外高桥等电厂超临界机组给水加氧情况调研报告2页版

外高桥等电厂超临界机组给水加氧情况调研报告一前言兰溪发电厂共建4台600MW超临界直流锅炉机组，#1机组于2006年4月19日通过168小时试运投入商业运行，于2007年4月中停机进行检查性大修。在此期间机组给水一真采用AVT工况处理，其中2006年9月底前采用AVT（R）处理工况，之后停加联胺转为AVT（O）处理工况。在给水处理方式上，国内外研究及运行经验认为，直流锅炉给水进行加氧处理对防止炉前系统流动加速腐蚀、减缓锅炉管结垢速率、延长化学清洗周期等有较好效果，会带来明显的经济效益，因此兰溪发电厂也考虑将给水处理方式转换为加氧处理。但由于给水加氧处理在国内机组实施并不普遍，对给水处理工况转换、加氧运行控制方式、加氧运行后的实际效果等缺乏足够信息和经验，特别是国内对给水加氧是否会导致一些不良后果还存在较多争议。为了解真实可靠的信息，掌握第一手资料，由电厂工程部组织对国内几台已经和曾经实施加氧处理的机组进行了现场调研。此次参与调研成员包括兰溪电厂工程部、运行部，以及浙江电力试验研究院。调研的机组包括：上海石洞口第二发电有限公司2台600MW超临界机组；上海外高桥第二发电有限公司2台900MW超临界机组；江苏常熟第二发电有限公司3台600MW超临界机组；江苏镇江发电有限责任公司三期工程2台600MW超临界机组。调研时间：2007年5月21日~5月23日。二调研详细情况此次调研方向主要针对加氧时机选择，加氧转换过程、加氧期间水质变化、加氧后机组大修检查情况等方面，对曾经加过氧的机组重点调研停止加氧的原因。调研结果发现各厂的加氧情况各不相同，甚至同一厂的不同机组情况也有不同。2．1石洞口第二发电公司该厂两台600MW机组为我国最早的全进口超临界机组，机组在投产后最初未实施给水加氧，运行五年后锅炉酸洗一次，酸洗后开始进行给水加氧。实施加氧后给水铁含量明显改善，炉管结垢速率很低，锅炉运行差压上升不明显，自实施加氧后锅炉一直未进行过酸洗，至今运行10年。加氧后的高加水侧、省煤器管和水冷壁管内表面均呈现红色，与国外资料介绍现象一致。实验室管样在空气中放置几个月后仍未明显腐蚀迹象，反映出加氧钝化膜耐腐蚀性较强。该厂机组加氧并未对氧量实施精准控制，基本上手动调节控制给水氧量，给水氧量控制范围较宽，在50~300ppb之间。2．2外高桥第二发电公司#5、#6机组2．2．1机组概况#5、#6号机组锅炉汽机设备由西门子提供，锅炉为塔式结构，水汽循环系统为全铁系统。#5机组于2004年4月20日通过168小时考核，#6机组于2004年9月22日通过168小时考核。2．2．2转换给水处理方式的时机及时间#5、#6号机组整套启动调试和168小时考核期间给水进行加氨处理，2004年8月底开始对加氧设备进行调试，至11月基本以CWT方式处理。试生产阶段6号机组水汽品质较#5机组稳定，2004年8月底率先对#6机组实施加氧转换，至9月14日转换完成，转换时间半个月。#5机组于2004年11月初完成转换，AVT工况运行时间较#6机组长。2．2．3加氧转换期间氧量控制及水质变化转换期间控制加氧量在30~200μg/L，#6机组加氧转换期间未发现系统氢电导有明显变化，这可能与AVT工况运行时间短有关。转换为CWT工况后，给水pH值下调至8.5左右。系统中铁离子含量变化：凝结水铁离子含量最高，在2μg/L左右，其它均小于1μg/L。2．2．4凝结水精处理运行情况为保证加氧工况下给水水质，运行中控制精处理混床出水水质DD≤0.1μs/cm，Na+≤2μg/L，SiO2≤5μg/L，严于国标控制值。pH值下调后，系统加氨量下降50%以上，因此凝结水精处理混床周期制水量大大延长，在氢型运行条件下，周期制水量已从设计的25万吨提高到目前的35万吨。2．2．5加氧运行方式加氧点选择凝结水精处理出口，通过调整除氧器排气门控制给水溶氧量在规定范围，除氧器出口不再加氧。现场查看时#6机组给水水质如下：溶氧：55.4μg/LpH值：8.39氢电导：0.060μs/cm加氧量由PLC自动控制，氧气流量通过气体流量控制器调节，加氧量跟随凝结水流量自动调整。2．2．6加氧运行后的机组大修检查情况时间：管壁表面状态：除氧器、高加、省煤器管以及水冷壁管内表面呈红色，无氧腐蚀特征。膜表面通过显微观察对比，与AVT工况处理的管壁表面有明显差异，加氧工况下膜表面更加细密平整。