超超临界机组本质安全的给水加氧技术实践

超超临界机组本质安全的给水加氧技术实践

高玉春

（大唐南京发电厂南京市210059）

摘要：流动加速腐蚀、省煤器管内壁结垢、水冷壁节流孔圈污堵以及过热器、再热器爆管是影响超超临界机组安全稳定运行的突出问题，本质安全的给水加氧处理技术是解决上述问题的重要手段。本文介绍了大唐南京发电厂两台660MW超超临界机组在实施本质安全的给水加氧处理技术方面的实践，该项水处理技术提高了机组的安全性和经济性。

关键词：超超临界；本质安全；给水加氧；腐蚀；爆管；氧化皮

1前言

大唐南京发电厂两台660MW机组分别于2010年8月和12月投入商业运行，其锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG-2023.3/26.15-YM1型超超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构∏型锅炉，锅炉额定蒸发量1928t/h，主蒸汽压力26.15MPa，主蒸汽温度605℃。该型锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三菱重工业株式会社技术生产。

大唐南京发电厂两台机组投产后，为减缓热力系统腐蚀，给水处理方式采用了氧化性全挥发处理（AVT（O）），水汽质量在GB/T12145-2008《火力发电厂机及蒸汽动力设备水汽质量》和DL/T912-2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》的基础上，按照中国大唐集团对超临界以上机组水质控制的指导意见，结合超超临界机组的特性，制定了严格的水汽质量企业标准，尤其是在凝结水精处理出水指标和给水pH值控制上要求更高，投产一年多来，机组运行平稳。

2实施本质安全的给水加氧技术的必要性

2.1自2006年以来，哈尔滨锅炉厂有限公司生产的该型锅炉陆续在国内多家电厂相继投产，投产初期较为稳定，但在运行大约两年后，一些电厂陆续出现了水冷壁节流孔结垢堵塞，导致爆管事故的发生。分析原因，水质问题是造成水冷壁节流孔结垢堵塞，导致爆管事故的主要原因，发生问题的电厂给水处理均采用传统的AVT方式，在此环境下，不可避免地存在给水流动加速腐蚀（FAC），从而导致给水含铁量较高，磁性氧化铁在节流孔处堆积造成堵塞。

2.2大唐南京发电厂投产一年多来，由于制定了较高的水汽质量指标，水汽质量总体保持较好，给水铁含量大多保持在0.5～3.0μg/L之间，没有发生水质原因引起的爆管事故，但按照国内专家对超临界火电机组金属腐蚀与沉积规律的研究，只有省煤器入口给水中铁离子含低于0.5～1.0μg/L，省煤器内壁及水冷壁节流孔圈才不会产生磁性氧化铁沉积，由此可以推测，该厂在不远的将来，锅炉发生水冷壁节流孔圈污堵是不可避免的。

2.3国内外多年的理论研究及部分火电厂实践表明，为防止流动加速腐蚀，给水加氧处理（OT）是首推方法，实行给水加氧处理（OT）后，生成的腐蚀产物主要是溶解度很低而且致密的α-Fe2O3和FeOOH，将充填外层的Fe3O4的间隙并覆盖在其表面上，氧化铁水合物FeOOH保护层在流动给水中的溶解度明显低于磁性铁垢（至少要低2个数量级），从而改变了外层Fe3O4层孔隙率高、溶解度高、不耐流动加速腐蚀的特点，进而可以达到防止∏型锅炉水冷壁管节流孔圈处磁性氧化铁的沉积、污堵。由此可见，采用给水加氧处理方式，可防止节流孔污堵产生的锅炉水冷壁管结垢、爆管，但有的电厂加氧后出现了高温受热面氧化皮剥落加剧，严重的造成过热器管大面积爆管。

