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电网深度调峰对发电厂化学监督的影响 |
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| 电网深度调峰对发电厂化学监督的影响 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-24 9:58:48  |
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电网调峰方式分为低负荷调峰、两班制启停调峰及 热备用调峰，为了电网调度及电厂安全经济运行的 需要，机组要有灵活、经济的调峰方式，以往两班制启停调峰在调峰深度上存在绝对优势，但在经济及安全上仍有不足之处，而适度的低负荷调峰更适应目前电网的实际需要。从 2001-07开始，蒙西电网330MW机组最低负荷要求在50%-55%额定负荷下运行,200MW及以下机组最低负荷要求在60%额定负荷以下运行，而且随着影响深度调峰技术问题的解决，蒙西电网深度调峰工作的开展将进一步深入。低负荷调峰和启停调峰对热力系统化学监督的影响是不同的，有针对性的开展化学监督工作显得格外重要，下面就深度调峰运行对化学监督的利与弊进行探讨。
1 深度调峰对化学监督的有利影响
与启停调峰相比，其有利影响主要表现在以下几个方面：
1.1 避免机组停用腐蚀
除机组计划大、小修以外，在启停调峰时机组停用避谷，属短期停用：对于锅炉，常用的保护方法有蒸汽压力法和给水压力法，在不放水的情况下保持一定的压力，防止空气的漏入，但实际操作中，压力的保持并未严格地按照规程进行，存在漏入空气的现象，所以，锅炉在停用期间不可避免地发生氧腐蚀，主要发生在汽包、过热器等部位；而汽轮机本体、除氧器、加热器及给水管道在短期停用时，由于保护方法欠缺，还不能实施良好的保护，停用期间会受到 较严重的氧腐蚀。氧腐蚀不仅使金属表面膜破坏，而 且其腐蚀产物会随水汽系统的循环最后以氧化铁垢 的形式沉积在水冷壁表面。通过化学静态诊断和对垢成分分析证实：当以除盐水作为锅炉补给水时，氧化铁是汽包、水冷壁沉积物及汽轮机积盐的主要组分，最高可达80%（汽包）、 80%（水冷壁）、50%（转子）。低负荷调峰机组可以避免停用时的大量空气进 入热力系统，使机组不会发生停用腐蚀。
1.2 避免启动阶段的水质污染
启动阶段的水质污染包括停用保护不当使系统含铁量增加，凝汽器微漏造成的凝结水导电度、硬度的增加，由于真空低及停用时有氧气的进入引起的溶解氧含量大等。正常运行和启动阶段的给水水质 质量标准如表1所示。从标准看，启动阶段的水质要求比正常运行时低很多，而在实际运行中，启动阶段的水质还远远达不到规程规定的标准，一次水质较差的启动带入炉内的杂质相当于机组正常运行几个月甚至更长时间积累的杂质。
表2是丰镇发电厂启动阶段水质统计情况。由表中的数据可以看出，湿冷机组启动阶段的硬度和溶解氧合格率非常低，空冷机组给水的氢电导合格率低。精处理不能及时投入或投入不正常，将有大量的杂质进入给水系统，不仅会使水冷壁沉积量增加，严重者还会引起蒸汽品质恶化，造成汽轮机通流部分的积盐，这也是大部分电厂存在"二高"现象（运行阶段水汽合格率高、水冷壁沉积率高）的重要原因之一。因此改善启动阶段的水汽品质非常关健。机组低负荷调峰运行，从根本上减少了启停次数，即使低负荷运行时仍有漏硬和漏氧现象，但比启停阶段的水质污染程度轻很多，因此深度调峰彻底改善了由启动带来的水质污染。
