6燃气机组化学技术监督存在的主要问题

燃气-蒸汽联合循环机组化学技术监督存在的主要问题北京太阳宫燃气热电有限公司张利春我国引进燃气-蒸汽联合循环机组时间较短，美国GE、德国西门子、日本三菱等公司“二拖一”、“一拖一”机组应用较为普遍，余热锅炉生产厂家有杭州锅炉、哈尔滨锅炉、无锡华光锅炉、武汉锅炉、东方日立锅炉等公司。燃气-蒸汽联合循环机组所配余热锅炉（HRSG）大多为三压（双压）、再热、无补燃、自然循环，有卧式和立式之分，又有设置低压汽包的和利用凝汽器除氧的，其水汽系统不同于燃煤机组，较为复杂。余热锅炉典型水汽流程简介：凝结水→凝结水泵→除铁过滤器→低压省煤器→低压汽包（低压汽包）→低压饱和蒸汽及中、高压给水泵→中、高压汽包→中、高压蒸汽。燃气-蒸汽联合循环机组现状调研燃气-蒸汽联合循环机组现状调研燃气-蒸汽联合循环机组现状调研1、没有针对燃机的化学技术监督标准；2、对燃机余热锅炉缺乏水汽工况缺乏深入了解；3、对燃机余热锅炉腐蚀认识不足；一、化学监督存在的主要问题1、没有针对燃机的化学技术监督标准目前，国内尚无燃气-蒸汽联合循环机组化学技术监督指标及标准，均按余热炉厂家提供的GB/T12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》执行，但是标准中对水汽指标只简单按压力等级划分，燃机电厂的部分指标因无明确规定，只能参照燃煤机组标准，导致各个电厂的控制指标各异，有些标准过于宽松，甚至完全不适用，因此急需统一制定相关标准或指导性文件，规范对燃气-蒸汽联合循环机组的化学监测技术和化学指标控制，解决现场发生的实际问题。1、没有针对燃机的化学技术监督标准(1)如凝结水溶氧标准，国标要求≤50μg/L，燃煤机组一般配置除氧器，燃机没有除氧器的怎么控制？（2）低压汽包即是汽包又是除氧水箱，采用何种方式？（3）加药点、取样点如何设置？（4）余热锅炉管材选用如何考虑水汽工况的影响？燃气-蒸汽联合循环机组的余热锅炉采用模块化设计，容易进行安装，但不易进行维护和更换；受热面虽不易发生烟气冲刷等问题，但是由于管壁较薄，部分管壁腐蚀余量设计仅为1mm，一旦发生内壁结垢、腐蚀问题，将严重影响机组的安全稳定运行。目前没有标准对其进行规范，绝大多数的燃气-蒸汽联合循环机组电厂存在无法确定受热面的检查部位和检查周期、以及如何评价受热面腐蚀结垢状况、是否应该进行化学清洗等问题。对燃气-蒸汽联合循环机组受热面割管检查工作提出相应标准或指导性文件，做为评估余热锅炉寿命的依据，避免化学监督缺失或不必要的割管检查。燃气-蒸汽联合循环机组受热面割管检查及评价标准加药取样点设置优化研究现在燃气-蒸汽联合循环机组均采用三（二）汽包系统，水汽流程相对较为复杂。目前有些取样点水样较少，有些取样点甚至没有水样进在线仪表。为了能确保能全面监测整个水汽系统的水汽品质，需要对燃气-蒸汽联合循环机组的水汽取样点进行重新评估和优化调整。对于燃气-蒸汽联合循环机组加药点，目前采用凝结水加氨点和加联氨点设在凝结水泵出水母管，给水加氨点设在高压及中压给水泵入口母管，磷酸盐加药点为高、中、低压汽包。给水加氨共用一个加药泵，其出口分别向高压及中压给水泵入口母管进行加药。炉水加磷酸盐也是共用一个加药泵，其出口分别向高压、中压及低压汽包进行加药。由于低压、中压及高压汽包压力等级不一样，导致加药不均匀。因此需要在通过试验对加药点位置和加药方式重新进行评估和确定，以保证机组加药的合理。燃气-蒸汽联合循环机组加药、取样、在线化学仪表配置标准在线化学仪表的配置优化研究燃气-蒸汽联合循环机组在线化学仪表配置没有统一的标准，通过试验对其在线化学仪表配置进行优化，增加具有重要意义但现在没有配置的在线化学仪表，减少重复或不必要配置的在线化学仪表，做到在满足化学监督需要的同时尽量减少维护成本。燃气机组加药、取样、在线化学仪表配置标准水溶液中的各种正、负离子都具有导电的能力，其导电能力的大小用电导率来表示。