2.4综上所述，为减缓流动加速腐蚀，防止水冷壁节流孔圈堵塞，对于投产已经一年多的大唐南京发电厂来说，必须实行给水加氧；而为了避免产生加氧不当引起的种种问题，必须保证加氧的安全性，即必须采用本质安全的给水加氧处理技术，其安全性表现为在做好给水加氧安全性评估的前提下，重点抓好加氧实施与关键指标的控制。

3给水加氧前的技术改进与评估

3.1改进加氧管道并进行严密性和耐压试验

3.1.1大唐南京发电厂两台机组的加氧设备在基建期间已安装完毕，但设计的加氧管道较粗，会造成加氧量的控制滞后。为此，分别于2011年9月份和2012年4月份在#1、2机组小修期间，将原设计的φ14×2的不锈钢管全部更换为φ10×2的不锈钢管，通流截面积减少了约2/3。改造完成后，对加氧系统用氮气进行了吹扫，并进行了耐压和严密性试验。

3.2检查水汽系统的严密性，保证系统严密可靠

3.2.1检查#1、2机组凝汽器的泄漏情况及凝结水、除氧器入口、省煤器入口及主蒸汽的氢电导率，检查结果除凝结水电导率略高外（＜0.15μS/cm），其余水样电导率均小于0.10μS/cm，表明系统严密性较好，水汽品质较纯。

3.3热力系统材质检查

3.3.1经过调查，热力系统不含铜部件，阀门和泵的密封材料不含斯太立（Stellite）合金。热力系统材料满足给水加氧要求。

3.4在线化学仪表的校验和增配

3.4.1整个热力系统设有五个在线测氧点：凝结水泵出口、除氧器入口、除氧器出口、省煤器入口和主蒸汽。

3.4.2在进行系统水质查定和加氧处理试验前，为确保给水品质及试验数据的准确性，化学仪表维护人员对水汽系统的在线仪表进行了校验，保证了原设计的在线化学仪表基本能满足给水加氧试验水质检测的要求。

3.4.3在#2机组加氧开始前，为更好地反应给水加氧处理转换期间的水质变化和正常加氧运行期间氧化还原电位（ORP）的变化，在省煤器入口处加装了一块氧化还原电位表（ORP表），并通过阀门切换实现#1、2机组共用该表。

3.5精处理设备检查

3.5.1在试验前期及试验期间，凝结水通过高速混床进行100%精处理，运行时严格控制高速混床出水电导率小于0.080μS/cm，钠小于1.0μg/L，二氧化硅小于2.0μg/L。

3.6水汽品质查定

3.6.1查定试验的重点项目是凝结水泵出口、省煤器入口、主蒸汽及精处理装置出水母管的氢电导率、钠、二氧化硅、铁、铜等。通过连续多月的机组水汽品质查定，可以判断机组在投产后的给水AVT（O）工况下的运行情况，水汽品质总体良好，凝汽器无泄漏，凝结水精处理系统可保证合格的凝结水品质，给水、主蒸汽氢电导率基本控制在0.10μS/cm以下，两台机组的痕量杂质离子（Cl-、SO42-）含量普遍较低，水汽品质满足给水加氧处理的必要条件。

3.7锅炉水冷壁管节流孔圈定向酸洗

3.7.1大唐南京发电厂两台机组投产运行已有一年左右的时间，锅炉水冷壁管节流孔圈处或多或少沉积有磁性氧化铁垢，为保证给水加氧处理的效果，避免锅炉在加氧开始前或加氧期间发生因结垢而产生的爆管事故，在2011年9月和2012年4月的#1、2机组小修期间，用复合酸对锅炉水冷壁管节流孔圈做定向浸泡清洗，清洗效果经鉴定为优良，为机组小修结束后尽快实行给水加氧处理奠定了基础。

