摘要：随着我国电力工业的发展，新建火力发电机组多为具有循环热效率高、发电煤耗低、节能、环保等诸多优势的高参数、大容量的超超临界机组，本文通过对1000MW超超临界机组加氧转换及运行实践情况介绍，给同类型机组加氧提供参考借鉴。
关键词：超超临界机组；加氧；锅炉压差；流动加速腐蚀
引言
超超临界机组不采用加氧处理，容易发生给水系统流动加速腐蚀（FAC）、水冷壁结垢速率高、酸洗周期短、给水系统压差升高快、高压加热器疏水调节阀堵塞、水冷壁节流孔堵塞、精处理运行周期短等一系列问题，影响机组安全运行，降低机组效率，增加机组能耗。给水加氧处理（0T）是20世纪70年代发展起来的一种新的锅炉给水处理技术，它使锅炉内沉积物量减少、腐蚀损坏降低、直流炉炉管和加热器压降快速升高等问题得到解决，锅炉清洗频率降低，凝结水净化装置运行周期延长、给水管道流动加速腐蚀（FAC）得到很好改善。因此，对于设置凝结水精除盐装置且给水氢电导率符合给水加氧处理要求的无铜给水系统，宜采用加氧处理。
安徽安庆皖江发电有限责任公司#4机组为1000MW超临界燃煤发电机组，于2015年6月正式投产，机组采用氧化性全挥发处理。2018年#4机组C修期间，对锅炉进行了化学清洗，清洗完成后采用AVT（O）方式启动，为提高机组运行安全性、经济性，抑制给水、疏水系统流动加速腐蚀，延长精处理运行周期，降低锅炉沉积速率，延长锅炉酸洗周期等，#4机组从2018年3月开始实施加氧，采取向凝结水侧、给水侧及高加疏水侧进行加氧的全保护加氧方式，以下对#4机组加氧转换及运行情况进行介绍。
1加氧原理介绍
传统的给水AVT（O）处理方式是尽量降低给水的含氧量，并加入氨提高水汽系统的pH值。给水AVT（O）处理时，碳钢表面所形成保护膜是磁性四氧化三铁保护膜，在高温纯水中有较高的溶解度，特别在高速流动的纯净给水中，磁性四氧化三铁膜容易被溶解，从而使碳钢制高压加热器、给水管、省煤器和疏水系统发生流动加速腐蚀，使给水的含铁量高。
在给水加氧方式下，由于不断向金属表面均匀地供氧，使金属表面形成了致密稳定的“双层保护膜”。这是因为在流动的高纯水中添加适量氧，可提高碳钢的自然腐蚀电位，使金属表面发生极化或使金属的电位达到钝化电位，在金属表面生成致密而稳定的保护性氧化膜。直流炉应用给水加氧处理技术，在金属表面形成了致密光滑的氧化膜，不但很好地解决了炉前系统存在的水流加速腐蚀问题，还消除了水冷壁管内表面波纹状氧化膜造成的锅炉压差上升问题。
2 机组概况与汽水工况介绍
安徽安庆皖江发电有限责任公司1000MW超超临界燃煤发电机组锅炉为东方锅炉股份有限公司制造的超超临界直流锅炉，采用一次中间再热、平衡通风、前后墙对冲燃烧方式，锅炉本体为但炉膛、尾部双烟道结构、露天布置、固态排渣、全钢悬吊结构Π型布置，型号为DG2910/29.15-Π3。汽轮机为上海汽轮机厂制造的1000MW超超临界、单轴、一次中间再热、四缸四排汽、凝汽式汽轮机，型号为N1000-28/600/620。发电机为上海电机厂制造的自并励静止励磁三相交流发电机，型号为THDF125/67。机组在BMCR工况下，主、再热蒸汽温度为600℃／620℃，主蒸汽压力为28MPa。在凝泵出口和轴加之间设置精处理系统，精处理系统由2x50％前置过滤器+4x33％高速混床组成，给水系统设置2x50％汽动给水泵，机组设置九级回热加热器。#4机组于2015年6月份投产，至今运行情况良好。
3 加氧前水汽品质查定
2018年5月21日～5月26日，在给水采用AVT（O）处理方式下，控制凝结水、给水pH值为9.2～9.6，进行水汽品质查定，确定机组的水汽品质状况以及变化规律。查定项目包括水汽的氢电导率、直接电导率、pH值、溶解氧、钠离子含量、硅含量、阴离子杂质以及铁含量等。
3.1 电导率
测定结果表明，省煤器入口电导率控制在5.50～6.03μS/cm，对应pH在9.31～9.35之间。
3.2 氢电导率
各水汽氢电导率测定结果表明，精处理混床母管氢电导率在0.060μS/cm左右，凝结水泵出口、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽、再热蒸汽的氢电导率平均在0.061～0.079μS/cm，满足DL/T 805.1-2011《锅炉给水加氧处理导则》对氢电导率的要求。