在火力发电厂热力系统中水汽品质接近“纯水”，所含有的物质比较简单，并相对稳定。所谓氢电导率，就是将检测水样先通过一个阳离子交换柱，水样中的阳离子被离子交换树脂中的氢交换，通过交换柱的水样留有阴离子和交换下来的氢离子，然后测定电导率。氢电导率检测原理北京太阳宫燃气热电规模为1×780兆瓦级燃气-蒸汽联合循环“二拖一”发电供热机组余热锅炉由杭生产。余热锅炉（HRSG）为三压、再热、卧式、无补燃、自然循环、自身除氧、全封闭的燃机余热锅炉。高、中、低三个汽包前都有省煤器模块余热锅炉水汽流程简介：凝结水凝结水泵除铁过滤器低省除氧器（低压汽包）低压饱和蒸汽低压汽包高压给水泵高压省煤器高压汽包中压给水泵中压省煤器中压汽包除氧器（低压汽包）天然气加热器机组简介自2012年12月15日开始，低压饱和及低压过热氢电导率持续超标，至12月27日氢电导率达到了2.0μs/cm（最大量程为2.0），天然气加热器泄漏前后指标变化单位：μs/cm项目12-2612月27日19:0021:0023:001:003:005:009:0011:00高压过热蒸汽0.080.080.080.100.120.070.070.07中压过热蒸汽0.100.090.150.170.200.240.250.18低压给水0.200.160.150.150.150.180.170.15低压饱和蒸汽0.560.540.821.902.001.280.830.66低压过热蒸汽0.550.551.162.002.000.890.780.73水汽系统氢电导率数据氢电导率超标以后，对水汽钠、二氧化硅等核对，均未发现异常，加大了系统补水和开大除氧器排氧门等操作，氢电导率有所下降，但仍超过标准，当时运行人员检查发现天然气性能加热器出水中天然气含量超标报警，判断为天然气加热器泄漏，天然气进入到水侧，机组停运后对天然气加热器进行了打堵，再次启动后问题得到了解决。应对措施系统中漏入天然气的影响针对天然气漏入系统引起氢电导率超标问题，查阅了近期的天然气化验报告，天然气成分中含有1%-2%CO2和少量的硫化氢等杂质，而氧气量却很低。这也是氢电导率超标后，溶解氧含量变化不明显的主要原因。氢电导率超标原因分析CO2，μg/L0102030405060708090100cc，μs/cm0.050.090.120.160.190.210.240.260.280.300.32二氧化碳浓度与氢电导率的关系（25℃，无其他阴离子）二氧化碳浓度与氢电导率的关系除氧器排汽门开大后，给水、蒸汽氢电导率会有明显下降，因为可以排除杂质，当凝结水进入除氧器后，NH4CL和(NH4)2C03发生分解，CO2从水中析出，通过除氧器排汽门排出，同时，水中的氨也会随之排掉，由于氨和CO2的分配系数有很大差别，CO2的分配系数远远大于氨的分配系数，所以，除氧器除去的CO2与氨的比值要比进水中的比值大，致使除氧器出水含氨量大于进水含氨量，相应除氧器出水的pH大于凝结水的pH。如果除氧器排汽门开度较小，排出的CO2的量小于凝汽器漏入的量，则水汽系统中CO2不断富集，最终电导率上升而超标。开大除氧器排汽门后，由于排出的CO2量大于凝汽器泄漏的量，给水、蒸汽氢电导准随之下降。除氧器排汽门开度的影响热化学试验研究—2号炉(4)2号炉电动排汽门开度试验第一阶段：2号炉电动门2/3开度2号炉电动门三分之二开度试验维持了五小时十分钟，试验期间低压过热蒸汽的在线CC数值由最高0.722μs/cm开始迅速下降，一小时四十五分钟后下降到0.30μs/cm以下，最后逐渐下降至0.176μs/cm，脱气氢电导率DCC数值略有下降，变化不大。-500501001502002503000.20.30.40.50.60.7氢电导率（μs/cm）实验时间(min)低压蒸汽氢电导率低压蒸汽脱气氢电导率0.000.020.040.060.080.10脱气氢电导率（μs/cm）由于主流燃机设计大多采用二拖一设计，两台余热炉公用一台汽机及凝汽器，一旦凝汽器水质出现异常，必然会影响到两台余热锅炉。