660 MW超超临界燃煤机组水汽氢电导率异常原因分析

邱敏,邱吉晗

(1.华电电力科学研究院有限公司,浙江 杭州 310030;2.福建棉花滩水电开发有限公司,福建 龙岩 364000)

水汽指标氢电导率的监督是保证机组安全稳定运行的重要指标,能有效反映水汽系统的腐蚀、结垢和积盐等[1]。在超超临界直流炉中水是一次性通过锅炉各管段无再循环,当不合格的汽水进入热力系统时容易造成锅炉受热面结垢,甚至爆管。本文结合华东地区某2×660 MW超超临界燃煤发电机组水汽指标氢电导率超标进行分析并提出解决方案。

1 机组概况

1.1 锅炉系统

该电厂#1、#2机组采用由上海锅炉厂有限公司设计制造的660 MW超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,一次中间再热、单炉膛、四角切圆燃烧方式、平衡通风、п型半露天布置、除灰渣系统为干式(风冷)机械式除渣系统、全钢架悬吊结构。炉后尾部布置两台转子直径为Φ14 236 mm的三分仓容克式空气预热器。锅炉型号为SG-2024/26.15 M6002。

1.2 汽轮机系统

该电厂#1、#2机组汽轮机为上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的超超临界汽轮机,型号为N660-25/600/600,该汽轮机为一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机。最大连续出力为718 MW,额定出力660 MW。采用复合变压运行方式,额定转速为3 000 r/min。汽轮机设置2个高压主汽门、2个高压调门以及2个中压主汽门、2个中压调门和一个过载补汽阀,主汽门和调门放置在共用的阀体内,并具有各自的执行机构。机组采用全周进汽没有调节级,第一级采用斜置喷组,采用切向进汽,节流损失小。汽轮机具有八级非调整回热抽汽,设有三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器和一台疏水冷却器。机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统用以机组的启动。

1.3 锅炉补给水系统

锅炉补给水处理系统由澄清池、无阀滤池、高效过滤器、活性炭过滤器和二级除盐系统组成,除盐水处理系统设计最大出力3×100 m3/h。锅炉补给水处理系统流程为:絮凝澄清池→无阀滤池→高效过滤器→活性炭过滤器→阳床→除碳器→阴床→混床→除盐水箱。系统连接方式:澄清池、无阀滤池、高效过滤器、活性炭过滤器采用母管制连接,二级除盐系统采用单元制连接。

1.4 热力系统

该厂机组热力系统包括除盐水泵、凝汽器、精处理系统等。每台机组由2台50%前置过滤器和3×50%高速混床组成凝结水精处理系统。高速混床树脂失效后采用高塔法体外再生系统,3号、4号机组6台高速混床共设置一套体外再生装置,再生系统则由三塔系统(分离塔、阴塔、阳塔)、再生液系统、高速混床再生冲洗水系统、前置过滤器反洗水系统、罗茨风机和压缩空气系统、废水排放系统组成。

2 异常原因分析

2022年9月21日下午,2号机组带工业抽汽供热运行,蒸汽氢电导率指标出现异常,主蒸汽氢电导率最高达0.16 μs/cm,已超标准值,14:00化学运行人员将供热切换到1号机组后,2号机组主蒸汽氢电导率指标呈下降趋势,到下午16:30,主蒸汽氢电导率指标恢复至标准范围内。2022年9月22日上午,随着机组供热抽汽负荷上涨,带供热的1号机组主蒸汽氢电导率出现上涨趋势,最高达0.13 μs/cm,后由2号机组分摊部分供热后蒸汽氢电导率才慢慢下降至标准值范围内。从以上分析看出,1号、2号机组水汽氢电导率变化特征为随着机组供热抽汽量的增大,其主蒸汽氢电导率上升趋势明显;当机组供热抽汽量降低时,其主蒸汽氢电导率指标又恢复至标准值范围内。

2.1 机组水汽分析

机组水汽氢电导率异常期间对2号机组水汽指标SiO2、Na+和Cl-进行化验分析,结果见表1。对2号机组各水汽取样点水样进行阴离子色谱分析,分析结果见表2。

表1 2号机组水汽化验分析结果

机组水汽氢电导率异常期间对2号机组主要水汽指标SiO2、Na+、Cl-等进行分析,从化验结果各指标均在正常范围内,未出现超标情况,说明不是因硅、钠和氯含量指标异常导致水汽氢电导率不合格。

从表2水汽取样点水汽阴离子色谱分析结果看出,在水汽氢电导率异常期间2号机组主蒸汽和再热蒸汽中HCOO-和CH3COO-离子含量明显异常,而主蒸汽和再热蒸汽中HCOO-和CH3COO-一般来源于有机物的高温分解,说明机组在供热时进入水汽系统的有机物明显增加[2]。

2.2 补给水除盐系统分析

机组水汽氢电导率异常期间,对补给水系统除盐系统运行设备进行排查,一级除盐#3阴床出水电导率0.10 μs/cm,#1混床出水电导率0.08 μs/cm,未见明显异常。

