660 MW超超臨界燃煤機組水汽氫電導率異常原因分析

邱敏,邱吉晗

(1.華電電力科學研究院有限公司,浙江 杭州 310030;2.福建棉花灘水電開發有限公司,福建 龍巖 364000)

水汽指標氫電導率的監督是保證機組安全穩定運行的重要指標,能有效反映水汽系統的腐蝕、結垢和積鹽等[1]。在超超臨界直流爐中水是一次性通過鍋爐各管段無再循環,當不合格的汽水進入熱力系統時容易造成鍋爐受熱面結垢,甚至爆管。本文結合華東地區某2×660 MW超超臨界燃煤發電機組水汽指標氫電導率超標進行分析并提出解決方案。

1 機組概況

1.1 鍋爐系統

該電廠#1、#2機組采用由上海鍋爐廠有限公司設計制造的660 MW超超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐,一次中間再熱、單爐膛、四角切圓燃燒方式、平衡通風、п型半露天布置、除灰渣系統為干式(風冷)機械式除渣系統、全鋼架懸吊結構。爐后尾部布置兩臺轉子直徑為Φ14 236 mm的三分倉容克式空氣預熱器。鍋爐型號為SG-2024/26.15 M6002。

1.2 汽輪機系統

該電廠#1、#2機組汽輪機為上海汽輪機有限公司和德國SIEMENS公司聯合設計制造的超超臨界汽輪機,型號為N660-25/600/600,該汽輪機為一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、純凝汽式汽輪機。最大連續出力為718 MW,額定出力660 MW。采用復合變壓運行方式,額定轉速為3 000 r/min。汽輪機設置2個高壓主汽門、2個高壓調門以及2個中壓主汽門、2個中壓調門和一個過載補汽閥,主汽門和調門放置在共用的閥體內,并具有各自的執行機構。機組采用全周進汽沒有調節級,第一級采用斜置噴組,采用切向進汽,節流損失小。汽輪機具有八級非調整回熱抽汽,設有三臺高壓加熱器、一臺除氧器、四臺低壓加熱器和一臺疏水冷卻器。機組設置一套高壓和低壓兩級串聯汽輪機旁路系統用以機組的啟動。

1.3 鍋爐補給水系統

鍋爐補給水處理系統由澄清池、無閥濾池、高效過濾器、活性炭過濾器和二級除鹽系統組成,除鹽水處理系統設計最大出力3×100 m3/h。鍋爐補給水處理系統流程為:絮凝澄清池→無閥濾池→高效過濾器→活性炭過濾器→陽床→除碳器→陰床→混床→除鹽水箱。系統連接方式:澄清池、無閥濾池、高效過濾器、活性炭過濾器采用母管制連接,二級除鹽系統采用單元制連接。

1.4 熱力系統

該廠機組熱力系統包括除鹽水泵、凝汽器、精處理系統等。每臺機組由2臺50%前置過濾器和3×50%高速混床組成凝結水精處理系統。高速混床樹脂失效后采用高塔法體外再生系統,3號、4號機組6臺高速混床共設置一套體外再生裝置,再生系統則由三塔系統(分離塔、陰塔、陽塔)、再生液系統、高速混床再生沖洗水系統、前置過濾器反洗水系統、羅茨風機和壓縮空氣系統、廢水排放系統組成。

2 異常原因分析

2022年9月21日下午,2號機組帶工業抽汽供熱運行,蒸汽氫電導率指標出現異常,主蒸汽氫電導率最高達0.16 μs/cm,已超標準值,14:00化學運行人員將供熱切換到1號機組后,2號機組主蒸汽氫電導率指標呈下降趨勢,到下午16:30,主蒸汽氫電導率指標恢復至標準范圍內。2022年9月22日上午,隨著機組供熱抽汽負荷上漲,帶供熱的1號機組主蒸汽氫電導率出現上漲趨勢,最高達0.13 μs/cm,后由2號機組分攤部分供熱后蒸汽氫電導率才慢慢下降至標準值范圍內。從以上分析看出,1號、2號機組水汽氫電導率變化特征為隨著機組供熱抽汽量的增大,其主蒸汽氫電導率上升趨勢明顯;當機組供熱抽汽量降低時,其主蒸汽氫電導率指標又恢復至標準值范圍內。

2.1 機組水汽分析

機組水汽氫電導率異常期間對2號機組水汽指標SiO2、Na+和Cl-進行化驗分析,結果見表1。對2號機組各水汽取樣點水樣進行陰離子色譜分析,分析結果見表2。

表1 2號機組水汽化驗分析結果

機組水汽氫電導率異常期間對2號機組主要水汽指標SiO2、Na+、Cl-等進行分析,從化驗結果各指標均在正常范圍內,未出現超標情況,說明不是因硅、鈉和氯含量指標異常導致水汽氫電導率不合格。

從表2水汽取樣點水汽陰離子色譜分析結果看出,在水汽氫電導率異常期間2號機組主蒸汽和再熱蒸汽中HCOO-和CH3COO-離子含量明顯異常,而主蒸汽和再熱蒸汽中HCOO-和CH3COO-一般來源于有機物的高溫分解,說明機組在供熱時進入水汽系統的有機物明顯增加[2]。

2.2 補給水除鹽系統分析

機組水汽氫電導率異常期間,對補給水系統除鹽系統運行設備進行排查,一級除鹽#3陰床出水電導率0.10 μs/cm,#1混床出水電導率0.08 μs/cm,未見明顯異常。

