张掖发电企业325MW机组启动阶段化学监督控制方案应用成果

2015年10月22日() | 打印内容 打印内容

【摘要】火电机组热力设备的结垢、腐蚀、积盐问题,通常在机组启动阶段最为严重,如何有效防止启动阶段水质劣化对热力系统设备造成的严重危害,是长期以来困扰化学监督工作的一项重要难题。本文从防止腐蚀、结垢、积盐三个方面,对化学监督控制措施进行系统阐述,形成整套的机组启动阶段化学监督控制方案,经过实践验证行之有效,对解决同类型火电机组启动阶段水质劣化对热力系统设备的危害,具有广泛的应用性。

关键词启动阶段  控制方案  方法改进  效果检验

对于火力发电厂来说,化学监督工作的好坏直接关系到机组的安全、经济、稳定运行。在化学监督的三个阶段:运行阶段中通过加药、排污等方式调整,较容易将各项指标控制在合格范围之内;停运阶段严格实行防腐措施就可以有效避免热力系统腐蚀;而机组启动过程是最容易发生水汽品质恶化的阶段,如果水质得不到迅速有效的控制和处理,将对机组长期稳定运行埋下严重的安全隐患。

由于机组并网时间的不确定,缺乏化学监督控制方案或方案不够全面等原因,国内电厂大部分机组启动阶段水汽品质的调整控制都存在着较大困难,长期困扰着电厂化学监督工作,几乎每一次的启动过程中总有相当部分的水汽指标较长时间超标,使热力系统产生不同程度的腐蚀、结垢、积盐。

一、机组启动阶段水质恶化成因的理论分析

(一)腐蚀成因分析

1、电位-pH图对腐蚀的影响

根据电位-pH图可知,介质pH值对金属表面的氧化钝化膜的溶解度和溶解动力学有影响。如所周知,通过水质调节以减缓金属腐蚀速度,从本质上说,就是在金属表面维持和不断修复氧化钝化膜的过程,而氧化钝化膜在水中的溶解度是与一定温度水的pH值有密切关系的。

根据电位-pH图的构成方法及其所依据的热力学基本原理,电极电位对金属腐蚀的影响如下:

1)、若电极电位低于-0.617V(氢标准电极)则反应均按还原方向(由右向左)进行,铁处于稳定状态,不受腐蚀。

2)、若电极电位介于-0.6170.414V之间,Fe可发生析氢腐蚀,高铁氧化物可溶解形成Fe2+状态,氧被还原。在此条件下,金属铁可自然的发生腐蚀。

3)、若电极电位介于-0.4170.159V之间,Fe可发生无析氢的腐蚀。

4)、若电极电位高于-0.159V,铁可被高价氧化物覆盖。当高铁氧化物与铁表面结合牢固,而且是致密无孔隙时,该层氧化膜将会使铁表面与溶液完全隔绝,则金属因钝化而受到保护。若氧化物与金属表面结合不牢固或有孔隙,则铁表面有可能发生局部腐蚀。

5)、电极电位高于0.8V,可发生特别强的氧化作用,在此情况下,可使水氧化成氧、加快金属的腐蚀。

2、调整水的pH值,使其电极电位高于-0.159V,以防发生氧化膜溶解而产生腐蚀。

实例:德国Casella电厂曾利用氧化电位测量研究锅炉截留阀由于氧化铁的沉积而引起的压降(△P)增大,解决了锅炉截留阀长期存在的腐蚀问题。通常火电厂除盐水pH值偏低(约6.06.5之间)、呈微酸性,由于电极电位介于-0.6170.414V之间,Fe可发生析氢腐蚀。在水循环过程中容易引起整个热力系统的酸性腐蚀。因此,必须提高进入热力系统的除盐水pH值,电极电位超出该范围,使金属表面的氧化钝化膜不被溶解而得到保护,有效防止了腐蚀的发生。

(二)结垢物质来源分析

由于设备检修后不可避免的残留部分杂质和启动阶段冲洗方法不科学的原因,易造成炉水硬度大。锅炉点火以后,在受热面与水接触的金属表面上生成一些坚硬的、称为水垢的固态附着物。因此十分有必要控制炉水的硬度峰值和不合格时间,以遏制热力系统设备发生结垢现象。

