科技项目立项建议书

科技项目立项建议书国家能源集团广东电力有限公司科技项目立项建议书项目名称：国能台山电厂6、7号机组化学系统自动加氧研究与应用项目实施单位：国能粤电台山发电有限公司项目承担单位：国能粤电台山发电有限公司项目负责人：孙亮、刘涛申报日期：2022.06.24国家能源集团广东电力有限公司科技信息部制订(2022年版)一、立项背景1研究背景和必要性为了抑制给水系统流动加速腐蚀、延长精处理混床运行周期，同时规避高氧处理可能带来的氧化皮问题，国能台山电厂采用了两点低氧处理技术，在精处理出口母管和除氧器下降管同时加氧，通过给水流量和相应的溶解氧控制加氧量，一般控制除氧器入口溶氧35-65μg/L，省煤器入口溶解氧10-30μg/L。降低PH，达到降低锅炉水冷壁管氧化铁的沉积速率和延长锅炉化学清洗周期的目标。三单元化学加氧系统采用传统气态加氧工艺，工业氧气减压后通过质量流量控制器进行氧量调节。目前存在问题如下：目前设备的基本情况、存在的主要问题：（1）加氧处理工艺的缺陷。目前低氧处理工况下蒸汽基本无氧，高压加热器汽侧也处于无氧状态，同时氨在汽液两相分配系数大，高加汽侧中大量的氨处于汽空间，疏水侧pH值较低。因此，高加汽侧仍然存在严重的流动加速腐蚀，可能造成高加换热管腐蚀泄漏，腐蚀产物会沉积在疏水调节阀处造成阀门卡涩，腐蚀产物还会迁移至给水系统增加锅炉结垢速率。总之，低氧处理技术无法解决高加汽侧流动加速腐蚀及其带来的一系列问题。图一低氧处理技术工艺流程示意图（2）加氧装置的局限性。1）目前使用的加氧装置为传统纯氧加氧装置，需要定期更换氧气瓶，由于高压氧气瓶属于易燃易爆物，人员在接卸搬运使用过程中风险较大，更换频繁，人员劳动强度较大；2）目前加氧装置为基建加氧装置简单改造而来，虽然能实现给水自动加氧，但在机组负荷剧烈波动时，给水溶解氧波动仍然较大。同时，由于海边空气湿度大、盐分高，基建加氧装置又相对简陋，频繁出现加氧管道渗漏现象，影响加氧装置正常运行。以2021.4.29-2021.6.1，6号机组运行为例，机组负荷在350-1000MW内波动，6号机省煤器入口氧含量在20-300ug/L（表计最高量程为300）之间波动（标准30-150ug/L），尤其是机组负荷偏低的情况下，氧含量波动更为频繁。溶氧值波动大，造成高压给水系统氧化膜生成不致密，增加氧化皮脱落及锅炉爆管的风险。图二：2021.4.29-2021.6.1，6号机组负荷曲线图三：2021.4.29-2021.6.1，6号机省煤器入口氧含量综上所述，目前台山电厂采用了低氧处理工艺和传统纯氧加氧装置，存在高加汽侧缺乏有效保护、给水溶氧波动可能造成蒸汽有氧、加氧装置可靠性差、更换氧气瓶有安全风险等一系列亟需解决的问题。因此，对6、7号机组化学系统自动加氧进行研究改进是极其必要的。2国内外研究现状和发展趋势目前国华绥中电厂#3.#4（2X1000MW）、国华九江电厂（1X1000MW）、国华九江电厂（2X1000MW）、国华锦界电厂（2X660MW）、大唐雷州电厂（2X1000MW）、粤电静海电厂（2X660MW）、粤电韶关电厂（1X600MW）、福能鸿山电厂（2X600MW）等几十台机组已经成功将全保护加氧技术应用于实际生产运行当中，给水溶氧值波动可以控制在设定值±5ug/L之间，并且完全实现了无人值守的自动化加氧目的。全保护加氧技术（加氧介质：空气）已经成为加氧方案的主流技术及趋势。（1）国华寿光电厂1、2号机组为1000MW超超临界燃煤发电机组，两台机组均采用全保护加氧处理技术及装置，于2020年7月23日正式投入加氧处理，运行效果如下：1）加氧转化完成后，控制除氧器入口溶解氧在30~150μg/L，省煤器入口溶解氧在10~30μg/L（期望值10~20μg/L，见图四），高加疏水溶解氧在10~150μg/L，主蒸汽溶解氧2）加氧处理工况下，给水pH值由加氧前的平均9.4降低至加氧后平均9.0，对应的氨含量平均值由原来1016μg/L降低至266μg/L，氨的加入量减少了约73.8%，凝结水精处理混床周期制水量将提高至原来的3.8倍。3）与AVT（O）工况相比，实施加氧处理后，单台机组1年节约的氨水、再生用酸、碱、除盐水及化学清洗费用约为112.47万元，经济效益非常显著。图四国华寿光2号机组省煤器入口溶解氧随负荷变化曲线（2）福能鸿山1、2号机组为600MW超临界燃煤发电机组，两台机组均采用全保护加氧处理技术及装置，于2021年5月30日正式投入加氧处理，运行效果如下：1）加氧转化完成后，控制除氧器入口溶解氧在30~150μg/L，省煤器入口溶解氧在10~30μg/L（期望值10~20μg/L，见图五），高加疏水溶解氧在10~150μg/L，主蒸汽溶解氧2）加氧处理工况下，给水pH值由加氧前的平均9.4降低至加氧后平均9.0，对应的氨含量平均值由原来1016μg/L降低至266μg/L，氨的加入量减少了约73.8%，凝结水精处理混床周期制水量将提高至原来的3.8倍。