在我国国民经济水平及高端制造业不断高速发展的大背景下，全社会用电量高速增长，高参数、高负荷机组的投运成为大势所趋。相应地基于安全性及经济性考虑，国家标准对于水汽品质的要求有了大幅提高，而凝结水精处理系统在火电厂水汽循环系统中扮演着保障机组安全稳定运行的重要角色。

凝结水精处理系统主要由前置过滤器、高速混床、分离再生塔等设备组成^[1]，其可以有效去除凝结水及锅炉补给水中的金属腐蚀产物、溶解性盐、二氧化硅等，防止溶解性盐和不溶杂质进入热力系统导致设备结垢和腐蚀。

随着凝结水精处理系统的大规模应用，由于运行操作及设备老化等原因，近年频繁出现诸如凝结水精处理树脂泄漏^[1]、高速混床偏流导致布水不均^[2]、混床树脂扰动^[3]等问题，严重影响了热力系统的水汽品质及机组安全。笔者对某220 MW超高压机组修后凝结水精处理树脂泄漏事故进行了原因分析并提出了处理措施，以期为机组运行中产生的相关问题提供判断和处理经验。

某电厂一期项目为2台220 MW超高压汽包炉，蒸汽压力13.5 MPa，炉水采用固体碱化剂磷酸三钠进行处理。汽轮机为超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷供热抽汽凝汽式汽轮机。凝结水汇至凝结水箱后由3台凝结水泵输送至凝结水精处理系统。每台机组配备2台高速混床，其后设有树脂捕捉器，失效树脂采用体外再生方式。该热力系统水质要求为凝结水中溶解氧≤100 μg/L, 氢电导率≤0.30 μS/cm，pH介于8.8~9.3。炉水pH应介于9.3~9.7；给水氢电导率≤0.30 μS/cm，pH介于9.2~9.4。

2019年10月该厂完成一期2号机组的相关大修工作，并投运该机组精处理系统。其间设备均正常运行，且水汽品质无明显变化，固体碱化剂加药泵高频率投入运行。10月14日运行人员交班后，基于各项水质情况正常，便停用了固体碱化剂加药泵。运行一段时间之后，炉水pH出现降低的情况，且下降明显，最低达到6.22，达到《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》（GB/T 12145-2016）中的水汽质量劣化三级处理要求，即pH < 7时应立即停炉。电厂随即采取应急措施，加大NaOH加入量以尽快调节pH至合格，同时加大锅炉排污量，并对异常水样进行了分析化验。

此次事故表面情况为炉水pH突降，而可能造成该情况的原因是多样的，常见的原因有：化学在线仪表故障，炉水加药不足，“磷酸盐隐藏”现象，补给水水质发生变化，凝汽器泄漏导致水质变差，凝结水精处理系统树脂泄漏^[4]等。故需对常见的可造成炉水pH降低的情况进行逐一分析排查。

由于此次事故事发突然，可考虑为化学在线仪表存在缺陷，导致炉水pH示值偏离标准值。用一体式化学仪表在线检验仪器对相关pH表计进行在线校验，发现各表示值均准确。故可排除化学在线仪表缺陷造成的影响。

根据运行报表可知，10月14日交班后运行人员停用了加药泵，以降低固体碱化剂磷酸三钠的使用量。期间炉水磷酸根维持在2 mg/L附近，pH下降至7附近，锅炉负荷并未有较大变化。随后，运行人员紧急采用加NaOH的方式调节pH至标准值9.5。

固体碱化剂对pH造成的影响主要有2个方面：一是“磷酸盐隐藏”现象，其多发生于高压以上锅炉中。高负荷运行时，因磷酸盐析出并沉积于水冷壁上导致炉水中的磷酸盐含量降低。但当锅炉负荷减少或停炉时，炉水中的磷酸盐浓度会升高并引起炉水pH的波动。根据运行工况描述，10月15日内机组并无较大负荷变动，故可排除“磷酸盐隐藏”造成的影响。另一方面是炉水中存在某种酸性离子影响了其pH。加药泵的长期高频率运行以及加药系统的控制只是遏制并隐藏了pH下降的趋势，当加药泵停用时，炉水pH表现出其实际值，从而暴露出该问题。排除化学在线仪表缺陷后，固体碱化剂加入量不足是导致pH降低的直接原因，也是其表象原因。

当补给水水质发生变化时，若其中TOC或COD较正常值偏高，在汽包高温高压的条件下可能会生成有机酸和无机酸，从而造成炉水pH降低。经查询水汽系统图，该厂一期2台机组采用母管制供水，补给水出现水质异常，将会影响2台机组的水汽品质。而1号机组水质始终正常，因此补给水水质的影响可以排除。

炉水pH下降的根本原因是显酸性的杂离子进入了水汽循环系统，常见的杂离子如Cl^-与SO₄^2-。随着炉水的不断浓缩，蒸汽的氢电导率会逐渐上升，并加快管路的腐蚀，如导致水冷壁“氢脆”爆管，及汽轮机叶片或隔板腐蚀。