(三)积盐成因分析

由于二氧化硅在蒸汽和水中的溶解具有特殊性:当压力升高时溶解量增大,当压力降低时二氧化硅从中释放出来而沉积于金属表面。高温高压蒸汽溶解的二氧化硅如果超标,在汽轮机缸体内由于压力下降,就会导致大量的盐分析出,沉积在中低压缸的叶片上,也就是所谓的积盐。为了避免汽轮机叶片积盐,通常采用恒压洗硅方式来降低蒸汽中溶解的二氧化硅含量。

二、启动阶段水质劣化对机组系统的危害

启动阶段,未经化学处理的除盐水直接进入热力系统,在高温高压下分解产生二氧化碳、有机酸甚至强酸等酸性物质,破坏金属表面形成的氧化膜,导致保护膜的大面积破坏,使基体遭到侵害。

较高的炉水硬度的长时间存在,会使锅炉设备发生较严重的结垢,导致锅炉四管传热效果不良,造成局部爆管甚至进一步停机。同时造成燃料消耗量增加、锅炉效率降低、经济性变差。

叶片上积盐直接增大汽轮机轴向推力,降低机组的安全性;叶片上积盐也使汽轮机的效率下降,也限制了机组的负荷,对发电厂的经济性影响很大。

三、启动阶段化学监督控制方案的提出

针对机组启动阶段炉水硬度大、二氧化硅超标、pH值偏低等引起的危害,通过深入分析和探索研究认为,如能有一套科学合理的启动阶段化学监督控制措施,就可有效避免指标不合格或不优良对设备造成的危害。

经过上述理论分析与试验后,对张掖电厂凝输泵出口母管加装加药系统,创造性的提出了《300MW机组启动阶段化学监督控制方案》,改变了同行业火电机组在启动阶段,普遍存在化学监督措施缺乏系统性、完整性的现状。该方案对机组启动阶段的化学监督进行系统论述,充分运用行业最新技术标准、导则,对热力系统进行了改进和革新,制定了操作性强的控制措施、明确了各节点的监督重点,形成了一套较为成熟、完整的控制方案。

四、火电机组启动阶段化学监督控制方案要点先容

笔者根据张掖电厂近九年来机组实际运行中积累的成功经验、在吸取同行业电厂启动阶段部分行之有效措施的基础上,编制出较为规范、完善的化学监督控制方案,通过张掖电厂数次启动过程的检验效果优良,彻底解决了长期困扰该电厂化学监督工作的一项难题。

()冷态化学冲洗控制

针对微酸性水进入系统造成腐蚀的问题,对凝输泵出口进行了加氨处理技术改造,使上水方式进行优化,上水阶段转变为化学冲洗阶段。无论通过凝输泵或前置泵上水的任意一种方式,统统变成了经过加氨处理pH值在9.0-9.5之间的加氨水,有效防止了热力系统的酸性腐蚀。

为使炉水硬度尽可能在短时间内合格,使硬度峰值大幅降低,通过总结和分析认为传统磷酸盐加药方法具有滞后性,决定将磷酸盐加药时间由点火时提前至炉底部加热投运之时,并维持磷酸根含量在1.52.5mg/L之间,通过化学冲洗与排污处理,将炉水硬度控制在2.5μmol/L、铁含量1000μg/L以下,方可允许锅炉点火。

(二)启动过程控制

为了保证启动阶段各水质指标尽早合格,特做如下规定:1)自锅炉点火开始依次每4小时分析各水样铁含量直至合格。2)汽轮机冲转前半小时分析蒸汽的二氧化硅、钠、铁、铜含量,过热蒸汽指标合格后方可允许冲转。3)按照冲转时间依次每隔四小时分析蒸汽的铁、铜含量,直至合格为止。4)每小时手工分析一次水汽品质,对于不合格指标应增加试验次数跟踪监督,以便及时判断热力系统中是否有结垢和腐蚀现象发生。

锅炉点火后全开连排,随着汽包压力的不断升高,连排开度根据炉水硬度、pH值、电导率、磷酸根含量综合分析后调整开度。点火后以每小时定排一次为宜,在水质指标异常或恶化的情况下,适当增加定排次数或时间,指标合格后定排恢复正常。启动过程每小时对高温取样架排污、冲刷一次,确保各水样的准确性和代表性。

