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１０００ＭＷ超临界直流机组试运期间洗硅方法应用研究

发布时间：2010/12/30 阅读次数：1602 字体大小: 【小】【中】【大】

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摘　要：阐述了１０００ＭＷ超临界直流锅炉机组在启动调试运行期间硅化物的来源与危害，提出洗硅的有效方法和
措施。实践验证，这些方法和措施可使蒸汽硅尽早达标，利于机组安全稳定运行。
关键词：超临界；直流机组；洗硅
中图分类号：ＴＫ２２４．９＋２文献标识码：Ｂ文章编号：１００２－１６６３（２０１０）０４－０２８４－０２

０　引言
某电厂４机组为１０００ＭＷ超超临界燃煤汽轮
发电机组的超临界参数变压运行直流炉，锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造ＨＢ－２９５３／２７．４６－ＹＭ１型直流锅炉。汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的ＣＣＬＮ１０００－２５．０／６００／６００型超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。由于直流锅炉没有汽包，水一次流过炉管后就完全变成蒸汽，随给水进入锅炉内的杂质，或者被蒸汽带入汽轮机，或者沉积在锅炉炉管内，而不能象汽包炉那样通过炉水磷酸盐处理和锅炉排污来处理随给水进入锅炉内的杂质，因而直流锅炉对水质要求特别严格［１］。特别是新建直流机组在试运期间的汽水品质往往很差，存在不少杂质和污染物，其中主要一种是二氧化硅，若进入气轮机后，会形成沉积物引起气轮机积盐和腐蚀［２］。因此，新建机组试运时，清除热力系统中的硅化物（即新机组投产时的“洗硅”）成为一项不可或缺的工作。
１　硅化合物的来源及危害
新建机组水汽系统硅化合物来自管道和设备容器表面在制造、储运和安装期间污染和附着的泥土、沙砾等含有硅化合物的物质等。这些含硅物质在汽水系统中存在的形态虽不一样，但最终均以溶解态和胶态硅化合物进入炉内。由于炉水的碱性工况处理，这些含硅物质就变成了溶解态的硅化物。如果炉水中铁、铝及硅化物含量很高，就可能在水冷壁上结成硅垢。另外，在高压条件下，炉水中硅酸的蒸汽溶解携带随蒸汽压力的提高而急剧增加，当蒸汽压力为１０．７８ＭＰａ时，蒸汽中硅酸含量为炉水中总含硅量的１％，蒸汽压力为１５．１９ＭＰａ时为５％，蒸汽压力１８．６２ＭＰａ时为１０％，这比单纯机械携带大１００～１０００倍［３］。蒸汽做功后，压力降低，随蒸汽携带的硅酸便会从蒸汽中析出，在汽机中、低压缸内形成难溶于水的、质地坚硬的ＳｉＯ２附着物；同时在高压缸内，蒸汽携带的硅酸与之携带的ＮａＯＨ反应生成如Ｎａ２ＳｉＯ３，Ｎａ２ＳｉＯ３在蒸汽中
溶解度小，而沉积在汽机高压缸内形成积盐。这些物质的生成使汽机效率和出力降低，从而影响机组的安全经济运行。
２　洗硅的有效方法和措施
由于新建的直流机组在调试启动期间不能象汽包炉那样带负荷洗硅，因此，只能通过控制凝结水、疏水、给水和炉水硅化物的含量来完成洗硅过程，保证蒸汽ＳｉＯ２含量尽早达到标准。
２．１　凝结水硅化物的控制
在机组首次启动或机组停运时间较长后凝汽器上水时，第一次上满水后应先把水排放掉，然后再上水进行冲洗，即通过换水的方式来降低凝结水中的硅化物。