蒸汽管道及汽轮机叶片氧化铁皮生成情况：#5、#6机组目前仍在进行加氧处理，机组从启动至今未发生过爆管事故，锅炉运行压差没有明显上升。2．3常熟第二发电有限公司2．3．1机组概况2．3．2转换给水处理方式的时机及时间#1机组在通过168小时考核三个月后（05年6月）开始加氧，之前给水一直采取加氨+联胺方式处理。转换过程采取了分段转换方式，先在凝结水精处理出口加氧，对凝结水系统进行转换，一天多后除氧器入口出氧，再在除氧器出口加氧对给水、省煤器、水冷壁进行转换，这一过程持续近三个月后蒸汽、疏水系统才出氧。持续时间如此长的原因厂方认为是加氧前准备工作不足，特别是系统严密性查定、取样系统清洁度检查等工作应在加氧前完成。2．3．3加氧转换期间氧量控制及水质变化在加氧转换初期加氧量偏大（约300μg/L），氢电导升高偏快，出现氢电导超标情况，在降低氧量后（50~150μg/L）情况好转。在过热器氧出现后将pH值下调。铁离子含量变化：给水铁由加氧前的8μg/L下降至4μg/L，疏水铁下降不明显。2．3．4凝结水精处理运行情况凝结水精处理混床出水主要控制氢电导小于0.12μs/cm。转换为CWT工况后，精处理混床周期制水量上升，由初始的5万吨制水量上升到40万吨。2．3．5加氧运行方式该厂采取两点加氧方式，即在凝结水精处理出口和除氧器出口同时加氧，除氧器排汽门微开。给水溶氧控制在50~100μg/L，但疏水溶氧量不到30μg/L，未达到加氧导则要求的大于30μg/L要求。加氧控制没有实施自动调节，原因是自动调节时溶氧量波动较大，特别是在负荷变动导致加氧点背压变化的情况下，会现出加氧量突增或突减的情况。厂方认为是与加氧管道太长有关，由于气体有较大的压缩性，背压增加时，加氧管道需要时间蓄压，而背压降低时加氧管道内的氧又会突然释放到系统内。目前该厂加氧由运行人员根据给水氧量进行软手操调节。2．3．6加氧运行后的机组大修检查情况06年10月#1机组进行大修。大修检查结果：除氧器、高加内表面为红色，与其它加氧机组情况相同；省煤器管红色氧化性膜有一些，水冷壁还没有出现给水加氧处理的特征。根据垢量分析结果，省煤器、水冷壁被评为一类设备。过热器管和再热器管均有氧化皮生成，在实验室内的再热器管样还有氧化铁皮剥落的情况。#1~#3机组目前都在进行加氧处理，厂方反馈锅炉压差未见明显上升。2．4镇江高资电厂#5#6机组2．4．1机组概况华润高资电厂＃５＃６机组锅炉汽机分别由上锅上汽厂提供，锅炉切圆燃烧。＃５机组０５年７月１２日通过１68小时考核投产，#6机组05年10月11日投产。2．4．2加氧转换过程#5机组在投产近半年后开始加氧，05年12月初停加联胺，至月底水汽铁含量稳定，12月29开始加氧，1个月后蒸汽出氧。#6机组06年5月底停联胺，铁、氢电导均良好，6月8日开始加氧，半月后蒸汽出氧。2．4．3加氧转换期间氧量控制及水质变化转换期间给水氧量控制在50~100μg/L，后为加快转换速度，控制上限调高至200μg/L。转换过程中，铁离子含量有波动，这种波动与机组负荷变化以及取样管清洁程度有关。氧量波动控制方面偶尔也有超过300μg/L的情况。加氧前后铁离子分析数据对比没有发现明显变化，但该厂铁分析方法为比色法，在铁含量较小的情况下分析精度不够，误差也较大，因此分析数据不一定能真实反映出变化情况。2．4．4凝结水精处理运行情况凝结水精处理混床出水主要控制氢电导小于0.10μs/cm。转换为CWT工况后，精处理混床周期制水量可以达到50万吨。2．4．5加氧运行方式采取两点加氧，加氧量自动控制，加入量跟随对应流量调节，对应溶氧含量反馈作微调。2．4．6加氧运行后的机组大修检查情况#5炉割管检查情况良好，给水系统及省煤器水冷壁管成膜情况符合加氧后状态，过热器、再热器、主所阀等高温汽侧设备氧化铁皮厚度有脱落情况尚好。#6机组氧化铁皮情况相比#5机组要严重的多。2．4．7停止加氧的原因及停加氧后的给水处理#6机组于06年9月发生了再热器氧化铁皮堵塞爆管，而且再启动后一直状态不好，温度控制稍高就会发生爆管情况，在这种情况下厂方领导认为可能与机组加氧有关，因此停止加氧处理。#5机组一直未发生爆管事故，但也于06年11月停止加氧。经询问，该厂锅炉运行过程中有过超温情况，而且对基建阶段的化学监督、锅炉超温等没有记录，因此#6锅炉经常爆管的原因我们仍未清楚。停加氧后两台机组均采取加氨处理方式，即AVT（O）。停加氧后水汽品质没有发现明显变化。