通常情况下，Cl^-漏入的主要原因是随外界循环水等水质较差的工艺水进入热力系统，也可能是由于精处理混床阳树脂转化为RNH₄型或是树脂再生时所用碱纯度不足，导致Cl^-的泄漏^[5]。若混床树脂的分离再生效果差，则会导致交叉污染。阴树脂会在HCl的作用下转化为RCl型树脂，其与凝结水交换时反而会被其中的OH^-转换为ROH型树脂并漏出Cl^-，这些Cl^-将会以HCl或是NH₄Cl的形式进入水汽循环系统，NH₄Cl在炉水中会发生水解反应并生成HCl和NH₃·H₂O。NH₃·H₂O在汽相中的分配系数远大于HCl，其会分散于汽相中，HCl则会导致液相的pH大幅下降^[6]。

SO₄^2-的带入通常是由于凝汽器的泄漏或是树脂跑漏进入汽包分解为有机酸导致的。当凝汽器泄漏时，通常伴随着凝结水Ca²⁺、Mg²⁺等各项杂离子浓度的升高。部分电厂在火电厂超低排放改造项目中在脱硫段添加有MGGH系统，该系统通过利用烟气余热加热除盐水的方式达到烟气“消白”的作用。但当该系统泄漏时，会导致烟气中的SO₂/SO₃进入除盐水并带入SO₄^2-[7]。

根据电厂实际情况分析如下：首先该机组为直接空冷式机组，故不存在循环水泄漏情况。根据水质化验数据可知，炉水中Cl^-（40.8 μg/L）及其他杂离子浓度均在合理范围内，但SO₄^2-浓度（1 186.4 μg/L）远超正常值。而该机组并未配置MGGH系统，故SO₄^2-只应是由凝结水精处理段的树脂带入。

表 1为该问题机组10月14日至10月16日运行报表节选。

10月14日16：00交班后运行人员便停用了部分加药泵，观察炉水pH变化可以发现，其有明显的下降趋势；10月15日20：00采用NaOH处理后，炉水pH返回标准值。另外，凝结水精处理出口水质以及给水水质均合格，因此可判断水汽进入炉内后才发生劣化。

随后着重对凝结水精处理系统进行排查，发现除氧器出口、省煤器入口、炉水的取样间段一次表前置滤网中有大量树脂残留；同时拆开汽轮机低压缸减温水滤网发现，有大量树脂碎屑掉落，该减温水所采用的是凝结水。随后在树脂捕捉器及高速混床出水口处收集到大量完整树脂。因此，可以确认此次事故原因是凝结水精处理段树脂泄漏。

高速混床中的凝胶型苯乙烯系强酸阳离子交换树脂，这种树脂以酸性—SO₃H（磺酸基）为交换基团。在温度超过200 ℃时，—SO₃H会大量分解为SO₄^2-，同时产生大量无机强酸（H₂SO₄）以及低分子有机酸（苯磺酸、对羧基苯磺酸等）。

根据李志刚等的研究数据^[8]可知，氢型树脂在150 ℃时就会分解出酸性物质硫酸与低分子有机酸如乙酸，并随着温度的升高，该分解过程趋于完全。氢型树脂在310 ℃时1 h的分解产物的酸度为3.9 mol/L湿树脂。当较大量的树脂进入省煤器和锅炉后，其在高温高压的作用下会分解并生成H₂SO₄，进而使炉水pH降低，这一过程对炉水水质的影响尤为突出。

通常树脂泄漏的原因主要有以下几点：

（1）混床中的树脂机械强度较差，在较长时间较高压力或是不正常操作的条件下，可能会发生树脂破碎。一般情况下，树脂捕捉器的滤元T型绕丝缝隙为0.2 mm，细微的碎树脂有漏过并进入水汽系统的可能。但是该过程是一个持久性过程，短期且瞬间的炉水pH突降不可能在此条件下达到。若电厂经常出现树脂破碎情况，打开树脂捕捉器应能看到大量树脂碎末，混床内也应能观察到大量不完整树脂。通过更换更高机械强度的树脂，或在树脂捕捉器前后压差过大时及时检查可避免此种情况。

（2）当高速混床超压或是检修工作出现异常时，可能会造成树脂捕捉器内密封垫老化及高速混床出水水帽损坏，使得部分树脂穿过受损水帽及密封垫进入水汽循环系统。这种泄漏的特点是大量且可见。

（1）在确认出现树脂跑漏后，应立即运用旁路隔离问题混床并进行全面检查，检查重点包括高速混床及树脂捕捉器中的水帽是否完好并安装妥当，树脂捕捉器中的滤网是否有密封不足的情况，并对已经造成树脂污染的区域进行人工清理以减小后续影响。

（2）在设备大修期间应及时对相关物件进行检查更换，尤其在树脂捕捉器前后压差过大时，应着重检查高混水帽并进行及时更换。

（3）加强运行规程的有效落实，采用高纯度碱，提升混床树脂的分离再生效果，避免由于漏氯导致的水汽质量异常。

（4）在日常运行中应加强对各项参数的监盘管理，落实监盘管理制度，提高运行人员在紧急状况下的应变及处理能力。

（1）对某220 MW超高压机组修后出现的炉水pH降低的情况进行了可能原因分析，发现其根本原因是凝结水精处理段高混水帽损坏导致树脂漏入热力系统。

（2）在此次事故现场处理中，当发现炉水pH降低时，立即投加固体碱化剂对pH进行了调节，避免了对机组安全运行造成更恶劣的影响。

（3）炉水pH降低多与凝结水精处理段的故障相关，当发现树脂捕捉器前后压差大时，应立即隔离设备并进行全面检查。

（4）本次事故分析流程及相关方案可为以后的现场事故应急处理提供借鉴。