降低机组主蒸汽氢电导率偏高的措施

降低机组主蒸汽氢电导率偏高的措施

作者：薛云波

来源：《科技创新导报》2012年第22期

摘 要:通过查阅原水水质历史数据,结合对补给水处理方式和给水处理方式的分析,找到导致机组冬季主蒸汽氢电导率偏高的原因,并针对原因采取措施,解决了机组主蒸汽冬季氢电导率偏高的问题,提高了水汽品质。

关键词:氢电导率 主蒸汽 水汽品质

中图分类号:TM7 文献标识码:A 文章编号:1674-0981 引言

在火力发电机组中,超临界机组热负荷较高,对水汽品质要求严。因为含有杂质的蒸汽进入汽轮机会造成固体微粒磨蚀,形成沉积物,引起汽轮机腐蚀,以至于严重影响汽轮机运行的经济性、可靠性和安全性。为此需要严格监督水汽质量,特别是直接与汽轮机接触的主蒸汽的品质。

华能南京电厂有2台320MW超临界俄供供热机组,从2004年至2006年,每年冬季11月份至次年3月份期间机组顶出阀、主蒸汽样水的氢电导率常常较其他月份的数据偏高,影响了水汽品质的总体水平。针对这一现象,通过分析原水水质,结合整个水处理和水汽流程查找氢电导率偏高的原因,并对症采取措施。 2 水汽流程介绍

补给水处理流程:水处理流程如下:长江水→生水泵→污凝水冷却器→澄清器→澄清水箱→澄清水泵→机械过滤器→一级阳床(强酸型)→一级阴床(弱碱型)→脱碳器→中间水箱→中间水泵→二级阳床(强酸型)→二级阴床(强碱型)→混床。混床出水进入除盐水箱,经除盐水泵打入补给水箱经补给水泵补入汽机凝器。

凝结水及给水处理流程:补给水→凝器→一级凝泵→凝结水精处理装置→＃1低加→二级凝泵→＃2、3、4低加→除氧器→＃6、7、8高加→省煤器→水冷壁→主蒸汽在汽轮机做功后→凝汽器。 3 原因分析

3.1 原水有机物含量季节性偏高

查阅电厂段长江水质历史全分析数据:随着的季节性变化,长江水质变化明显,其中有机物变化明显,11月份至次年3月份的平均耗氧量为8.62mg/L,其他月份耗氧量的平均值为7.6mg/L,说明这段时间的生水中有机物含量就偏高。有机物进入机组的给水系统,在机组水冷壁和过热器

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里,在高温高压的介质环境中,给水中有机物分解,产生可导电的离子,导致了机组给水、顶出阀前和主蒸汽的氢电导率的上升。当给水中二氧化碳增加,会加剧有机物的分解。因此,冬季给水中有机物的含量增加是导致机组给水、顶出阀前和主蒸汽的氢电导率偏高的最原始因素。 3.2 补给水中有机物含量的增高

长江水经过混凝澄清、过滤和离子交换处理,不能完全除去源水中的有机物,由于这期间的生水中的有机物含量增加,因此间接导致补给水中有机物含量增加。 3.3 补给水系统中二氧化碳的溶入

电厂补给水系统不是全密封系统,特别是补给水箱顶盖不是全密封,有呼吸管与大气相连,这样会导致空气中的二氧化碳很容易溶解到补给水中。冬季气温低,加之补给水是纯水,二氧化碳的溶解度增加,导致补给水中的二氧化碳含量增加。机组补水时二氧化碳进入凝结水并带入给水系统,在高温高压环境中溶入的的二氧化碳或其次生产物与给水中有机物结合,加剧了有机物分解。

3.4 凝结水系统存在负压部分渗漏现象

这会导致空气漏入凝结水系统中,导致二氧化碳溶入凝结水并带入给水系统,在高温高压环境中溶入的的二氧化碳或其次生产物与给水中有机物结合,加剧了有机物分解。 3.5 离子交换树脂的降解

化学水处理除盐设备使用离子交换树脂,精处理也采用离子交换树脂,离子交换树脂的基本材质是以有机物为原料,由于使用时间长或使用不当,树脂破碎或树脂的结构遭到破坏,交换基团发生降解,释放出有机物,导致热力系统水汽系统中的有机物含量增加。另外含油轴封疏水进入锅炉,也会增加蒸汽中低分子有机物的含量,最终导致顶出阀、主蒸汽样水的电导率增加。 3.6 凝汽器铜管泄漏

近几年#1、2机组凝汽器铜管泄漏量逐步增加,冬季由于机组供热量增大,进入凝汽器的蒸汽量降低,使得泄漏进入凝结水中的生水的量在凝结水总量中的份额增加,间接增加了进入凝结水中的有机物含量,凝结水作为给水的主要组成部分,实际上也导致了进入给水的有机物含量的增加。

3.7 澄清器出水变差

在常规的补给水处理流程中,去除有机物的主要途径是澄清器的混凝澄清过程,通过混凝澄清能够将90%的有机物去除。冬季长江水温低,电厂澄清器进水没有加热装置,进入澄清器的水温一般情况下都低于10℃,澄清器的混凝效果变差,澄清器的出水水质变差,澄清器混凝澄清去除

