1 000 MW機(jī)組精確控制加氧處理技術(shù)的應(yīng)用

施國忠，劉春紅

（浙江浙能技術(shù)研究院有限公司，杭州310003）

1 000 MW機(jī)組精確控制加氧處理技術(shù)的應(yīng)用

施國忠，劉春紅

（浙江浙能技術(shù)研究院有限公司，杭州310003）

為解決鍋爐給水系統(tǒng)流動加速腐蝕的問題，對1 000 MW機(jī)組鍋爐采用了精確控制加氧技術(shù)，使給水中鐵的含量基本控制在1 μg/L以下，省煤器結(jié)垢速率為111.9 g/（m2·a），遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于未加氧機(jī)組省煤器結(jié)垢速率，有效防止了水冷壁節(jié)流孔圈的堵塞，保證了機(jī)組的安全經(jīng)濟(jì)運行。

1 000 MW；超超臨界機(jī)組；精確控制；加氧處理；結(jié)垢速率

0 引言

大型超（超）臨界機(jī)組給水系統(tǒng)一般采用AVT（全揮發(fā)處理）工況運行[1]，容易導(dǎo)致給水系統(tǒng)鐵含量高、爐管結(jié)垢速率高、孔閥堵塞、機(jī)組效率下降等問題[2-3]，即系統(tǒng)流動加速腐蝕嚴(yán)重[4]，繼而影響機(jī)組的安全經(jīng)濟(jì)運行。

OT（加氧處理技術(shù)）是解決機(jī)組流動加速腐蝕問題的必然選擇[5]，但大部分加氧處理對加氧控制量寬泛，易導(dǎo)致未完全消耗的氧氣直接進(jìn)入過熱器，對過熱器造成負(fù)面影響。

以下主要研究精確控制加氧處理技術(shù)，根據(jù)機(jī)組負(fù)荷變化、氧化膜轉(zhuǎn)化程度、氧氣消耗量等因素來調(diào)整和控制加氧量，保證加入的氧氣量消耗在水側(cè)，主要是高壓給水系統(tǒng)和省煤器，蒸汽側(cè)不進(jìn)氧，既解決水側(cè)流動加速腐蝕問題，又避免給汽側(cè)造成負(fù)面影響。

1 精確控制加氧

1.1 精確控制加氧的目標(biāo)

1 000 MW超超臨界機(jī)組的過熱器、再熱器采用國產(chǎn)TP347H與T91等粗晶材料，其抗蒸汽氧化能力相對差。在實際運行中由于汽溫的波動，局部過熱器壁溫會超設(shè)計溫度，引發(fā)局部材料加速氧化，故實施給水加氧時，需避免過量的氧氣進(jìn)入過熱蒸汽，防止由此引發(fā)的過熱器材料加速氧化或剝落[4]。

在充分了解機(jī)組過熱器材料的抗氧化性能后，確定精確加氧處理控制目標(biāo)。以省煤器入口溶氧為目標(biāo)值，控制加入的氧氣量消耗在水側(cè)，蒸汽側(cè)不進(jìn)氧，既保證解決給水系統(tǒng)流動加速腐蝕的問題，又規(guī)避因過量氧氣進(jìn)入過熱器引發(fā)的氧化皮問題[5]。

1.2 精確控制加氧的效果

精確控制加氧的波形如圖1所示，機(jī)組負(fù)荷在220 min內(nèi)分5個階段從1 000 MW下降到700 MW，然后在30 min內(nèi)從700 MW迅速升至900 MW。由于精確控制調(diào)節(jié)的作用，負(fù)荷下降過程中省煤器入口溶氧也呈現(xiàn)出5個對應(yīng)的波動，但溶氧的最大值（22 μg/L）和最小值（11 μg/L）均在目標(biāo)值附近，波動范圍窄，且能迅速回歸目標(biāo)值；負(fù)荷快速上升過程中，溶氧先經(jīng)歷一個波谷然后回歸目標(biāo)值20 μg/L左右。

圖1 精確控制加氧波形

2 精確控制加氧后的結(jié)果與討論

2.1 省煤器出口氧化還原電位與省煤器進(jìn)/出口溶氧差值的相關(guān)性

精確控制加氧的省煤器出口ORP（氧化還原電位）與省煤器進(jìn)/出口DO（溶氧）差值的相關(guān)性如圖2所示。從圖2中可以明顯發(fā)現(xiàn)：