2.3 低壓給水系統分析

在機組水汽氫電導率異常期間,檢查1號機組低壓給水水汽指標情況:#1A高混出水電導率0.06 μs/cm,#1B高混出水電導率0.07 μs/cm,1號機組除氧器入口氫電導率0.06～0.07 μs/cm,無明顯異常;檢查2號機組低壓給水水汽指標情況:2A高混出水電導率0.07 μs/cm,2B高混出水電導率0.07 μs/cm,2號機組除氧器入口氫電導率0.06～0.07 μs/cm,無明顯異常。分析1號、2號機組蒸汽氫電導率指標異常,其主要由省煤器入口至蒸汽系統影響所致。

2.4 補給水及水汽系統TOC分析

對鍋爐補給水處理系統陽床出口、陰床出口、混床出口、除鹽水箱以及1號機組凝補水箱入口、凝泵出口、高混出口母管、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽、再熱蒸汽等水樣進行取樣分析,化驗TOC含量。其化驗結果如表3所示。

表3 水汽系統TOC化驗數據

從表3可以看出原水TOC含量較高,經過澄清池絮凝沉淀后TOC含量有少量去除,去除效果比較明顯的是活性炭過濾器及陰床。

機械加速澄清池、絮凝沉淀池等沉淀池通過添加絮凝劑或助凝劑等等藥物能有效脫除水中的懸浮物。當澄清池中絮凝劑或者混凝劑將水中懸浮物等小顆粒物質凝聚時間能攜帶一定量的小分子無機物凝聚變大,然后通過自身重力沉降后脫除。但是在澄清池中通過藥劑絮凝沉淀脫除懸浮物協同脫除有機物的方式對不同形態的有機物如溶解態、膠體態及懸浮態等脫除效果不一樣,有很明顯區別。一般學者都認為絮凝沉淀過程能有效脫除膠體態和懸浮態的有機物,對溶解態有機物的脫除效率不是很高。該廠澄清池對TOC的脫除率范圍在8%～29%。

活性炭由于其制備原料決定其具有高度發達的孔結構,在處理水樣過程可以依靠自身的孔結構有效吸附水中的懸浮物及有機物等物質,活性炭的吸附一般依靠范德華力。活性炭對有機物的脫除率依據有機物種類根據不同有機物的相對分子質量大小及在水中的溶解度決定脫除率。由于活性炭孔徑比較小,當有機物分子尺寸過大時就不能通過活性炭的孔隙,則不能被吸附,當有機物的尺寸和活性炭的孔徑大小相差不大時可能會堵塞在活性炭的孔隙中,導致活性炭吸附能力下降。通常認為活性炭過濾器對有機物相對分子質量在450～900的有機物脫除效果比較好,脫除率可達80%左右。但是活性炭過濾器也有自身的弊端,其對有機物的脫除率隨著運行時間而逐漸降低,無法通過反洗恢復投運初期的吸附容量。該廠活性炭對TOC的脫除率范圍在45%～55%。

一般認為陽離子交換樹脂對有機物沒有脫除能力,混床樹脂對有機物的脫除能力較弱,陰床對有機物的脫除效率較高。陰床中陰離子樹脂優先通過離子交換作用脫除有機物,其次是吸附,凝膠型陰離子樹脂脫除有機物的同時將犧牲本身的交換能力,大孔型陰離子樹脂通過吸附作用能夠降低80%的COD,但容易解吸。當陰離子樹脂受有機物污染過多時,將不再脫除有機物,反而釋放有機物,污染后續混床。該廠陰床對TOC的脫除率在80%以上。

3 優化調整

在機組水汽氫電導率異常期間通過對機組水汽指標SiO2、Na+和Cl-進行分析化驗結果各指標均在正常范圍內,未出現超標情況,說明不是因硅、鈉和氯含量指標異常導致水汽氫電導率不合格。主蒸汽和再熱蒸汽中HCOO-和CH3COO-離子含量明顯異常,主蒸汽和再熱蒸汽中HCOO-和CH3COO-一般來源于有機物的高溫分解,說明機組在供熱時進入水汽系統的有機物明顯增加。結合原水和除鹽水的TOC檢測結果說明鍋爐補給水系統設備未能達到最大有機物脫除率,可以優化運行調整。

3.1 燒杯模擬聚鋁添加量

取4個燒杯分別加入1 L原水和20,30,40,50 mg聚合氯化鋁,模擬燒杯試驗,澄清后取上清液測TOC含量。檢測結果見表4。

表4 燒杯試驗TOC化驗數據

從表4可以看出原水添加聚合氯化鋁絮凝沉淀過程能去除一部分有機物,但是隨著聚合氯化鋁添加量的增加,有機物脫除率不再增大。

3.2 澄清池添加20 mg/L聚氯

從表4可以看出原水添加30 mg/L聚合氯化鋁對有機物脫除效果比較好,但是考慮到一定經濟性在澄清池上添加20 mg/L聚合氯化鋁,同時加強活性炭過濾器反洗,對陽床、陰床及混床再生,優化運行后出水TOC檢測結果見表5。

表5 優化運行后水處理設備TOC含量

從表5看出,在澄清池上添加20 mg/L聚合氯化鋁,同時加強活性炭過濾器反洗,并對陽床、陰床及混床再生。通過以上調整后各制水設備產水TOC含量有明顯降低,混床產水TOC降低到97～109 μg·L-1,產水水質較好,達到除鹽水TOC含量小于200 μg·L-1的要求。

4 結論

通過排查機組水汽系統和鍋爐補給水系統水質指標,發現機組主蒸汽氫電導率超標原因是除鹽水TOC含量過高。通過優化澄清池加藥量,加強活性炭過濾器反洗,并對陽床、陰床及混床再生后,各設備產水TOC含量明顯降低,除鹽水TOC含量達到運行要求。