超临界直流炉机组高沉积率分析

书书书·７８　　　·第３２卷第９期２０１１年９月电　力　建　设ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎＶｏｌ３２，Ｎｏ９Ｓｅｐ，２０１１中图分类号：ＴＭ６２３．７　文献标志码：Ａ　文章编号：１０００７２２９（２０１１）０９００７８０３６００ＭＷ超临界直流炉机组高沉积率分析及对策张小霓１，王琳２，吴文龙１，朱莉娜１（１．河南电力试验研究院，郑州市，４５００５２；２．南阳天益发电有限责任公司，河南省南阳市，４７４６７１）ＡｎａｌｙｓｉｓａｎｄＣｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓｏｆＨｉｇｈＤｅｐｏｓｉｔＲａｔｅｓｉｎ６００ＭＷＳｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌＯｎｃｅｔｈｒｏｕｇｈＢｏｉｌｅｒＺＨＡＮＧＸｉａｏｎｉ１，ＷＡＮＧＬｉｎ２，ＷＵＷｅｎｌｏｎｇ１，ＺＨＵＬｉｎａ１（１．ＨｅｎａｎＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｚｈｅｎｇｚｈｏｕ４５００５２，Ｃｈｉｎａ；２．ＮａｎｙａｎｇＴｉａｎｙｉＰｏｗｅｒＧｅｎｅｒａｔｉｏｎＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｎａｎｙａｎｇ４７４６７１，ＨｅｎａｎＰｒｏｖｉｎｃｅ，Ｃｈｉｎａ）ＡＢＳＴＲＡＣＴ：Ｔｈｅｃｈｅｍｉｓｔｒｙｃｈｅｃｋｕｐｉｓｍａｄｅｉｎｔｈｅｆｉｒｓｔｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅｏｆｔｈｅｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｏｎｃｅｔｈｒｏｕｇｈｂｏｉｌｅｒ６００ＭＷｕｎｉｔｓｉｎＨｅｎａｎＰｒｏｖｉｎｃｅ．Ｉｔｉｓｓｈｏｗｎｔｈａｔｔｈｅｄｅｐｏｓｉｔｒａｔｅｓａｒｅｈｉｇｈｏｎｔｈｅｗａｔｅｒｃｏｏｌｅｄｗａｌｌ，ｃｏａｌｅｃｏｎｏｍｉｚｅｒ，ａｎｄｔｈｅｔｕｒｂｉｎｅｂｌａｄｅ．Ｔｈｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｆｓａｌｔｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎｉｓｃｏｍｐｌｉｃａｔｅｄｉｎｔｈｅｔｕｒｂｉｎｅｂｌａｄｅ．Ａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎａｌｓｔａｔｕｓ，ｔｈｅｒｅａｓｏｎｓａｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｔｈｅｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓｐｒｏｖｉｄｅｄ．ＫＥＹＷＯＲＤＳ：ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｏｎｃｅｔｈｒｏｕｇｈｂｏｉｌｅｒ；ｓｃａｌｅｆｏｒｍａｔｉｏｎ；ｓａｌｔｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ；ｆｅｅｄｗａｔｅｒｔｒｅａｔｍｅｎｔ；ｄｅｐｏｓｉｔｒａｔｅ摘要：在河南某６００ＭＷ超临界直流炉机组首次大修时，通过对机组化学检查，发现水冷壁、省煤器、汽轮机叶片沉积率较高，汽轮机积盐叶片成分复杂。