给水加氧在1030MW超超临界机组的应用实践

给水加氧在1030MW超超临界机组的应用实践

丁卫华[1]徐仕先[1]曹贵永[2]

丁卫华[1]徐仕先[1]曹贵永[2]

（[1]江苏方天电力技术有限公司211102[2]江苏新海发电有限公司222067）

摘要:本文介绍了1030MW超超临界机组投产后给水加氧处理技术的应用。详细叙述机组给水加氧的条件、转换过程、水汽指标的变化情况，以及加氧处理技术实施后水汽系统含铁量显著降低，精处理混床运行周期延长，加药量减少，效果显著。提高了机组运行的经济性和安全性。

关键词:超超临界；1030MW机组；给水加氧；含铁量

引言

随着我国电力工业的发展，大量的超临界、超超临界机组都采用了给水加氧技术并取得了显著的经济及安全效益。目前除了直流炉之外，汽包炉也开始使用给水加氧技术。加氧水处理技术和其它水化学工况相比有着显著的优越性：给水含铁量小，锅炉结垢速率低，延长锅炉酸洗周期；锅炉压差略有下降；给水处理所用化学药品用量大大减少，有利于环境保护，运行成本明显降低；给水pH降低，大大延长了凝结水精处理设备运行周期等。

机组概况

某电厂1030MW超超临界燃煤机组锅炉为3099t/h超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛塔式布置，全钢架悬吊结构的锅炉。自2012年11月投产，采用给水AVT(O)工况运行，发现凝结水及给系统存在明显的流动加速腐蚀，导致给水铁离子含量较高。根据机组要求，决定将给水处理方式由AVT(O)改为OT，以降低给水铁离子含量，降低凝结水和给水系统存在流动加速腐蚀。

给水加氧技术的实践过程

设备的简介

给水加氧设备由加氧汇流排、控制柜、管道和阀门组成。其作用是将氧气精确地加入到水汽系统。

加氧前的技术条件

水汽系统严密可靠，凝汽器无泄漏。凝结水、除氧器入口、省煤器入口及主蒸汽的氢电导率均小于0.10μs/cm。

热力系统不含铜部件，阀门和泵的密封材料满足给水加氧要求。

对水汽系统在线仪表进行校验，保证水汽系统在线仪表能准确投入运行。

凝结水进行100%精处理，控制混床出水电导率小于0.10μs/cm，钠小于3μg/L，二氧化硅小于10μg/L。

要求受热面的沉积量小于200g/m2，洁净的受热面表面有利于OT转化过程，也有利于形成保护膜。

加氧处理转化及氧平衡试验

控制除氧器入口溶解氧含量为30-60ug/L。加强监视除氧器入口、除氧器出口、省煤器入口、主蒸汽的溶解氧含量、氢电导和铁含量变化，若省煤器入口氢电导超过0.2μs/cm，调低加氧点的加氧量，待氢电导降低并稳定后再逐步提高该点的加氧量。在确保水汽氢电导不超过0.2μs/cm且铁含量不超标的前提下，可以逐步提高加氧点的加氧浓度(上限为100ug/L)。当除氧器入口氧浓度达到凝结水加氧点浓度的80%左右时，低压给水系统转换完成。

控制省煤器入口给水溶解氧含量为20-50ug/L，并保证省煤器入口氢电导不超过0.2μs/cm。当省煤器入口氧浓度达到除氧器出口加氧点浓度的80%左右时，高压给水系统转换完成。

维持省煤器入口给水溶解氧含量为20-50ug/L，直到主蒸汽溶解氧质量浓度测定值出现连续稳定后，监测高加疏水中溶解氧的质量浓度；当加热器疏水的溶解氧质量浓度大于10ppb后，整个锅炉水汽系统OT转换已经完全实现。在此期间，监测主蒸汽、再热蒸汽、高加疏水的氢电导率及铁含量等水汽品质指标的变化。

转换过程如下：

(1)2014年4月15日14:40从精处理加氧点向系统注入氧气，至17日15:28除氧器入口样浓度达到加氧点浓度的80%，低压给水系统转换完成。

(2)关闭除氧器排氧门，高低加汽侧排气门。至5月18日7:00省煤器入口氧浓度达到除氧器出口加氧点浓度的80%，高压给水系统转换完成。

给水加氧工况下pH值的调节

系统达到氧平衡后，运行72~96h后，逐步降低给水pH值，根据给水氢电导的变化控制pH，为减少腐蚀性阴离子对系统氧化膜的破坏。

给水加氧工况下的运行和监督

氢电导率的控制

在转化过程中，最重要的运行限制是给水的氢电导率。正常运行工况下给水的氢电导率应该小于0.15μs/cm，事实上它可以小于0.10μs/cm，但在OT的转化过程中，会超过0.15μs/cm。当氢电导率超过0.3μs/cm时，给水设备的腐蚀速率会显著增加。为保证在加氧期间不发生系统安全风险，氢电导建议维持在0.2μs/cm以下，当超过这个数值时，应降低氧的加入量直到氢电导正常。