2.3 低压给水系统分析

在机组水汽氢电导率异常期间,检查1号机组低压给水水汽指标情况:#1A高混出水电导率0.06 μs/cm,#1B高混出水电导率0.07 μs/cm,1号机组除氧器入口氢电导率0.06～0.07 μs/cm,无明显异常;检查2号机组低压给水水汽指标情况:2A高混出水电导率0.07 μs/cm,2B高混出水电导率0.07 μs/cm,2号机组除氧器入口氢电导率0.06～0.07 μs/cm,无明显异常。分析1号、2号机组蒸汽氢电导率指标异常,其主要由省煤器入口至蒸汽系统影响所致。

2.4 补给水及水汽系统TOC分析

对锅炉补给水处理系统阳床出口、阴床出口、混床出口、除盐水箱以及1号机组凝补水箱入口、凝泵出口、高混出口母管、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽、再热蒸汽等水样进行取样分析,化验TOC含量。其化验结果如表3所示。

表3 水汽系统TOC化验数据

从表3可以看出原水TOC含量较高,经过澄清池絮凝沉淀后TOC含量有少量去除,去除效果比较明显的是活性炭过滤器及阴床。

机械加速澄清池、絮凝沉淀池等沉淀池通过添加絮凝剂或助凝剂等等药物能有效脱除水中的悬浮物。当澄清池中絮凝剂或者混凝剂将水中悬浮物等小颗粒物质凝聚时间能携带一定量的小分子无机物凝聚变大,然后通过自身重力沉降后脱除。但是在澄清池中通过药剂絮凝沉淀脱除悬浮物协同脱除有机物的方式对不同形态的有机物如溶解态、胶体态及悬浮态等脱除效果不一样,有很明显区别。一般学者都认为絮凝沉淀过程能有效脱除胶体态和悬浮态的有机物,对溶解态有机物的脱除效率不是很高。该厂澄清池对TOC的脱除率范围在8%～29%。

活性炭由于其制备原料决定其具有高度发达的孔结构,在处理水样过程可以依靠自身的孔结构有效吸附水中的悬浮物及有机物等物质,活性炭的吸附一般依靠范德华力。活性炭对有机物的脱除率依据有机物种类根据不同有机物的相对分子质量大小及在水中的溶解度决定脱除率。由于活性炭孔径比较小,当有机物分子尺寸过大时就不能通过活性炭的孔隙,则不能被吸附,当有机物的尺寸和活性炭的孔径大小相差不大时可能会堵塞在活性炭的孔隙中,导致活性炭吸附能力下降。通常认为活性炭过滤器对有机物相对分子质量在450～900的有机物脱除效果比较好,脱除率可达80%左右。但是活性炭过滤器也有自身的弊端,其对有机物的脱除率随着运行时间而逐渐降低,无法通过反洗恢复投运初期的吸附容量。该厂活性炭对TOC的脱除率范围在45%～55%。

一般认为阳离子交换树脂对有机物没有脱除能力,混床树脂对有机物的脱除能力较弱,阴床对有机物的脱除效率较高。阴床中阴离子树脂优先通过离子交换作用脱除有机物,其次是吸附,凝胶型阴离子树脂脱除有机物的同时将牺牲本身的交换能力,大孔型阴离子树脂通过吸附作用能够降低80%的COD,但容易解吸。当阴离子树脂受有机物污染过多时,将不再脱除有机物,反而释放有机物,污染后续混床。该厂阴床对TOC的脱除率在80%以上。

3 优化调整

在机组水汽氢电导率异常期间通过对机组水汽指标SiO2、Na+和Cl-进行分析化验结果各指标均在正常范围内,未出现超标情况,说明不是因硅、钠和氯含量指标异常导致水汽氢电导率不合格。主蒸汽和再热蒸汽中HCOO-和CH3COO-离子含量明显异常,主蒸汽和再热蒸汽中HCOO-和CH3COO-一般来源于有机物的高温分解,说明机组在供热时进入水汽系统的有机物明显增加。结合原水和除盐水的TOC检测结果说明锅炉补给水系统设备未能达到最大有机物脱除率,可以优化运行调整。

3.1 烧杯模拟聚铝添加量

取4个烧杯分别加入1 L原水和20,30,40,50 mg聚合氯化铝,模拟烧杯试验,澄清后取上清液测TOC含量。检测结果见表4。

表4 烧杯试验TOC化验数据

从表4可以看出原水添加聚合氯化铝絮凝沉淀过程能去除一部分有机物,但是随着聚合氯化铝添加量的增加,有机物脱除率不再增大。

3.2 澄清池添加20 mg/L聚氯

从表4可以看出原水添加30 mg/L聚合氯化铝对有机物脱除效果比较好,但是考虑到一定经济性在澄清池上添加20 mg/L聚合氯化铝,同时加强活性炭过滤器反洗,对阳床、阴床及混床再生,优化运行后出水TOC检测结果见表5。

表5 优化运行后水处理设备TOC含量

从表5看出,在澄清池上添加20 mg/L聚合氯化铝,同时加强活性炭过滤器反洗,并对阳床、阴床及混床再生。通过以上调整后各制水设备产水TOC含量有明显降低,混床产水TOC降低到97～109 μg·L-1,产水水质较好,达到除盐水TOC含量小于200 μg·L-1的要求。

4 结论

通过排查机组水汽系统和锅炉补给水系统水质指标,发现机组主蒸汽氢电导率超标原因是除盐水TOC含量过高。通过优化澄清池加药量,加强活性炭过滤器反洗,并对阳床、阴床及混床再生后,各设备产水TOC含量明显降低,除盐水TOC含量达到运行要求。