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有机物的能力降低,导致进入后续补给水处理工艺的有机物增加。而后续的机械过滤和离子交换基本没有能力去除水中的有机物,这直接导致补给水中的有机物含量增加。 3.8 冬季机组供热,补给水量增加

补给水量的增加,给水中补给水的份额增加明显,随着补给水进入给水中的有机物总量增加,也会使顶出、主蒸汽样水的电导率出现季节性偏高现象。 4 解决方案

4.1 降低补给水中有机物的含量

测定补给水中的有机物含量,将一年每月的有机物的含量进行比较,找出11月份至次年3月份的有机物的含量,比其他月份高出的范围。针对有机物的含量高出范围,采用对有机物去除效率高的超滤+反渗透处理工艺。目前此项工作随着补给水增容改造工作的开展已经完成。 4.2 对补给水箱进行改造

将现有水箱顶改为浮顶,以达到隔离空气的效果。浮顶改造国内有很多成功经验值得借鉴。

4.3 冬季调整化学#1、2澄清器运行方式

加强了澄清器混凝剂剂量的监视,增大其内筒进水量和排污量,提高了澄清器的混凝效果,保证了化学＃1、2澄清器的出水浊度低,增加了有机物去除率低,降低澄清水中有机物含量。 4.4 加强对离子交换树脂的监控

测定水处理所用树脂的全交换容量或工作交换容量,不合格的树脂或使用时间长的树脂及时分批次的进行更换。

4.5 加强凝汽器铜管泄漏监督

一旦发现凝汽器铜管发生泄漏,及时通知值长进行凝汽器铜管的锯木屑堵漏;根据凝汽器铜管的泄漏情况,适时进行凝汽器铜管的更换,减少凝汽器铜管的泄漏。 4.6 凝水系统负压部分查漏堵漏

除氧器进行除氧,通过除氧器除氧,同时除去进入除氧中空气,降低进入给水中的二氧化碳的含量。 5 方案实施

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(1)方案的实施是根据电厂现有现场条件和经济条件选择进行。

(2)化学专业对于此课题的开展是从2007年就进行逐步摸索,07年开始6月份开始进行了除氧器除氧试验,试验成功。08年二月份开始,＃1、2机组除氧器排汽作为轴封抽汽汽源,这样既保证了除氧器的除氧,又没有浪费除氧器排汽。最终达到了降低进入给水中的二氧化碳的含量的目的。

(3)＃1、2澄清器每天启动前首先排除澄清器底部失效的泥渣层,该泥渣层富含有机物,通过排放排除了这些有机物。同时纠正了原来“澄清器清水调门开度不得超过25%”的错误,规定“根据渣层高度来调整清水调门的开度,调门开度可以达到100%”,将澄清器内筒连续排污管加大;另外将澄清器的进水不再通过污凝水冷却器,澄清器的进水温度不再会发生很大的波动,消除了因进水温度波动大导致的澄清器渣层上浮至出水区的不足。通过上述措施的执行,澄清器的出水水质没有超标现象,水质澄清透明。

(4)由于电厂补给水箱直径达到22m,浮顶改正实施费用高,加之电厂机组集中取样架冷却水回水至水箱顶部,开展此项工作有难度,暂未实行,补给水箱的改造可能由于费用的问题暂时搁浅。现采取水箱下部进水的方式,减少进水与二氧化碳的接触。

(5)加强水处理所用树脂的监督维护,08年1月和3月分别更换了＃1、2混床树脂,新树脂的运行降低了除盐水的电导率,消除了因树脂降解降有机物带入补给水的缺陷。

(6)化学水处理进行增容改造工程实施时,增加了两套超滤+反渗透除盐系统,对去除有机物起到很好的作用,今年水处理设备运行时尽量采用新系统,这样有效的降低了除盐水中有机物的含量。对降低主蒸汽氢电导率起了很大的作用。

(7)自去年、今年#1、2机的大修,实施凝汽器改造,将凝汽器的铜管全部换成不锈钢管,消除了凝汽器冷却水管泄漏的缺陷,凝结水的氢电导率日常低于0.12μS/cm,彻底根除凝汽器泄漏导致凝结水氢电导率增加的现象。 6 结论

通过采取以上七点应对措施,机组主蒸汽氢电导率得到很好的控制。,从2006年到2010年给水、顶出阀、主汽电导率有了大幅降低,给水由2008.02的0.100μS/cm降至2009.11的0.057μS/cm;顶出阀由2007.11的0.190μS/cm降至2009.11的0.065μS/cm;主汽由2008.02的0.140μS/cm降至2010.02的0.060μS/cm。

通过以上方案的实施,彻底解决了“每年11月份至次年3月份期间机组顶出阀、主蒸汽样水的电导率比其他月份的数据偏高”的疑难问题,大大提高了电厂水汽的总体品质,不但消除了危害机组安全的隐患,更使电厂化学监督水平得到一次新的锻炼和提高。 参考文献

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[1] 肖作善.热力设备水汽理化过程[M],中国电力出版社.