第1階段，省煤器進(jìn)口和出口均無溶氧，此時ORP有個略微下降的過程；

第2階段，省煤器進(jìn)口出現(xiàn)溶氧，出口仍然無溶氧，省煤器進(jìn)出口DO差值范圍在30～50 μg/L之間，ORP仍在-400 mV左右；

第3階段，省煤器進(jìn)/出口均出現(xiàn)溶氧，進(jìn)/出口DO差值迅速減小，省煤器進(jìn)出口DO差值從50 μg/L下降到20 μg/L，此時省煤器出口ORP先是從-400 mV迅速增長至-50 mV左右；

第4階段，省煤器進(jìn)出口DO差值處于平穩(wěn)階段，ORP緩慢增長至50～70 mV，維持2周，然后從60 mV逐步上升至130 mV[6]。此后省煤器進(jìn)/出口DO差值一直處于穩(wěn)定階段，ORP較平穩(wěn)，此時給水中Fe含量基本控制在1 μg/L以下。

圖2 OT工況下省煤器出口ORP與省煤器進(jìn)/出口DO差值的相關(guān)性

從以上分析可以看到給水系統(tǒng)氧氣的消耗量與給水系統(tǒng)的氧化還原電位呈很鮮明的互補性，即：給水系統(tǒng)氧化膜轉(zhuǎn)化期間，氧化還原電位保持不變，給水氧的消耗量最大；隨著氧化膜的不斷轉(zhuǎn)換，給水氧化還原電位開始大幅度上升，給水氧的消耗量急劇下降；在給水氧化膜完成初步轉(zhuǎn)換后，給水氧的消耗量呈現(xiàn)穩(wěn)定趨勢。

2.2 不同減溫水流量對主蒸汽溶氧的影響

給水加氧后，不同減溫水流量下主蒸汽溶氧變化如圖3所示。機(jī)組在600，700，800，900和1 000 MW負(fù)荷下，減溫水流量多數(shù)位于20～110 t/h，其中在20～60 t/h分布較密。但從圖3中可以看出，主蒸汽溶氧不隨機(jī)組負(fù)荷和減溫水流量而變化，始終穩(wěn)定在1.0～2.0 μg/L之間。主蒸汽溶氧的增加量ΔDO可按下式計算：

式中：Q為主蒸汽流量；F為減溫水流量；DOsw為過熱器減溫水的溶氧濃度。

由于過熱器減溫水主要來自省煤器出口，故以省煤器出口溶氧濃度視為過熱器減溫水溶氧濃度。根據(jù)計算可得，給水加氧后，VWO（汽輪機(jī)調(diào)閥全開）工況和75%THA（汽輪機(jī)額定）工況時，不同減溫水流量下主蒸汽溶氧變化量的理論數(shù)值如表1所示。對于主蒸汽的大流量來說，減溫水流量只有其幾十分之一甚至上百分之一，故減溫水對主蒸汽溶氧的變化量微乎其微，所以出現(xiàn)圖3顯示的主蒸汽溶氧不隨機(jī)組負(fù)荷和減溫水流量而變化，始終穩(wěn)定在1.0～2.0 μg/L之間。

圖3 不同減溫水流量對主蒸汽溶氧的影響

2.3 pH值降低后精處理混床周期制水量的變化

在保證給水系統(tǒng)加氧運行效果的前提下，通過pH值調(diào)整試驗，在一定范圍內(nèi)降低給水pH值，減少了40%的加氨量，大大延長了精處理混床運行周期，提高了混床周期制水量，減少了再生酸堿和除鹽水的消耗量，產(chǎn)生了較大的經(jīng)濟(jì)效益。從圖4中可以看出，pH值調(diào)整后，7組混床樹脂的平均制水量增幅達(dá)81.6%。

圖4 pH值降低前后精處理混床周期制水量的對比

2.4 省煤器結(jié)垢速率對比

某發(fā)電廠2臺660 MW機(jī)組在未加氧狀態(tài)下，自投產(chǎn)到第一次大修，省煤器結(jié)垢速率分別有183.3 g/（m2·a）和195.8 g/（m2·a）。而1 000 MW機(jī)組采用精確控制加氧后，省煤器結(jié)垢速率只有111.9 g/（m2·a），遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于未加氧機(jī)組省煤器結(jié)垢速率。