完成上述技术改进并经评估满足加氧的各方面条件后，再开始进行加氧，为安全加氧提供了保证。

4给水加氧处理的实施

4.1给水系统加氧初次转换

4.1.1在对机组完成加氧条件的评估后，#1机组于2011年12月14日正式开始进行加氧初次转换。加氧方法由凝结水精处理出口母管和除氧器出口管道两点加氧改为凝结水精处理出口母管单点加氧。初期以较高的浓度向机组加氧，密切监视除氧器入口、除氧器出口、省煤器入口等各处的溶解氧含量，同时密切监视省煤器入口给水氢电导和铁含量以及系统其它各处氢电导的变化，根据水质变化情况适当调节加氧量。当所监视的相关各点氧浓度接近平衡时，高、低压给水系统转换完成，整个转换过程历时约10天。

4.1.2在整个转换过程中，水汽系统各处的水质变化总体比较平稳。#1机组省煤器入口给水氢电导峰值为0.18μS/cm，主蒸汽氢电导峰值为0.20μS/cm，绝大部分时间远小于上述数值；水汽系统各取样点铁含量的升高也不明显，省煤器入口给水铁含量峰值未超过5μg/L；省煤器入口给水和蒸汽的二氧化硅含量峰值未超过8μg/L，

4.1.3#2机组于2012年4月18日开始加氧转换，由于在加氧前省煤器入口给水安装了ORP表，根据给水氧化还原电位变化情况，更便于监视和了解加氧的进程和转换情况，在整个转换过程中，省煤器入口给水ORP经历了由小幅波动到缓慢上升再到急剧上升的过程；#2机组整个加氧转换过程中，省煤器入口给水氢电导峰值未超过0.14μS/cm，主蒸汽氢电导峰值未超过0.16μS/cm，其它各离子的变化也较小。

由此可见，在整个加氧转换过程中，水汽系统各水汽质量始终在可控范围内，整个加氧转换过程是安全可控的。

4.2机组正常运行期间的加氧处理

4.2.1当高、低压给水系统转换完成后，机组处于稳定的加氧运行工况，调整水汽系统加氧量以及省煤器入口给水氧浓度和pH值的目标控制值，使其在安全范围内。正常加氧过程中，严格控制给水氢电导保证值为≤0.15μS/cm，期望值为≤0.10μS/cm。遇有水质异常，按三级处理原则及时处理，必要时转换为AVT（O）处理；在给水溶氧超标的情况下，如负荷降低引起的给水溶氧超标，及时开启除氧器排汽门短时间排汽，以降低给水溶氧至安全范围。

4.2.2为使机组正常运行期间安全加氧，还应协调好以下两个方面的关系：

⑴机组负荷与给水含氧量的关系。经观察机组负荷变化对加氧的影响可以发现，机组负荷在300MW至660MW之间的升降，根据负荷的不同变化速率，可引起给水含氧量2～4倍的变化，由此，必须协调控制好机组负荷与给水含氧量的关系，原则上，低负荷时，控制给水含氧量在标准范围上限，高负荷时，控制给水含氧量在标准范围下限。

⑵含氧量与给水pH值的关系。由于给水系统保护膜的稳定性受含氧量与pH值的共同影响，因此，应协调控制好给水溶氧量与pH值的关系，原则上，在规定范围内，溶氧高，pH值应控制低，溶氧低，pH值应控制高。为提高pH值控制的精确性，给出了pH值与比电导（SC）的对应关系表，以比电导（SC）为参照，对pH值进行精确控制。

4.2.3此外，为做好给水氧量控制，还应注意以下两点：

⑴除氧器排汽门保持微开。既可排除水汽系统内不凝气体，提高给水质量，也能在机组负荷急剧波动时减缓给水含氧量变化。通过对比本厂#1、2机组的加氧运行工况可以发现，#1机组由于除氧器安全阀有轻微泄漏（相当于排汽门微开），给水溶氧就比较容易控制在规定范围内；#2机组在除氧器排气门全关的情况下，给水溶氧就相对比较难控制，尤其是在机组负荷波动大时更是如此，在凝结水溶氧含量超标的情况下，还会引起给水氢电导升高。

