
1、凝汽器上水：
自9月22日停机以来至本次启机，保持#1机组凝汽器水位正常，未进行热井放水。此次启机过程，对凝泵入口滤网进行清洗，清洗发现较多杂质。
2、除氧器上水（历时3小时）
（1）开始时间：10月1日10:00，投入混床，给除氧器上水，并对三台给水泵注水排气•
（2）结束时间：10月1日13:00，除氧器上水结束，退出混床。
3、高加注水：（历时3小时20分钟）
（1）开始时间：10月2日4:50，开始对高加，利用除氧器静压注水。（2）结束时间：10月2日8:10，关闭#1机高加水侧放气门，注水结束。
4、锅炉上水（历时2小时5分钟）
（1）开始时间：10月2日09:15化学通知，#1机精处理混床已投运正常，#1炉启动电泵，锅炉开始上水，进行冷态冲洗。（2）结束时间：10月2日11:20#1炉汽水分离器见水，注水完毕。11:48通知设备部进行查漏，回告#1锅炉没有泄露，继续进行大流量冷态冲洗。
10月2日14:00收到化验水质报告，不合格。对#1机组持续进行大流量冲洗换水，在此过程中，通过开启#1机组凝结水母管放水放气门排水，5号低加水侧出口排水电动门进行排水，且加大给水流量，提高汽水分离器高液位，通过WDC阀开启，排放换水。
5、#1机组点火及并网
10月2日20:40#1炉炉水水质合格，启动1A制粉系统，锅炉点火。10月3日15:25#1机组并网。（自10月3日19:00开始在#1机循泵入口加锯末5袋）
3.水质分析（根据化验报告）。
1.凝泵出口水质
#1机组凝泵出口钠离子，锅炉点火后，以及机组并网后均有一波上升趋势，且目前仍然偏高，实际值在60μg/L附近，一直大于标准值5μg/L，凝水电导目前在1.5μs/cm附近，按照凝汽器钛管泄漏技术措施执行，自10月3日19时，开始在循泵入口加锯末5袋，截至4日23点，观察凝水水质没有明显变化。
#1机组凝泵出口二氧化硅，锅炉点火前满足水质要求，但在锅炉点火后，有一波快速升高，随后逐渐降低，目前二氧化硅已经趋于稳定，基本保持10μg/L以下了。
#1机组凝泵出口全铁，点火前满足水质要求，但在锅炉点火后，有一波快速升高，随后逐渐降低，在机组并网前，水质良好，并网后又一波全铁上升，目前含铁已逐渐下降，保持在10μg/L以下了。
2.除氧器入口水质
#1机组除氧器入口钠离子，在锅炉点火前，混床3台（1台备用）已投入正常，满足水质要求，在锅炉点火及并网后，基本稳定在5μg/L以下。
#1机组除氧器入口二氧化硅，在锅炉点火前，混床3台（1台备用）已投入正常，满足水质要求，在10月3日上午有一波增加，并网前及并网后，含量均稳步下降，目前基本稳定在5μg/L以下。
#1机组除氧器入口全铁，在锅炉点火前，混床3台（1台备用）已投入正常，满足水质要求，在10月3日上午有一波增加，并网前及并网后，含量均稳步下降，目前基本稳定在10μg/L以下。
3.省煤器入口水质
#1机组省煤器入口钠离子，自锅炉点火以来，一直满足水质要求。
#1机组省煤器入口二氧化硅，在锅炉点火前，满足水质要求，点火后有一波增加，在并网以后逐渐下降并趋于稳定，目前基本稳定在5μg/L以下。
#1机组省煤器入口全铁，在锅炉点火前，满足水质要求，点火后有一波增加，在并网以后逐渐下降并趋于稳定，目前基本稳定在10μg/L以下。
4.汽水分离器水质
#1机组分离器水质含钠，二氧化硅及全铁，在锅炉点火前，满足水质要求，点火后有一波轻微增加，在并网后逐渐趋于稳定，一直满足水质要求。
5.过热器蒸汽品质
1、对于凝汽器来说，有一波水质变差的过程水，可能原因：
1）锅炉点火后，高低旁路开启，机组真空已建立，将炉侧过热器等内汽水吸收进凝汽器，相比较于点火前，上水通过排水门至机组排水槽，并未建立相应汽水循环，初步推断经过检修的过热器等可能存在杂质污染水质。2）对停机后的各部件金属管壁等，可能存在铁锈，氧化皮等杂质，在锅炉点火后，随着机组主蒸汽压力温度的逐步提高，推测杂质、氧化皮等带入凝汽器，可能引起点火后有一波水质变差情况。3）凝汽器水质（凝泵出口）自锅炉点火以来，钠离子和电导一直偏高，推断凝汽器钛管大概率存在泄漏的可能。4）鉴于机组真空建立，存在吸入杂质进入凝汽器的可能，4日中班，对凝泵坑水位，手启排水泵，让凝泵坑液位保持较低液位，观察水质无明显变化，初步排除凝泵坑杂质进入热井。5）10月3日，对凝补水箱进行化验水质，水质情况未见异常，初步排除凝补水箱污染来源的可能。
2、此次机组停运期间，高加也进行放水消缺工作，锅炉点火后，2号高加随炉启动，相关管道排水至危疏，部分排至除氧器。可能对除氧器造成污染，2号高加启动后，凝泵入口滤网差压也有所增加。
3、如果是省煤器和汽水分离器存在杂质，则水质不合格，不能满足点火启动要求。
4、引风机小机排汽，据以往经验，排汽管道等可能会对水质造成影响，3日夜班，将引风机小机排汽切至大气，观察凝水电导和给水电导有所降低，推测可能相关管道对水质有影响。
4.启动过程水质变化可能原因浅析
1、凝汽器钛管泄漏，凝汽器热井内停机后存水水质不合格。2、除氧器水质不合格。3、辅汽汽源不合格。4、引风机小机排汽管内杂质等进入凝汽器。5、锅炉检修的过热器等管壁内杂质等。6、凝汽器真空系统存在泄漏。
6.论文总结
本文结合机组启动过程的运行实际数据，梳理启动水质各主要含量指标变化情况，进行简单浅析和归纳，并给出了运行建议，有助于进一步分析和探究同类别1000MW机组启动过程水质变化情况排查和处理，有利于实现1000MW超超临界汽轮发电机组安全快速启动。