2.5 水冷壁節(jié)流孔圈結(jié)垢檢查

某1 000 MW超超臨界直流機(jī)組未采用給水加氧技術(shù)，在投運不久后水冷壁管普遍發(fā)生了節(jié)流孔圈磁性氧化鐵沉積現(xiàn)象，如圖5（b）所示。堵塞嚴(yán)重時將引起局部水冷壁管超溫甚至爆管，情況最嚴(yán)重時甚至需要每3～6個月進(jìn)行局部化學(xué)清洗1次。而采用了精確控制加氧后的機(jī)組水冷壁管上也采用了節(jié)流孔圈，由于給水加氧效果明顯，降低了給水鐵含量，大大減少了帶進(jìn)鍋爐的鐵及其氧化產(chǎn)物。機(jī)組檢修時對水冷壁節(jié)流孔圈進(jìn)行了檢查，從圖5（a）可以看出，運行1年的機(jī)組節(jié)流孔圈非常干凈，邊緣清晰，幾乎沒有氧化鐵的沉積，表明加氧后有效地防止了水冷壁節(jié)流孔圈的堵塞。

圖5 水冷壁節(jié)流孔圈堵塞情況對比

3 結(jié)論

采用精確控制加氧技術(shù)后，解決了超超臨界1 000 MW機(jī)組給水系統(tǒng)流動加速腐蝕問題，確保機(jī)組的安全性和經(jīng)濟(jì)性，具體體現(xiàn)在：

（1）采用精確控制加氧技術(shù)后，鍋爐管壁的氧化膜形成速度快，省煤器出口ORP平穩(wěn)控制，給水鐵基本控制在1 μg/L以下；

（2）精確控制加氧效果明顯，機(jī)組在負(fù)荷變化過程中，由于精確控制調(diào)節(jié)的作用，省煤器入

表1 不同減溫水流量對主蒸汽溶氧變化量的理論數(shù)值

口溶氧能迅速恢復(fù)至目標(biāo)值；

（3）采用精確控制加氧技術(shù)機(jī)組的省煤器結(jié)垢速率為111.9 g/（m2·a），遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于未加氧機(jī)組省煤器結(jié)垢速率，有效防止了水冷壁節(jié)流孔圈的堵塞。

[1]DL/T 805.4-2004火電廠汽水化學(xué)導(dǎo)則第4部份：鍋爐給水處理[S].北京：中國電力出版社，2004.

[2]IRMA DEDEKIND，DENIS ASPDEN，KEN J GALT，et al. Oxygenated feedwater treatment at the world′s largest fossil fired power plant-beware of the pitfalls[J].Power Plant Chemistry，2001，3（11）∶32-34.

[3]ALEXANDER Y SUPERFIN，PRABHAT KUMAR SINHA.Alternative Boiler feedwater treatment by using the oxygenated technique[S].

[4]何輝純.重視水流加速腐蝕（FAC）的危害[C]//第六屆全國電廠化學(xué)學(xué)術(shù)研討會論文集.2000.

[5]DL/T 805.1-2011火電廠汽水化學(xué)導(dǎo)則第1部份：直流鍋爐給水加氧處理導(dǎo)則[S].北京：中國電力出版社，2011.

（本文編輯：陸瑩）

Application of Accurate Control of Oxygenated Feedwater Treatment in 1 000 MW Units

SHI Guozhong，LIU Chunhong
（Zhejiang Energy Group Research and Development，Hangzhou 310003，China）

For handling flow accelerated corrosion of boiler feedwater system，accurate control of oxygenated feedwater is applied in boilers of 1 000 MW units to keep iron content in the feedwater below 1 μg/L.The scaling rate of economizer is 111.9 g/（m2·a），which is far lower than that of economizer without oxygenation. Therefore，blockage in throttle orifice of water wall is prevented and safe and economical operation of units is guaranteed.

1 000 MW；ultra-supercritical units；accurate control；oxygenation；scaling rate

TM621.8

：B

：1007-1881（2014）11-0055-03

2014-09-11

施國忠（1985－），男，浙江湖州人，碩士，從事發(fā)電廠化學(xué)環(huán)保工作。