3）与AVT（O）工况相比，实施加氧处理后，单台机组1年节约的氨水、再生用酸、碱、除盐水及化学清洗费用约为46万元，经济效益非常显著。图五福能鸿山1号机组省煤器入口、主蒸汽溶解氧随负荷变化曲线经过调研，全保护加氧处理已成为国内很多电厂进行加氧改进的首选方案，采用高氧处理和低氧处理方案的电厂很少。二、标准内容与预期目标1研究内容对6-7号机化学加氧系统进行研究改进，将原有低氧处理工艺改为全保护（空气）加氧。实现对向精处理出口母管、除氧器下降管和1号高加汽侧进行加氧，分别控制除氧器入口、省煤器入口和高加疏水溶解氧在10~150μg/L、10~30μg/L、10~150μg/L，同时控制主蒸汽溶解氧＜5μg/kg。2预期目标和成果对6、7号机化学加氧系统改进后，可将给水溶氧值精确控制在设定值的±5ppb之内，彻底杜绝主蒸汽溶氧超标的现象，同时可以完全自动化运行，一键启动后无须人工干预，可以做到及时自动跟踪当前流量变化并调整加氧量，消除大滞后、大振荡现象。达到以下初步指标：申请专利至少1项，发表论文1篇。3创新点（1）全保护自动加氧装置采用空气作为加氧介质，结合气体减压稳压、高压微量流量可视化、智能调压控制加氧量、前馈+PID控制等技术，能够实现全保护加氧工艺，给水溶氧控制精度高，无需更换氧气瓶，实现真正意义上的全自动精准加氧、无人值守。（2）全保护精准加氧技术处理是国内外唯一实现给水和疏水系统得到有效保护的同时，避免了促进过热器和再热器奥氏体钢氧化皮脱落风险的技术装置，能够有效解决超（超）临界机组水汽循环系统热力设备防腐的关键问题。三、实施方案1技术路线6、7化学加氧研究改进，由传统低氧处理工艺改为全保护（空气）加氧。2研究工作采用空气作为加氧介质，结合气体减压稳压、高压微量流量可视化、智能调压控制加氧量、前馈+PID控制等技术，实现全保护加氧工艺。3项目实施方式本项目采用联合研发方式实施，外部技术力量与公司内部团队共同研发实施。4项目实施进度计划和阶段目标（1）2023年6月1日前完成招标准备；（2）2023年7月1日前完成招标；（3）2023年8月15日前完成相关研究及设备选型；（4）2023年10月30日设备到货验收。（5）2023年11月20日完成施工安装。（6）2023年11月30日调试完成。（7）2024年12月30日项目完成整体验收。5项目组织实施保障措施为保障该项目能够高质量、按时完成研究，台山电厂将配备专门团队，由专业组组长担任项目组长，维护部专业主管担任执行组长，由安监部等相关部门负责人担任业务组长，各专业人员担任组员，全力实施并高质量完成国能台山电厂6、7号机组化学系统自动加氧研究与应用项目。6研究基础条件本项目需要具备较好的创新意识，较好的基础设施条件，需要具备良好的外部技术、专家团队，需要电厂专业人员的深度参与与研究。四、效益预测1经济效益（1）精确控制给水溶氧值在设定值的±5μg/L之内，彻底杜绝了主汽测溶氧超标问题。（2）实现了无人值守的自动化加氧，无需运行人员搬运更换气瓶及就地调节控制加氧。（3）有效降低锅炉水冷壁管氧化铁的沉积速率和延长锅炉化学清洗周期。（4）降低机组运行耗氧量，延长凝结水精处理运行周期。（5）综合经济效益核算，改进后台山电厂两台1000MW机组每年可节约70万元。2社会效益项目实施后，能够解决锅炉给水溶氧值波动大的问题，杜绝了高压给水系统氧化膜生成不致密的情况，降低了氧化皮脱落及锅炉爆管的风险，保证了机组安全稳定运行，对我厂树立良好的社会形象起到积极作用。五、年度计划及经费预算费用名称取费说明预算费用（单位：元）备注2023年**年合计直接费1+2+3+4+5+6+7+8+9+10+11+1218800001880000人员费(1)+(2)项目在职研发人员费劳务费材料费(1)+(2)+(3)+(4)原材料辅助材料低值易耗品其他材料费设备费(1)+(2)+(3)+(4)15000001500000仪器、设备购置费试制仪器、设备费仪器、设备升级改造费仪器、设备租赁费测试化验加工费燃料动力费新产品设计费、新工艺规程制定费现场实施费(1)+(2)建设工程费380000380000维修改造工程费差旅费专家咨询费会议费国际合作与交流费出版/文献/信息传播/知识产权事务费等(1)+(2)+(3)+(4)+(5)+(6)出版费资料费专用软件或数据购买费文献检索费专业通讯费专利申请及知识产权事务费间接费自主研发项目/外委项目项目直接费—设备购置费-现场实施费合计一+二六、其他需要说明的问题无七、项目负责人签字项目负责人（签字）：年月日八、承担单位盖章九、广东公司科技信息部审核意见国家能源集团广东电力有限公司科技信息部:（公章）负责人（签字）：年月日