⑵精处理高速混床切换和前置过滤器反洗对给水溶氧的影响。运行中发现，在精处理高速混床失效后切换备用混床时以及前置过滤器反洗后投运时，设备中存在的接近于饱和状态的除盐水进入系统，会造成除氧器入口含氧量瞬时升高至3000至6000μg/L，多次观察其对除氧器出口及省煤器入口给水溶氧的影响，发现其对该两处给水溶氧的影响很小，一般引起的溶氧增大不会超过3μg/L；为减少上述操作对溶氧的影响，各项操作尽量不要同时发生，可在时间设置上将其错开。

5实施效果

5.1对机组水汽质量的影响

5.1.1大唐南京发电厂#1机组于2011年12月14日开始实施给水加氧，#2机组于2012年4月18日开始实施，自给水加氧运行以来，两台机组水汽系统铁含量大幅下降，给水铁含量从加氧前的0.5～3.0μg/L范围下降至加氧后的0.5～1.0μg/L之间（原子吸收分光光度法），给水铁含量在此范围内，可大幅降低省煤器管结垢和有效防止水冷壁节流孔圈堵塞。由于采用了本质安全型的加氧技术，故在实施给水加氧处理后做到了既防止了水冷壁管节流孔圈因堵塞而发生的爆管，又防止了因加氧技术指标控制不当而造成的过热器及再热器氧化皮剥落进而引起高温受热面大面积爆管事故的发生。

5.2对机组安全、经济的影响

5.2.1#1机组于2013年5月大修期间检查表明，给水系统管道、除氧器及高加内部呈均匀地砖红色氧化铁层，无积渣；锅炉水冷壁管节流孔圈非常清洁，没有丝毫磁性氧化铁沉积（见图1）；过热器和再热器管道经过拍片检查，氧化皮沉积量全部在合格范围，没有进行割管处理。

图1#1炉水冷壁管节流孔圈

5.2.2加氧带来的直接经济性是显而易见的，如凝结水再生用酸、碱量和除盐水用量的减少，加氨量的减少，除氧器排汽损失的减少等；国内关于这方面的文章介绍也较多，保守估算，一台660MW机组实施给水加氧以后，每年带来的直接经济效益超过百万元；更为重要的是，它提高了机组的安全性，减少了机组爆管的可能性，由此带来的间接效益更为可观。当然，产生以上效益的前提条件，采用的必须是安全的加氧技术，并严格做好运行中水质各项指标控制。

6结论

6.1超超临界机组，尤其是水冷壁有节流孔圈的机组，为减缓流动加速腐蚀，防止水冷壁节流孔污堵引发爆管，必须提高给水质量，降低给水中铁含量。采用给水加氧技术，可减缓流动加速腐蚀，但有带来高温受热面氧化皮剥落加剧的风险，为此必须采用本质安全的加氧技术。做好机组加氧前的评估是实施安全加氧的前提，加氧方法的改进（由两点加氧改为一点加氧）、运行中加氧关键指标的控制是实施安全加氧的保证。

6.2实践证明，实施好本质安全型的给水加氧处理，可以确保超超临界机组水冷壁管节流孔圈不再发生污堵且能控制高温受热面氧化皮剥落加剧的风险，从而保证超超临界机组能够长期安全稳定的运行。

参考文献：

[1]徐洪，《超临界火电机组金属腐蚀与沉积规律的研究》，动力工程，2009，第3期.

[2]DL/T805.1-2011《火电厂汽水化学导则第1部分：锅炉给水加氧处理导则》，中华人民共和国电力行业标准.

[3]《大唐南京发电厂2×660MW超超临界机组给水加氧处理评估报告》，江苏方天电力技术有限公司，内部报告，2011年11月.

作者简介

高玉春男电厂化学工程师（化学技师）从事电厂化学工作三十余年。