淺談海豐電廠加氧裝置的調試、運行與維護

呂　彬（華潤電力（海豐）有限公司，廣東省　汕尾　516600）

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淺談海豐電廠加氧裝置的調試、運行與維護

呂彬（華潤電力（海豐）有限公司，廣東省汕尾516600）

鍋爐給水加氧是目前解決超（超）臨界鍋爐受熱面結垢和汽輪機通流部件沉積、腐蝕的先進處理工藝，也是大型火力發電機組實現節能降耗的有效措施之一。根據國內外有關電廠的運行經驗，給水采用加氧處理可以解決直流鍋爐給水含鐵量較高、水冷壁管結垢速率偏大、鍋爐壓差上升過快以及精處理混床運行周期短等多方面問題。海豐電廠1號、2號機組分別于2015年7月、4月完成加氧調試。加氧后省煤器入口給水鐵含量降低至1.0μg/L以下，下降70%以上；給水中氨的加入量減少了約50%，凝結水精處理混床氫型運行周期制水量延長一倍，樹脂再生自用水量、再生酸堿用量以及廢液排放量相應減少，有利于環境保護。

超超臨界機組；給水；全揮發處理；調試；運行控制；維護

1　給水加氧目的與原理

給水采用傳統還原性全揮發處理AVT（R）時，超（超）臨界機組普遍存在的問題是給水系統、疏水系統的流動加速腐蝕（FAC）。

給水加氧處理主要目的是：抑制爐前給水系統的流動加速腐蝕，降低給水腐蝕產物含量，避免因給水攜帶大量腐蝕產物遷移至下游設備并沉積、結垢而產生的次生危害。

在給水傳統 AVT（R）工況下，超（超）臨界機組因給水系統流動加速腐蝕所帶來的一系列危害主要體現在：

（1）給水系統FAC腐蝕較嚴重，腐蝕產物含量高，氧化鐵沉積造成鍋爐受熱面結垢速率普遍偏高，影響機組換熱效率，鍋爐酸洗周期短。

圖2　省煤器結垢　

圖3　水冷壁結垢

圖1　末級高加入口氧化鐵沉積

（2）結垢造成鍋爐壓差上升過快，給水泵動力消耗增加，這也是目前超臨界直流鍋爐運行的普遍性問題，嚴重影響了大機組運行的經濟性。

（3）氧化鐵沉積容易造成某些機組節流孔、高加疏水調閥及減溫水調閥等堵塞問題，影響機組正常運行。部分機組汽輪機葉片氧化鐵沉積，造成汽輪機效率的下降。

圖4　疏水調節閥堵塞　

圖5　水冷壁節流孔沉積

圖6　汽輪機葉片氧化鐵沉積

總之，由于設備的腐蝕、結垢和積鹽，將對發電機組的節能降耗和安全運行產生重要影響。這種影響是隱性的、慢性的。但對節能降耗影響是長期，有時是巨大的，因此有必要進行超超臨界機組化學水工況的優化處理。

給水加氧技術的原理：在流動純水條件下，加入適量的氧使碳鋼表面形成一層均勻致密的保護膜，取代還原性工況下形成的疏松、多孔性磁性四氧化三鐵氧化膜，降低金屬腐蝕速率，達到抑制流動加速腐蝕的效果。同時，OT工況下形成的氧化物晶粒細小、致密，一方面有助于提高換熱效率，另一方面改善了表面流態，降低系統阻力，減緩了鍋爐壓差的上升速率。兩種工況下，超臨界鍋爐水冷壁金屬氧化膜結構與形態對比如圖7～8。

圖7　傳統AVT工況　

圖8　加氧工況

2　調試過程

西安熱工院于2015年4月10日開始對#2機組實施給水加氧調試（以#2機為例），其主要過程如下：

（1）AVT（O）工況下機組水汽品質查定

2015年4月10日～4月15日，對2號機組水汽品質進行全面查定。確定給水AVT（O）工況下機組水汽品質及其變化規律。重點查定項目包括水汽的氫電導率、陰離子含量及腐蝕產物鐵含量等。

（2）給水加氧處理轉換及氧量平衡過程

2015年4月15日，開始進行2號機組給水加氧轉換試驗，向精處理出口母管和除氧器出口下水管手動加氧。至4月25日，2號機組給水系統金屬氧化膜的基本完成鈍化。加氧轉換期間監測水汽的氫電導率、陰離子及腐蝕產物鐵含量變化情況。

（3）給水氧含量調整試驗

機組加氧調試后期階段，根據機組負荷變化調整加氧量，并密切監測熱力系統水質變化。根據腐蝕產物含量變化情況進一步優化并確定給水加氧量控制范圍。

（4）精處理運行優化調試

在加氧轉換過程中，連續監測精處理混床不同運行狀態（投運初期、氫型運行階段、轉型階段）出水水質情況，包括氫電導率、電導率及陰、陽離子雜質含量等。在水汽品質滿足加氧運行要求的情況下，確定精處理混床運行控制方式。

（5）給水加氧轉換調試結果及分析

給水腐蝕產物鐵含量的下降，是加氧處理工藝優越性特征之一，也是給水加氧處理效果的最直接體現。圖9顯示了不同給水處理方式下，2號機組水汽系統鐵含量的變化。可以看出，加氧轉換完成后，省煤器入口給水鐵含量下降，平均值由7.5μg/L降低至0.4μg/L左右。