3.3 pH
各水汽pH测定结果表明，除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽pH值平均为9.33左右，pH控制正常。
3.4溶解氧
各水汽溶解氧测定结果表明，给水AVT（O）处理工况下，凝结水泵出口溶解氧平均值为8.4μg/L，除氧器入口溶解氧平均值为7.0μg/L，除氧器出口溶氧平均值约为5.2μg/L，给水溶解氧平均值约为2.2μg/L。
3.5 钠离子
各水汽钠离子测定结果见表6。测定结果表明，水汽系统钠离子含量较低，凝结水泵出口、混床出口母管和主蒸汽钠离子含量均在1μg/L以下。
3.6 二氧化硅
各水汽SiO2测定结果表明，水汽系统中SiO2含量较小，符合标准要求。
3.7 阴离子含量
对#4机组各水汽取样，采用离子色谱仪对其阴离子含量进行分析。测定结果表明，水汽系统中除了检测出少量的乙酸根、甲酸根和氯离子外，其余阴离子含量均低于检出限。乙酸根、甲酸根分析可能来源于酸洗后系统残存、破碎树脂等有机物的分解等，运行中精处理混床再生、运行工况及运行终点控制等做相应调整。
3.8 铁
各水汽铁的测定结果表明，AVT（O）工况下，在pH值控制范围为9.31～9.35时水汽系统平均铁含量为0.3～1.0μg/L。
上述查定结果表明，#4机组水汽品质达到GB/T 12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》、DL/T 805.1-2011《锅炉给水加氧处理导则》对水汽品质的要求。
4 加氧转化
4.1 低压凝水系统加氧转化
2018年6月9日，投运常压自动加氧装置，进行低压凝水系统加氧转化工作。因凝结水泵除空气门全开，所以凝结水泵出口溶解氧和除氧器入口溶解氧均未上升。经过分析认为凝结水泵出口溶解氧长期处于10μg/L以上，低压凝水系统不加氧也可以满足低压凝水系统的保护，因此6月13日停止常压自动加氧装置。
4.2 高加疏水系统加氧转化
2018年6月11日，投运高压自动加氧装置，开始进行高加疏水加氧转化工作，6月14日高加疏水溶解氧开始上升至30μg/L，6月25日高加疏水溶解氧已完全达到平衡，高加疏水系统加氧转化完成，高加疏水溶解氧浓度控制为10-150μg/L。
4.3 高压给水系统加氧转化
2018年6月8日，投运高压自动加氧装置，开始进行高压给水加氧转化工作，2018年6月23日省煤器入口溶解氧开始上升，6月27日省煤器入口溶解氧已基本达到平衡，如图3所示，维持省煤器入口溶解氧含量在10～25μg/L。
4.4 加氧转化过程水汽氢电导率变化
开始加氧后，省煤器入口和主蒸汽水样的氢电导率都有不同程度的升高，最高分别上升至0.101μS/cm和0.144μS/cm。当加氧转化完成后，水汽氢电导率均恢复至正常水平，目前省煤器入口与主蒸汽水样的氢电导率分别为0.062μS/cm和0.056μS/cm。加氧转化期间及加氧转化结束后取水样，通过离子色谱分析阴离子杂质，检测结果表明，加氧转化期间水汽系统阴离子杂质处在较低水平。
4.5 加氧转化过程水汽系统腐蚀产物含量变化
加氧处理的目的是抑制给水系统、高加疏水系统流动加速腐蚀，降低水汽系统腐蚀产物铁的含量，从而降低锅炉受热面的结垢速率。因此炉前给水系统、高加疏水系统腐蚀产物铁的生成、迁移量的变化，是评价加氧处理效果的最直观指标。#4机组在加氧转化前后水汽系统铁含量变化趋势如图1所示。
图1 省煤器入口、主蒸汽、高加疏水加氧转化前后水汽系统铁含量变化趋势
结果表明：加氧处理后，水汽系统铁含量降低，正常加氧处理运行工况下，省煤器入口、主蒸汽、高加疏水等水汽铁含量平均值均在1μg/L以下，具体测量结果如表1所示。表明热力系统形成的氧化膜保护性良好，能够有效抑制给水系统、高加疏水系统的流动加速腐蚀。
表1 水汽系统铁含量测定结果（OT）
试验结果表明：
5.1给水处理由AVT（O）转为OT处理后，在pH值控制较低的情况下水汽系统铁含量明显降低。因此建议机组启动后，当水质满足加氧工艺要求时，将给水处理方式切换为OT处理。试验最终确定OT处理时给水pH值控制范围为9.0～9.2。
5.2 OT处理工况下，控制给水pH值为9.0～9.2，测定水汽系统铁含量 1μg/L左右，表明热力系统形成保护性良好的氧化膜后，能够有效抑制给水系统、高加疏水系统的流动加速腐蚀。