针对机组运行状况，进行了原因分析并提出改进建议。关键词：超临界直流炉；结垢；积盐；给水处理；沉积率ｄｏｉ：１０３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ１０００７２２９２０１１０９０１９０　引言随着国民经济的迅速发展和全球节能减排压力的剧增，高参数超临界机组成为近年来火电机组的发展趋势。截止２０１０年底，河南省内已建和在建的６００ＭＷ及以上机组已达２０余台。河南某电厂６００ＭＷ机组于２００７年１２月通过１６８ｈ试运投产，至２０１１年３月，汽轮机调节级压力增加０．８ＭＰａ，已经影响到机组满负荷运行，直接威胁机组的经济、稳定运行。２０１１年４月，该机组首次进行Ａ级检修，通过化学检查，发现水冷壁垢量逼近酸洗垢量上限，省煤器垢量最高达到１０５４９ｇ／ｍ２，汽轮机高压缸积盐严重。为避免此类问题的再次发生，对机组的运行状况进行调查分析，查找机组高沉积率原因，以提高机组运行的经济性和安全性。１　机组运行概况该机组自投产以来，化学运行的主要情况如下：（１）给水采用全挥发（ａｌｌｖｏｌａｔｉｌｅｔｒｅａｔｍｅｎｔ，ＡＶＴ）处理方式；（２）精处理采用氨化运行方式；（３）汽水系统Ｆｅ含量合格率较低，总体呈降低趋势，但数值普遍高于标准ＧＢ／Ｔ１２１４５《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》［１］中规定的“Ｆｅ的标准值小于５μｇ／Ｌ、期望值小于３μｇ／Ｌ”的规定，汽水系统Ｆｅ含量统计见图１；（４）机组累计运行约３年４个月。图１　汽水系统Ｆｅ含量统计Ｆｉｇ．１　Ｆｅｒｒｏｕｓｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｏｆｓｔｅａｍａｎｄｗａｔｅｒ２　机组Ａ级检修化学检查情况２．１　省煤器、水冷壁、汽轮机叶片高沉积率水冷壁、省煤器垢量及结垢速率见表１。表１　水冷壁、省煤器垢量及结垢速率Ｔａｂ．１　Ａｍｏｕｎｔａｎｄｒａｔｅｏｆｓｃａｌｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｎｗａｔｅｒｃｏｏｌｅｄｗａｌｌａｎｄｃｏａｌｅｃｏｎｏｍｉｚｅｒ割管部位向火侧（迎风侧）垢量／（ｇ·ｍ－２）结垢速率／［ｇ·（ｍ２·ａ）－１］背火侧（背风侧）垢量／（ｇ·ｍ－２）结垢速率／［ｇ·（ｍ２·ａ）－１］水冷壁２７２．９８２．０１７６．６５３．０省煤器１０５４．９３１６．８９３０．７２７９．５　　注：（１）以通过１６８ｈ试运时间为准，累积运行约３年４个月，以３．３３年计，以下相同。（２）省煤器、水冷壁结垢评价为多根样管中垢量最大的一侧。（３）根据ＤＬ／Ｔ１１１５—２００９［２］中的规定，水冷壁、省煤器结垢速率大于８０ｇ／（ｍ２·ａ），结垢评价为三类。　第９期张小霓等：６００ＭＷ超临界直流炉机组高沉积率分析及对策　　　·７９　　　·　　根据ＤＬ／Ｔ７９４—２００１《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的规定：直流炉水冷壁垢量达到２００～３００ｇ／ｍ２，应进行化学清洗［３］。该机组运行３．３３年，其水冷壁垢量已经逼近化学清洗的上限，达不到ＤＬ／Ｔ７９４—２００１中规定的运行５～１０年进行化学清洗的年限。