浅谈海丰电厂加氧装置的调试、运行与维护

2016-08-12华润电力海丰有限公司广东省汕尾516600

低碳世界 2016年14期

吕　彬（华润电力（海丰）有限公司，广东省　汕尾　516600）

浅谈海丰电厂加氧装置的调试、运行与维护

吕彬（华润电力（海丰）有限公司，广东省汕尾516600）

锅炉给水加氧是目前解决超（超）临界锅炉受热面结垢和汽轮机通流部件沉积、腐蚀的先进处理工艺，也是大型火力发电机组实现节能降耗的有效措施之一。根据国内外有关电厂的运行经验，给水采用加氧处理可以解决直流锅炉给水含铁量较高、水冷壁管结垢速率偏大、锅炉压差上升过快以及精处理混床运行周期短等多方面问题。海丰电厂1号、2号机组分别于2015年7月、4月完成加氧调试。加氧后省煤器入口给水铁含量降低至1.0μg/L以下，下降70%以上；给水中氨的加入量减少了约50%，凝结水精处理混床氢型运行周期制水量延长一倍，树脂再生自用水量、再生酸碱用量以及废液排放量相应减少，有利于环境保护。

超超临界机组；给水；全挥发处理；调试；运行控制；维护

1　给水加氧目的与原理

给水采用传统还原性全挥发处理AVT（R）时，超（超）临界机组普遍存在的问题是给水系统、疏水系统的流动加速腐蚀（FAC）。

给水加氧处理主要目的是：抑制炉前给水系统的流动加速腐蚀，降低给水腐蚀产物含量，避免因给水携带大量腐蚀产物迁移至下游设备并沉积、结垢而产生的次生危害。

在给水传统 AVT（R）工况下，超（超）临界机组因给水系统流动加速腐蚀所带来的一系列危害主要体现在：

（1）给水系统FAC腐蚀较严重，腐蚀产物含量高，氧化铁沉积造成锅炉受热面结垢速率普遍偏高，影响机组换热效率，锅炉酸洗周期短。

图2　省煤器结垢　

图3　水冷壁结垢

图1　末级高加入口氧化铁沉积

（2）结垢造成锅炉压差上升过快，给水泵动力消耗增加，这也是目前超临界直流锅炉运行的普遍性问题，严重影响了大机组运行的经济性。

（3）氧化铁沉积容易造成某些机组节流孔、高加疏水调阀及减温水调阀等堵塞问题，影响机组正常运行。部分机组汽轮机叶片氧化铁沉积，造成汽轮机效率的下降。

图4　疏水调节阀堵塞　

图5　水冷壁节流孔沉积

图6　汽轮机叶片氧化铁沉积

总之，由于设备的腐蚀、结垢和积盐，将对发电机组的节能降耗和安全运行产生重要影响。这种影响是隐性的、慢性的。但对节能降耗影响是长期，有时是巨大的，因此有必要进行超超临界机组化学水工况的优化处理。

给水加氧技术的原理：在流动纯水条件下，加入适量的氧使碳钢表面形成一层均匀致密的保护膜，取代还原性工况下形成的疏松、多孔性磁性四氧化三铁氧化膜，降低金属腐蚀速率，达到抑制流动加速腐蚀的效果。同时，OT工况下形成的氧化物晶粒细小、致密，一方面有助于提高换热效率，另一方面改善了表面流态，降低系统阻力，减缓了锅炉压差的上升速率。两种工况下，超临界锅炉水冷壁金属氧化膜结构与形态对比如图7～8。

图7　传统AVT工况　

图8　加氧工况

2　调试过程

西安热工院于2015年4月10日开始对#2机组实施给水加氧调试（以#2机为例），其主要过程如下：

（1）AVT（O）工况下机组水汽品质查定

2015年4月10日～4月15日，对2号机组水汽品质进行全面查定。确定给水AVT（O）工况下机组水汽品质及其变化规律。重点查定项目包括水汽的氢电导率、阴离子含量及腐蚀产物铁含量等。

（2）给水加氧处理转换及氧量平衡过程

2015年4月15日，开始进行2号机组给水加氧转换试验，向精处理出口母管和除氧器出口下水管手动加氧。至4月25日，2号机组给水系统金属氧化膜的基本完成钝化。加氧转换期间监测水汽的氢电导率、阴离子及腐蚀产物铁含量变化情况。

（3）给水氧含量调整试验

机组加氧调试后期阶段，根据机组负荷变化调整加氧量，并密切监测热力系统水质变化。根据腐蚀产物含量变化情况进一步优化并确定给水加氧量控制范围。

（4）精处理运行优化调试

在加氧转换过程中，连续监测精处理混床不同运行状态（投运初期、氢型运行阶段、转型阶段）出水水质情况，包括氢电导率、电导率及阴、阳离子杂质含量等。在水汽品质满足加氧运行要求的情况下，确定精处理混床运行控制方式。

（5）给水加氧转换调试结果及分析

给水腐蚀产物铁含量的下降，是加氧处理工艺优越性特征之一，也是给水加氧处理效果的最直接体现。图9显示了不同给水处理方式下，2号机组水汽系统铁含量的变化。可以看出，加氧转换完成后，省煤器入口给水铁含量下降，平均值由7.5μg/L降低至0.4μg/L左右。

3　运行措施

（1）加氧处理条件和水质控制指标

①给水加氧处理条件

图9　号机组不同给水处理方式水汽系统铁含量平均值

a.机组负荷大于400MW，汽动给水泵投入运行，机组运行稳定。

b.凝结水全部经过精处理，凝结水精处理混床出口母管氢电导率小于 0.10μS/cm，省煤器入口给水氢电导率小于0.15μS/cm（机组正常运行，氢电导率不受取样管影响）。

c.给水加氧处理同时需要加氨处理，正常运行时采用精处理出口母管一点加入。

②溶解氧

省煤器入口给水溶解氧含量控制在能保证修复热力系统氧化膜范围内，控制范围为20～60μg/L，目标值30μg/L。

除氧器入口给水氧含量控制在30～100μg/L，期望控制值30～80μg/L。

注意：正常加氧运行中，手动改变加氧量时，1号机组除氧器入口溶氧表一般要等20min才有响应，2号机组除氧器入口溶氧表一般要等30min才有响应，省煤器入口溶氧表一般要等20min才有响应。

③pH值

省煤器入口给水pH值的控制范围为9.0～9.2，采用在精处理出口一点加氨方式来实现。由于给水pH的准确测定比较困难，建议通过除氧器入口的电导率来控制给水pH值，控制范围为3.0～4.5μS/cm，期望值在3.5～4.5μS/cm，目标值为4.0μS/cm。pH在线表测量值只作为参考。pH与电导率换算公式如下：