氧浓度的控制

在系统中氧浓度的控制可以根据省煤器进口给水的氢电导率，在初始转换过程中可以加大氧的加入，氧加入量可以控制在60-100ug/L。在转化的过程中，给水氢电导如果超过限值时，应该降低氧的注入浓度，当低于这个限值时，可以增加氧的注入浓度。

氧化还原电位的变化

伴随着OT转化的进行，省煤器进口给水的电位从-300/400mv增加到+100/150mv.

水汽系统pH的控制

在最初加氧的时候，机组的PH保持在AVT的范围内，一直到确认机组系统的化学工况稳定和在受控状态（即氢电导率小于0.15μs/cm），机组给水的pH允许逐步降低。给水pH范围控制在8.5~9.0。

精处理运行方式控制

在OT转化完成以后，精处理设备运行方式是氢型运行。

高压和低压加热器排气门的控制

连续测量高压加热器疏水中的溶解氧浓度来决定加热器排气门的运行方式。高低加疏水有溶解氧出现时，应关闭排气门以维持疏水中的氧含量，同时为防止不凝结溶解性气体析出，也应定时开启排气门。

给水加氧工况处理的效果

水汽系统的铁含量

下图为机组不同给水处理方式下省煤器进口铁含量(μg/kg)

机组给水加氧处理后，水汽各取样点含铁量均有大幅度下降，随着氧化膜转换完毕，整个汽水系统的含铁量稳定在一个更低的水平，省煤器入口给水铁含量降低至约1.0μg/kg，除凝结水外，其它取样点的含铁量均降低至1.0μg/kg以下。

由于省煤器入口给水含铁量的大幅度降低，锅炉省煤器和水冷壁腐蚀产物的沉积量也将降低，从而大大延长锅炉的化学清洗周期。

精处理系统的运行周期

采用给水加氧处理后，给水pH降至9.0左右，汽水系统加氨量大大降低，混床的阳树脂保持活性的时间延长，混床运行周期增长，由原来周期制水量9万吨左右延长至23万吨左右，再生次数显著降低，每年减少再生次数96次，从而使精处理系统和化学制水系统药剂用量减小，排污处理费用降低，有利于环境的保护。

加氨量的减少

在机组处于稳定的OT运行工况，控制省煤器入口给水溶解氧含量在20~50μg/L之间，给水pH值调整在8.5~9.0之间。相比AVT(O)处理时凝结水、给水的加氨量减少至原来的1/4。

锅炉的结垢速率

锅炉的结垢量有两部分组成，自身腐蚀产物和给水带入的氧化物沉积。水冷壁管内表面在一定的热负荷条件下，会形成氧化膜，其厚度与热负荷的强度有关。氧化物也会随着给水源源不断的带入水冷壁受热面，在热负荷高的区域沉积下来，形成氧化铁垢，后者是结垢速率升高的主要因素。采用给水加氧处理，最大限度地降低氧化物在受热面的沉积速率，使水冷壁的结垢速率降低。2014年1月25日加氧前省煤器割管检查结垢量50.23g/㎡，结垢速率50.23/（㎡?a），2015年3月5日加氧后省煤器割管检查结垢量63.64g/㎡，结垢速率22.30g/（㎡?a），结垢速率明显降低。

锅炉的运行压差

给水加氧处理后，省煤器与水冷壁管金属表面形成致密、光滑和平整的氧化膜，锅炉的流动阻力减小，运行差压随加氧运行时间的增加而逐渐下降，机组效率提高。下表为加氧前和加氧五个月后的锅炉压差对照表，可看出锅炉的压差出现下降的趋势。说明锅炉的压差得到了有效的控制，将提高给水泵的运行效率。

结论

经过加氧转换处理试验，在机组成功实现了锅炉给水加氧处理工艺，达到了预期的目标和技术协议的规定。给水加氧处理，在热力系统防腐防垢，提高机组的安全性和经济性方面有着明显的优势。

参考文献

《常熟发电有限责任公司#1、#2机组给水加氧处理水汽品质查定机效果评价试验总结报告》国电热工研究院，内部资料，2002。

《华能伊敏发电厂#1、#2机组直流锅炉给水加氧处理技术报告》国电热工研究院，内部资料，2004。