1.3 改善凝结水水质
机组在频繁的启停中，由于交变热应力的作用， 凝汽器胀口部位会发生泄漏，因此，在启动阶段凝结 水硬度较大。蒙西电网100MW及以下机组大部分进行了管板及铜管端的涂胶处理，但大部分机组仍存在泄漏现象,由于停机后，真空被破坏，凝汽系统进入大量的氧气，故在启动过程中凝结水的溶解氧也很大。从表2可以看出湿冷机组的凝结水合格率在两个阶段都很低，这样，在启动阶段会造成低压给水系统的氧腐蚀。而机组在低负荷运行时也会有因真空下降溶解氧超标的现象，但与启动阶段相比，缓解了凝结水的污染程度，进而改善了给水质量。
1.4 改善精处理设备的运行
由于启动阶段水质较差，这就要求精处理必须及时投入，但从实际运行来看，蒙西电网200MW及以上机组的部分凝结水精处理设备在启动阶段往往不能及时投运，使启动初期的大量杂质不能及时去除，而是进入给水系统。深度调峰不仅可以避免精处理设备的停运，并且在机组低负荷运行时，同样可以保证精处理出水水质。
2 低负荷运行时热力系统存在的问题及对策
2.1 汽轮机低压缸的酸性腐蚀问题
由于以往机组通过频繁启停来迎峰避谷，蒙西电网 50-100MW机组汽轮机低压缸普遍存在酸性冲刷腐蚀问题。酸性冲刷腐蚀产生的部位通常是隔板辐环、围带、末级叶片、导汽管内壁等，腐蚀的特征是表面没有腐蚀产物附着，呈现金属基体的颜色，其严重程度已经影响到隔板静叶根部的强度和汽封的效果。酸性冲刷腐蚀产生的重要条件是有初凝水和蒸汽中含有酸性物质。酸性物质溶于初凝水中使初凝水的pH值急剧降低，而氨在初凝水中起不到调节pH值的作用，因此会借助蒸汽流动的机械力对铸钢体造成酸性冲刷腐蚀。
对于深度调峰的机组，在低负荷运行阶段将会 加剧低压缸的酸性冲刷腐蚀，而且随低负荷运行时 间的延长腐蚀呈加重趋势，对于100MW及以下汽 轮机组，因为没有捕湿装置，汽轮机末级、次末级叶片乃至整个低压缸，会发生蒸汽带水的问题；对于200MW及以上汽轮机组，虽装有捕湿装置，但长时间低负荷运行也必将造成低压缸的酸性腐蚀。这对化学监督提出了更高的要求。
在机组低负荷运行中会因为机组容量、运行方式、材质的不同而产生不同程度的酸性腐蚀。对于有中间再热的机组，可以将酸性腐蚀产生的部位后移，并且因为200MW及以上机组汽轮机低压缸材质的改变会使腐蚀减轻；在降负荷及低负荷运行的过程中应严格控制蒸汽的过冷度，尽量减少湿蒸汽的产生；化学应防止酸性物质进入蒸汽系统，如Cl-、SO4 2- 、甲酸、乙酸等，即防止凝汽器泄漏，提高补给水品质、提高精处理的运行水平，尤其是保证给水的导电度，炉水加药要保证是化学纯或分析纯的药剂，防止碎树脂进入热力系统等。
2.2 炉内磷酸盐隐藏问题
磷酸盐作为国内机组调节炉水pH值的主要手段，其发生隐藏有两方面的因素：一是磷酸盐本身在高温状态下容易析出，二是有引发隐藏因素存在。当发生炉膛内火焰偏燃造成局部热负荷过高、水循环不好产生膜态沸腾、负荷急剧变化以及水冷壁表面有结垢时均会引发磷酸盐的隐藏。实践证明，磷酸盐的隐藏并不是单纯的盐类析出，而是参与炉管金属表面的腐蚀。