3　運行措施

（1）加氧處理條件和水質控制指標

①給水加氧處理條件

圖9　號機組不同給水處理方式水汽系統鐵含量平均值

a.機組負荷大于400MW，汽動給水泵投入運行，機組運行穩定。

b.凝結水全部經過精處理，凝結水精處理混床出口母管氫電導率小于 0.10μS/cm，省煤器入口給水氫電導率小于0.15μS/cm（機組正常運行，氫電導率不受取樣管影響）。

c.給水加氧處理同時需要加氨處理，正常運行時采用精處理出口母管一點加入。

②溶解氧

省煤器入口給水溶解氧含量控制在能保證修復熱力系統氧化膜范圍內，控制范圍為20～60μg/L，目標值30μg/L。

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

注意：正常加氧運行中，手動改變加氧量時，1號機組除氧器入口溶氧表一般要等20min才有響應，2號機組除氧器入口溶氧表一般要等30min才有響應，省煤器入口溶氧表一般要等20min才有響應。

③pH值

省煤器入口給水pH值的控制范圍為9.0～9.2，采用在精處理出口一點加氨方式來實現。由于給水pH的準確測定比較困難，建議通過除氧器入口的電導率來控制給水pH值，控制范圍為3.0～4.5μS/cm，期望值在3.5～4.5μS/cm，目標值為4.0μS/cm。pH在線表測量值只作為參考。pH與電導率換算公式如下：

④氫電導

對于超超臨界機組來說，凝結水精處理混床出口母管氫電導率在正常運行時應小于0.10μS/cm，期望控制值小于0.08μS/cm，確保精處理出水水質滿足加氧要求。

省煤器入口給水的氫電導率在正常運行時應小于0.10μS/cm，期望控制值小于0.08μS/cm；主蒸汽的氫電導率在正常運行時應小于0.10μS/cm。

正常加氧過程中，省煤器入口給水和主蒸汽氫電導率隨著加氧量升高而有稍許升高，這是正常現象，當氫電導率超過標準值0.10μS/cm可適當降低加氧量。

在凝結水精處理總出口氫電導率小于0.10μS/cm時，可維持正常加氧量。

（2）機組啟動措施

①機組啟動時，按規程分別進行冷態和熱態沖洗，并及時投運精處理設備。在機組啟動冷態和熱態清洗時，精處理出口只加氨，將除氧器入口加氨電導率目標值定為7.0μS/cm（范圍5.5～8.5μS/cm），以維持給水pH值：9.4～9.6。原清洗水水質指標中溶解氧不作控制指標，其它指標不變。

②機組負荷超過400MW，汽動給水泵投入穩定運行后，并且精處理出口氫電導率小于0.10μS/cm，省煤器入口給水氫電導率小于0.15μS/cm時，方可進行加氧處理。

③精處理出口和除氧器出口開始加氧時采用手動方式，初始加氧量以流量計滿刻度的1/2控制加入，待除氧器入口或省煤器入口給水氧含量均升高至正常控制范圍時，再投運自動加氧，加氧自動運行。

④加氧24h后，且除氧器入口及省煤器入口溶解氧含量達到相應控制要求后，降低精處理出口加氨量，將除氧器入口電導率目標值改為4.0μS/cm（范圍3.0～4.5μS/cm），將給水pH值降低至9.0～9.2之間。

⑤機組啟動時，除氧器啟動排氣門打開；加氧后4h內，保證除氧器排氣門處于微開狀態（可見少量冒氣即可）。

⑥機組啟動時，高加汽側向除氧器運行連續排氣門打開。加氧后4h內，關閉高加汽側連續排氣一、二次門。如果關閉高加汽側連續排氣門影響到高加換熱效率時，可根據機組的運行情況定期開啟連續排氣門。

（3）機組停運措施

①非計劃停機

非計劃停機，應立即停止凝結水、給水加氧，并打開除氧器排氣門和高壓加熱器向除氧器連續排氣一、二次門。盡可能加大精處理出口的加氨量 （必要時啟動運行給水加氨泵向除氧器出口加氨），盡快將給水pH提高到9.6～10.0。

②正常停運

正常停機時，可提前4h～8h，停止凝結水、給水加氧。并打開除氧器排氣門和高壓加熱器向除氧器連續排氣一、二次門。同時，將除氧器入口電導率目標值改為7.0μS/cm，加大精處理出口氨加入量 （必要時啟動運行給水加氨泵或啟動停機加氨泵），以盡快提高給水pH值至9.6～10.0。

4　加氧裝置維護

（1）給水溶解氧表按廠家要求校準。

（2）除氧器入口溶解氧表按廠家要求校準。

（3）給水和混床出口（或除氧器入口）氫電導表按廠家要求校準。

（4）保證裝置內除氧器穩壓閥入口壓力、精處理穩壓閥入口壓力，尤其在氣源切斷后重新供給時要更加注意。

（5）每月一次，將界面自動改為手動，調節加氧量，觀察加氧量是否變化，給水加氧流量計是否也隨之改變。而后，將加氧流量設置合適值，并將加氧界面恢復自動方式。

（6）每年檢查一次裝置內緩沖罐的積水。先關斷裝置出入口閥門，釋放壓力，再進行排水。

（7）每年清洗一次過濾器。

（8）定期檢修穩壓閥，打開穩壓閥后，用水清洗處理“O”型密封圈。

（9）定期進行電磁調節閥非線性校正。

［1］華潤電力（海豐）有限公司1、2機組給水加氧報告，西安熱工研究院.

［2］《火電廠汽水化學導則第1部分：直流鍋爐給水加氧處理導則》（DL/T805.1-2011）.

呂彬，工程師，化學環保專業。

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