()恒压洗硅控制

为了保证蒸汽品质,防止在汽轮机叶片及通流部分发生积盐现象,必须严格实行恒压洗硅,尽可能降低炉水中二氧化硅含量,减轻水汽分离过程中蒸汽的溶解性和机械性携带。洗硅过程严格按照GB/T 12145—2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》的规定,各压力点下对应的炉水二氧化硅标准,合格后依次进入下一压力点恒压洗硅。如遇机组启动阶段不能升至额定负荷运行时,洗硅过程结束转入运行阶段,实行正常运行控制标准。

(四)化学指标分析控制

1、化学冲洗过程中,调整加氨量控制各水样pH值在9.09.5之间。

2、冷态冲洗过程中,当炉水水样清澈透明且硬度≤2.5μmol/L、铁含量≤1000μg/L时,方可允许锅炉点火。

3、当锅炉点火后,调整炉水磷酸盐加药量和排污量,使炉水硬度尽可能在最短时间内降至零。

4、通过恒压洗硅,控制炉水二氧化硅含量在较低含量运行。

5、当凝结水符合回收标准,经系统循环、排污控制铁含量≤1000μg/L、十八胺含量≈0mg/L时,投运精处理高速混床、在线分析仪表(停运采用十八胺保养方法的机组)。

6、当暖风器疏水硬度≤2.5μmol/L、铁含量≤50μg/L时允许回收。

五、张掖电厂机组启动阶段化学监督控制方案实施前后的效果比较

1、控制方案实施前后效果对比表

序号

项目

控制标准

方案实施前

方案实施后

峰值

至合格

时间(h

峰值

至合格

时间(h

1

炉水硬度(μmol/L)

2.5

350

30

2.2

5(降至0时间)

2

炉水二氧化硅(μg/L)

200

450

42

179

0

3

炉水pH

9.09.7

6.7

7

9.54

0

4

炉水磷酸根(mg/L)

0.53.0

8.5

多次超

2.64

均合格

5

过热蒸汽钠(μg/L)

20

59

多次超

14.6

均合格

6

过热蒸汽二氧化硅(μg/L)

60

120

多次超

18.9

均合格







2、效果分析及总结

2013年张掖电厂形成多方讨论的《300MW机组启动阶段化学监督控制方案》且实行良好。例如 6月7#1机组启动过程中实行该方案后的水汽品质来看,炉水硬度峰值仅2.2μmol/L,点火后5小时内便降到零,炉水硬度峰值和不合格时间均达到张掖电厂历史最好水平;横向来看,在省内同行业火电机组中也是最优的;在该次机组启动阶段除盐水耗量仅1600吨,与以往25003000吨相比节省9001400吨。炉水pH值均在9.0以上,炉水硅含量均在200μg/L以下。在之后的#12机组数次启动过程中运用情况来看,即节省了可观的除盐水,又能使水汽指标在最短时间内合格,达到了实施控制方案的预期效果。

六、结束语

由于电力市场竞争日趋激烈、火电机组启停频繁,为提高火电机组竞争力,建议各火电厂制定机组启动阶段化学监督控制方案或措施,以确保化学监督指标在较短时间内合格,对一些暂不具备化学加药的系统,进行适当的改造,以提高化学监督的质量和效果,为机组安全经济运行保驾护航。

由此来看,各火力发电厂制定系统性、操作性强的《火电机组启动阶段化学监督控制方案》,不但对化学监督工作有现实的引导作用,又能产生一定的经济效益,可破解在启动阶段上水pH值低、炉水硬度大、蒸汽二氧化硅超标的技术难题,长远来看可解除启动阶段对热力系统设备结垢、积盐、腐蚀的危害,彻底改变火电机组在启动阶段化学监督存在的头痛医头脚痛医脚的被动局面。

参考文献

1.DL/T 561-2006《火力发电厂水汽化学监督导则》;

2.GB12145-2006《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》;

3.DL 163-2006《火力发电厂水汽质量标准》;

4.DL/T 246-2006《化学监督导则》;

5.李培元主编的《火力发电厂水处理及水质控制》(中国电力出版社),;

6.曹长武、宋丽莎等编著的《火力发电厂化学监督技术》(中国电力出版社),2005年。


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来源(张掖发电企业) 编辑(刘洁琼 张芳林等) 阅读()
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