对汽轮机叶片上沉积物较多部位取样称重，计算沉积物量和沉积速率，结果见表２。表２　汽轮机叶片沉积物量和沉积速率Ｔａｂ．２　Ａｍｏｕｎｔａｎｄｒａｔｅｏｆｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎｏｎｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｂｌａｄｅｓ取样部位沉积物量／（ｍｇ·ｃｍ－２）沉积速率／［ｍｇ·（ｃｍ２·ａ）－１］高压转子第１级动叶片背面２７．５２８．２６高压隔板第２级动静片背面７９．０５２３．７４　　注：汽轮机积盐评价为某级叶片最大积盐量。由表２可以看出，高压缸叶片尤其是静叶片的沉积物量多，根据ＤＬ／Ｔ１１１５—２００９［２］中的规定，评价为三类。２．２　高加疏水调门堵塞机组运行期间，高加疏水Ｆｅ含量超标，高加疏水调门堵塞，每隔几个月需要清除沉积物。高加疏水管路存在一定程度的流动加速腐蚀，腐蚀产物为黑色粉末。２．３　结垢、积盐成分分析依据ＳＤ２０２—１９８６《火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法》［４］，使用美国热电的ＩＲＩＳ型等离子体发射光谱仪对水冷壁，省煤器，汽轮机高、中、低压叶片上沉积物进行成分分析。２．３．１　水冷壁、省煤器垢成分水冷壁、省煤器垢成分中Ｆｅ含量（以Ｆｅ２Ｏ３计）占９５!以上。２．３．２　汽轮机叶片积盐成分汽轮机高、中、低压叶片沉积物主要成分见表３。表３　汽轮机叶片上沉积物主要成分含量Ｔａｂ．３　Ｍａｉｎｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎｓｏｆｄｅｐｏｓｉｔｏｎｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｂｌａｄｅｓ％沉积物成分高压第１级叶片背面高压第７级叶片背面中压第６级叶片背面低压第５级叶片背面Ｆｅ２Ｏ３４３．１８２０．８８１８．８９２６．９８ＣａＯ２４．０５１１．７４２．２４０．５１ＣｕＯ０．０６９．８９９．３５０．３２Ａｌ２Ｏ３１６．６９３１．６７６．７２０．２５ＳｉＯ２１０．８１１１．３４１０．３１６１．７２Ｎａ２Ｏ——１４．７０—ＳＯ３０．８０１．５２１１．３００．０４ＨＣＯ－３——１６．５５—　　从表１～３和近年来对河南省［５］、浙江省［６］内其他６００ＭＷ超临界直流炉首次大修期间检查的情况可以看出，６００ＭＷ超临界直流炉机组其水冷壁、省煤器结垢速率高，汽轮机叶片积盐速率高，汽轮机叶片积盐成分复杂是检查中发现的普遍共性问题。２．３．３　高加疏水腐蚀产物腐蚀产物中Ｆｅ含量（以Ｆｅ２Ｏ３计）占９５．４８％。３　结垢积盐特征分析３．１　水冷壁、省煤器结垢特征分析水冷壁、省煤器结垢速率高，省煤器表面垢形态疏松。垢成分均以Ｆｅ的氧化物为主，达到９５％以上，分析其主要原因如下。３．１．１　酸洗质量和基建残留物检查中发现省煤器入口联箱内部残留堆积很多铁屑等杂物，堆积最高处接近省煤器管口处，见图２。高温高压环境下，系统中的Ｆｅ迁移至省煤器、水冷壁，造成高沉积率。图２　省煤器入口联箱Ｆｉｇ．２　Ｃｏａｌｅｃｏｎｏｍｉｚｅｒｈｅａｄｅｒ虽然６００ＭＷ机组精处理系统１００％处理凝结水，但超临界直流炉运行期间无法排污，对凝结水后热力系统汽、水尚无处理手段，单靠化学精处理系统无法影响和改善整个热力系统汽水品质。因此，基建阶段酸洗质量和整个热力系统的清理工作至关重要，直接影响到机组正常运行期间的汽水品质，影响到省煤器、水冷壁的结垢速率和汽轮机的积盐速率及积盐成分。