蒙西电网磷酸盐隐藏现象主要发生在亚临界机组，随着调峰负荷的大幅度波动，磷酸盐发生严重的隐藏现象。达拉特发电厂 1号炉从2002-02开始出现磷酸盐隐藏现象，1是在2000-08一次启动期间的压力与炉水磷酸盐的关系曲线，从曲线可以看出，炉水没有加药情况下，压力较低时，炉水磷酸根 的浓度仍维持很高的水平，当接近 8.0MPa 时，磷酸根的浓度急剧上升，而在接近12.0MPa时，磷酸根浓度下降并随压力的不断上升而趋于零。分析可知，停炉过程中，管壁上沉积的部分磷酸盐随负荷的降低溶解下来，而在压力升高的过程中又沉积在管壁 上。割管检查，发现该炉结垢并已产生腐蚀。经酸洗处理后，在负荷快速变化时，磷酸盐仍有轻度隐藏现 象，如表3所示。该炉在检修中发现侧墙有局部热负荷高的现象，而自然循环锅炉在低负荷情况下的水循环特性，还需用试验加以证实。因此对于调峰机组的磷酸盐隐藏问题必须加以重视。
防止磷酸盐隐藏的措施主要是炉水采用低磷控 制，在炉水pH值偏低时加入适量的氢氧化钠调节，在保证凝结水精处理正常投入的前提下，炉水可以考虑单纯用氢氧化钠处理；锅炉运行要避免炉管局部热负荷过高，并保证水循环正常，尽量避免负荷的快速波动。
2.3 凝汽器铜管的氨腐蚀问题
在正常运行阶段，虽然蒸汽携带的氨在空抽区富集，但蒸汽凝结量较大，氨在凝结水中的含量不足 以发生氨腐蚀。但在低负荷运行阶段，凝结水量少，并且低负荷运行时往往氧的含量也较大，因此会在空抽区的铜管表面产生氨腐蚀。蒙西电网在防止氨腐蚀方面的主要措施是使用B30耐氨腐蚀铜管，部分机组铜管外侧进行镀镍处理。随着深度调峰工作的深入和低负荷运行时间的延长，氨腐蚀的问题会更加突出。
2.4 低负荷运行中的氧腐蚀问题
在低负荷运行阶段，由于真空区域的扩大，当系统严密性差时，容易造成真空下降、氧气进入凝汽系 统，凝结水溶氧超标；同时，当除氧器压力和温度在 低负荷情况下不能保持正常值时，会造成除氧水的 溶氧超标，这样从低压给水管道至省煤器入口都将 发生运行阶段的氧腐蚀。所以，在低负荷运行调整时 要注意保持除氧器的额定参数和凝汽器的真空。
3 结论及建议
3.1 结论
（1）采用低负荷调峰可以大大减少启停次数，从而避免了停用阶段的氧腐蚀，改善了凝结水质，改变了凝结水精处理的运行状态，避免了启动阶段的 水质污染，这样会大大减少水冷壁、省煤器的沉积 率，延长了化学清洗周期，减小了发生垢下腐蚀的可 能性，减缓了汽轮机通流部分的积盐。
（2）长时期低负荷运行会加重汽轮机低压缸的酸性腐蚀；对于亚监界机组，要重视调峰过程中的磷酸盐隐藏现象；凝汽器铜管的氨腐蚀问题会随低负荷运行时间的延长而越来越严重；凝汽器真空降低 和除氧器运行不正常会造成运行阶段的氧腐蚀。
3.2 建议
（3）通过用离子色谱及原子吸收等有效手段对所有调峰机组的水汽（主要是蒸汽、给水）定期做阴离子的痕量分析，发现问题并及时跟踪处理。
（4）在保证凝结水精处理出水水质的前提下， 亚临界汽包炉炉水工况改变为氢氧化钠工况。
（5）对大机组精处理的运行要严格监督，保证 计划大、小修及临修后启动阶段和运行阶段的出水水质。
（6）加强对凝汽器铜管氨腐蚀的监督和防范措施，并对低负荷情况下凝汽器的微漏现象进行监测。
（7）对低负荷运行可能出现的其它腐蚀形式进行监督（如二氧化碳腐蚀、锅炉尾部烟气侧的腐蚀等）。
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