主要影响因素如下：1余热锅炉比较多的采用低压汽包做为除氧器，在排氧门开度较小的情况下，气体未完全去除，从而进入低压汽包水侧，低压蒸汽系统替代了除氧器的功能，在产生蒸汽的同时也带走了其他气体。2因低压系统参数较低，水汽系统的二氧化碳、氧气等气体消耗较慢，当气体含量不断增加后，低压给水氢电导率也在不断升高。3燃气机组不同于同级别的燃煤机组，均未设置凝结水精处理，二氧化碳未有效去除，而煤机因精处理系统二氧化碳则不会对后续系统产生影响。系统设计的影响燃气-蒸汽机组低压余热锅炉a)考察炉水磷酸盐浓度对蒸汽品质（氢电导率、含钠量）的影响。b)确定炉水磷酸盐浓度范围。c)寻求蒸汽氢电导率、含钠量的控制指标。试验条件a)机组负荷：总负荷600MW～620MW。b)汽包压力：额定压力。c)汽包水位：正常控制水位。d)余热炉连续排污维持在正常运行时的开度（0.5%～1.0%）e)炉水pH控制在9.5～9.7。余热炉炉水磷酸盐浓度对蒸汽品质影响2015年2月6日9:10，启动1号、2号余热炉中压和高压炉水磷酸盐加药泵，往系统内加入配置好的0.1%磷酸钠药液，加药约10分钟后1号、2号余热炉的中压饱和蒸汽、中压过热蒸汽CC首先上涨，之后高压饱和蒸汽、高压过热蒸汽、凝结水、低压系统等整个水汽系统的CC全部相继上涨，9:50停止磷酸盐加药，水汽系统各个水样的CC迅速下降回落，逐渐恢复到加药前的状态。10:00取凝结水、低压饱和蒸汽和低压过热蒸汽（脱气氢电导率表排水）进行了痕量离子色谱分析。余热炉炉水磷酸盐浓度对蒸汽品质影响对下列影响氢电导率的因素进行了对比、排除，未发现其影响。（1）有机碱化剂加入分解后产物；（2）腐植酸带入后分解(补给水质量差)；（3）冷却水泄漏带入；（4）脱气效果不佳(凝汽器系统脱气效率较低)；（5）给水加药系统带入(药液被空气饱和后加入系统)；（6）化学仪表是否准确等。其他因素的影响3.1FAC的概念及影响流动加速腐蚀(FAC)是在还原环境下的紊流区，如管道弯头、三通以及异径管连接处等部位发生的加速性腐蚀，不仅会导致热力设备的腐蚀破坏，而且还是水汽系统腐蚀产物迁移的主要原因。FAC可以分为腐蚀和加速两个过程，二者不可或缺，在合适的水环境中在局部热力系统四氧化三铁腐蚀的发生、形成和溶解是基础条件，由于管路的几何因素形成的水流加速、紊流等流体动力学变化是必要条件。FAC按形成原因也可分为单相流和双相流（汽液）FAC。世界各地电厂已经发生了多起由FAC引起的突发性爆管事故，造成了人身及设备的严重伤害。如果不对其加以控制，在适宜条件下，FAC对管壁每年的减薄可达到0.1～10mm。3、流动加速腐蚀（FAC）研究3.2联合循环机组余热锅炉FAC的典型案例及重点发生部位由于国内大型燃气-蒸汽联合循环机组投运时间较短，FAC对余热锅炉(HRSG)系统的危害还没有显现，但从HRSG系统运行条件看，其尾部受热面恰恰处在发生FAC的敏感区。在国外早已对这一问题引起了重视，如GE公司关于HRSG通用规范表B14中已明确规定，对于9F等级的HRSG，中、低压系统的蒸发器和省煤器均需采用含Cr量在1.25%以上的低合金钢，目的就是延缓FAC对管壁的腐蚀；再如在欧洲，为防止流动加速腐蚀，保持给水pH值大于9的前提下，已将给水含氧量提高到0.1mg/kg。鉴于HRSG受热面检修极其困难，FAC对HRSG系统的危害更应引起足够的重视。3、流动加速腐蚀（FAC）研究联合循环机组余热锅炉FAC的典型案例及重点发生部位低压汽包内部折流挡板的FACFAC的典型表面状态3、流动加速腐蚀（FAC）研究4.3华北地区联合循环机组余热锅炉FAC典型案例分析背烟气侧迎烟气侧取样管剖开后管子内壁形貌管子横截面金相取样壁厚减薄形貌3、流动加速腐蚀（FAC）研究3.3华北地区联合循环机组余热锅炉FAC典型案例分析管子泄漏原因分析从低压蒸发器运行工况分析，1号燃机的给水采用AVT(O)工况，只加氨水，不添加联氨，低