３．１．２　给水处理方式目前，６００ＭＷ及以上超临界直流炉机组首年普遍采用还原性ＡＶＴ给水处理方式，金属表面形成的双层Ｆｅ３Ｏ４氧化膜，由致密的Ｆｅ３Ｏ４内伸层和多孔、疏松的Ｆｅ３Ｏ４外延层构成，ＡＶＴ还原性处理方式不能将Ｆｅ２＋氧化为Ｆｅ３＋并随后转化为具有保护作用的αＦｅ２Ｏ３氧化膜覆盖层。Ｆｅ３Ｏ４外延层不耐水流的冲击，处于活化状态，热力系统局部可能会发生流动加速腐蚀（ｆｌｏｗａｃｃｅｌｅｒａｔｅｄｃｏｒｒｏｓｉｏｎ，ＦＡＣ）［７８］。ＡＶＴ处理方式对超临界机组的防护效果不能达到最佳状　·８０　　　·电　力　建　设　　　第３２卷态，给水含Ｆｅ量明显高于氧化处理（ｏｘｙｇｅｎａｔｅｄｔｒｅａｔｍｅｎｔ，ＯＴ）和弱氧化处理（ｗｅａｋｏｘｙｇｅｎａｔｅｄｔｒｅａｔｍｅｎｔ，ＷＯＴ），造成首次大修时水冷壁、省煤器结垢速率高，汽轮机叶片积盐速率高［５６］。ＦＡＣ产生的腐蚀产物，造成高加管的流通面积减小、疏水管路堵塞等问题，增加了流动阻力，直接导致给水泵压力增加、能耗增大。严重时，还会造成节流孔板的堵塞，导致出现超温及爆管现象［９１０］。３．１．３　精处理运行方式该机组精处理采用氨化运行方式，虽然延长了运行周期，节省了酸碱再生耗量和人力，但氨化运行的除盐效果较差，远远不及氢型运行的除盐能力，是图１中机组运行前３年，Ｆｅ含量居高不下的原因之一。３．２　汽轮机叶片积盐特征分析由表３可以看出，汽轮机叶片的积盐成分以Ｆｅ、Ｃａ、Ａｌ、Ｓｉ、Ｃｕ、Ｎａ等氧化物为主。汽轮机叶片上积盐原因如下。（１）基建时的酸洗质量、基建残留物、给水处理方式的选择和精处理运行方式等方面导致整个热力系统含Ｆｅ量超标，由蒸汽和减温水携带沉积至汽轮机叶片上。（２）热力系统中给水管道材质中有Ｃｕ合金成分，是叶片上沉积Ｃｕ的主要来源。由Ｃｕ的溶解沉积特性可知，在超临界状态下，随压力变化，蒸汽对Ｃｕ氧化物的溶解携带呈指数上升，高压缸叶片是Ｃｕ的主要沉积部位［６］。（３）汽轮机叶片积盐成分中Ｃａ占据了不小的比例，从文献［５－６］中报道的情况看，Ｃａ是汽轮机叶片上的罕见成分。由于该机组基建时系统中遗落较多杂物，怀疑Ｃａ是保温材料中的成分之一。经取样分析，Ｓｉ、Ｃａ是保温材料的主要成分，叶片上沉积的Ｃａ源于未清理干净的保温材料。（４）Ｓｉ和Ａｌ是尘土的特征成分，叶片上的Ｓｉ、Ａｌ主要来源于基建阶段未清扫干净的尘土。（５）精处理氨化运行方式对叶片积盐产生一定影响。４　结论（１）新建机组基建期间的酸洗质量和热力系统的清理工作至关重要，影响到后期汽水品质、结垢和积盐速率，直接影响机组运行的安全性、稳定性和经济性。酸洗质量及热力系统清理工作的把关应引起相关单位高度重视。（２）超临界直流炉机组高参数运行，对汽水品质要求高，且运行期间不能排污等，导致还原性ＡＶＴ给水处理方式已经很难满足ＧＢ１２１４５—２００８的要求。目前，ＷＯＴ在６００ＭＷ超临界机组上的实施应用，在降低水冷壁、省煤器结垢速率，汽轮机积盐速率，延长酸洗周期，降低机组运行能耗，解决疏水调门堵塞等方面，已经取得了令人满意的效果。（３）精处理氨化运行方式不是超临界机组的首选，尤其是机组首年运行期间，汽水品质有超标现象时，为保证除盐效果，慎选用氨化运行方式。（４）水冷壁垢量达到酸洗标准时，应利用大修期间进行化学清洗，并充分了解高加系统的垢量和ＦＡＣ情况。化学清洗时，根据实际情况考虑高加系统的清洗，提高机组运行的经济性。（５）对于ＡＶＴ处理方式的超临界机组，应考虑