6 加氧处理效果
6.1 抑制流动加速腐蚀
加氧处理（OT）是一种优化的氧化性处理工艺，通过向弱碱性水中加入氧气，促使金属表面生成更加致密、溶出率更低的保护性氧化膜。加氧转换平衡后，在较低的pH值条件下，整个水汽系统的铁含量可稳定在一个低的水平，这是OT处理工况最具代表性的特点，有利于降低锅炉受热面的结垢速率。AVT（O）处理工况下，水汽系统铁含量在0.5～1.1μg/L，OT处理工况下，控制给水、凝结水pH值为9.0～9.2，除凝结水泵出口、给水、高加疏水等水汽铁含量平均值均在1μg/L以下。
6.2 延长精处理运行周期
实施OT处理之后，主要是靠适量的溶解氧维持对给水系统的保护，因此可将水汽系统的pH值适当降低。加氧处理后，给水、凝结水pH控制范围由原来9.3～9.6降低至9.0～9.2，系统加氨量减少，精处理运行周期将至少延长为原来的1倍以上，周期制水量也将会增加，混床再生次数减少，同样也会节约相关费用和人力成本。
6.3 加氧处理稳定运行
全保护自动加氧装置投运后，各项功能和技术指标均达到设计要求，能够保证加氧处理长期稳定运行。
因凝结水泵出口溶解氧含量平时在10～150μg/L能够满足凝结水有氧的需求，故常压自动加氧装置暂停投运。给水溶解氧含量控制在10～25μg/L的情况下，根据机组负荷的不同将会有较小的波动，后期随着加氧转化的深度完成，波动将会逐渐减小。当机组负荷为500MW—1000MW时，高加疏水溶解氧含量在控制在15～40μg/L。
6.4 过热蒸汽基本无氧
全保护加氧处理工艺与传统加氧工艺相同点是均向水汽系统加入氧，达到抑制相关系统流动加速腐蚀的目的；不同点是全保护加氧工艺下给水加氧浓度保持在能够抑制系统腐蚀的最低浓度，并且过热蒸汽中氧的浓度接近为零，有效避免了过热器和再热器氧化皮可能因加氧引起的脱落风险。同时通过向高加汽侧加氧，达到抑制高加疏水系统腐蚀的目的。#4机组实施全保护加氧处理后，给水溶解氧含量为10～25μg/L，而过热蒸汽溶解氧含量未发生变化。
综上所述，#4机组实施全保护加氧处理后，有效地抑制了给水系统、高加疏水系统的流动加速腐蚀，延长了精处理运行周期，加氧处理运行平稳，且保证主蒸汽中无氧，有效地降低了过热器、再热器氧化皮脱落的风险。
7 结语
#4机组实施全保护加氧处理前进行了充分的技术评估和准备工作，包括全保护自动加氧装置的安装调试、水汽系统在线化学仪表检验、水汽品质查定等。结果表明，#4机组水汽品质满足实施全保护加氧处理的要求。通过凝结水、给水、高加疏水加氧转化试验，成功实现了#4机组给水处理方式由AVT（O）向OT的转化。保护加氧转化完成后，控制凝结水泵出口溶解氧10～150μg/L，给水溶解氧10～25μg/L，高加疏水溶解氧10～150μg/L的情况下，过热蒸汽无氧，水汽系统中铁含量明显降低，其中给水、主蒸汽、高加疏水等水汽铁含量平均值均在1μg/L以下。这表明水汽系统的腐蚀得到有效抑制，有利于降低锅炉受热面结垢速率，减缓锅炉压差上升，从而延长锅炉化学清洗周期。加氧处理工况下，凝结水、给水pH值由原来的9.3～9.6优化调整至9.0～9.2，减少系统加氨量，精处理混床运行周期将会延长，混床再生次数减少，再生用酸碱及自用冲洗水量、再生废水排放量也会随之减少，有利于环保，降低运行人员工作强度。
为了确保全保护加氧处理的顺利实施和长期安全运行，应注意加强运行管理与设备维护，省煤器入口及高加疏水溶解氧表是控制给水、高加疏水自动加氧的重要依据，凝结水泵出口溶解氧表是判断凝结水是否有氧的重要依据，应准备充足及必要的备品备件，日常加强维护，保证其正常投运。定期对水汽系统在线化学仪表进行检验和校准，保证仪表准确测量，真实反映水汽品质。
参考文献：
[1]郭春荣，锅炉给水加氧处理技术在1000MW机组上的应用［A］.广东：应用能源技术，2012.第9期28页
[2]高海瑞，治卿，刘伟，超（超）临界直流锅炉给水加氧处理技术应用［A］.内蒙古：工业用水与废水，2013.第4期67页
论文作者:柏发桥
论文发表刊物:《防护工程》2018年第31期
论文发表时间:2019/1/15
标签：水汽论文; 疏水论文; 溶解氧论文; 机组论文; 系统论文; 含量论文; 省煤器论文; 《防护工程》2018年第31期论文;