整组启动刚开始时，由于汽水品质很差，还不能投精处理装置，条件具备（冷热态冲洗到凝结水含铁量小于１０００μｇ／Ｌ）时，即可投入精处理装置。
投运精处理混床是降低凝结水含硅量最有效的方法。混床选用具有较快交换速度和较高工作交换容量的树脂，这就使得快速去除凝结水中的硅化物成为可能。混床树脂的除硅过程可用下式来表示：
Ｒ－ＯＨ＋Ｈ２ＳｉＯ３——— ＲＨＳｉＯ３＋Ｈ２Ｏ
凝汽器泄漏也会使凝结水的含硅量增大。这是因泄漏进入凝汽器的冷却水中含有的胶体硅难以被混床树脂除去，这些胶体硅大部分均进入炉水中，在高温高压作用下转化为活性硅，可能在水冷壁上结成硅垢或被蒸汽携带进入汽轮机后积盐。
因此，在机组试运期问应加强凝汽器泄漏的监督，防止胶体硅的进入。
启动初期，尽量做到凝结水不回收，排地沟。由于启动初期，系统很脏，而且都排聚到凝汽器，若回收凝结水供给锅炉，就会严重污染汽水品质，而且滤网还容易堵。从首次冲转到带初负荷期间因低加的投入会有比较脏的疏水回到凝汽器，凝结水尽量不回收，通常通过５号低加出口排地沟，用凝补水泵直接向除氧器补水，此举对改善汽水品质作用非常大。
２．２　疏水硅化物的控制
疏水主要来自于机组的加热系统，由于这部分设备管道多而且复杂。加热设备在投运过程中，稍有疏忽都有可能造成系统水质的波动和污染。加强对疏水水质的监督，防止不合格疏水回收，是控制疏水水质的有效方法。化学清洗阶段高低加汽侧也参加水冲洗和碱洗，对疏水中的硅化物去除产生作用。低加要早投运，低加疏水回到凝汽器通过５号低加出口排放掉。投高加前，通过加接疏水的临时排放管道，对不合格的疏水进行大量排放，冲洗合格后再回收，有效地降低了疏水硅化物的含量。
２．３　给水硅化物的控制
锅炉给水主要由凝结水、补给水和各种疏水组成。对运行机组来说，凝结水、疏水处理好后，给水也就得到了控制。但新建机组则不然，由于系统投入运行时间不长，管道和设备表面附着的硅化物不断溶解，在一段时间内影响着锅炉的给水水质。这时，为了减少这部分溶解的硅化物进入锅炉，就必须进行给水系统的换水。给水系统的换水，采用除氧器上水，５号低加出口放水的方式进行。
汽动给水泵尽可能早投运、早洗硅。由于汽泵给水系统没有参加化学清洗和吹管（因本身的特性决定了不便参加），故系统很脏，投运前要进行冲洗。在低负荷只需１台汽泵运行时，另１台汽泵也争取开起来，不带负荷，只是从除氧器→给水管道→前置泵→给水泵→再循环管中循环，尽管没带负荷，但也起到了对这部分系统洗硅的作用。
２．４　炉水硅化物的控制

在炉水中，硅酸与硅酸盐之间存在着下列水解平衡状态，即ＨＳｉＯ－３＋Ｈ２ＯＨ２ＳｉＯ３＋ＯＨ－
从上式可以看出，提高炉水的ｐＨ值，平衡向生成硅酸盐的方向移动，炉水中分子形态的硅酸含量减少，在饱和蒸汽溶解的硅酸就减少；反之，降低炉水的ｐＨ值，炉水中分子形态的硅酸含量增加，在饱和蒸汽溶解的硅酸就增加。由此，对于炉水ｐＨ值可以采用上限９．５～１０来控制，这样就可以减少蒸汽中硅化物含量。
直流炉也可采用类似于汽包炉的升压→升负荷（炉水浓缩）→降压→锅炉排污的循环过程进行洗硅，在机组转为干态运行以前，利用从启动分离器排污到机组排水槽或通过凝结水精处理系统除硅的方式洗硅。当机组转为干态运行后，通过凝结水精处理系统除去蒸汽中的二氧化硅。
机组试运期间，尽可能地利用停机、停炉间隙及时排除热力系统内高浓度、高含硅量废水，启动时，重新上水，可大大减少炉水中硅化物含量。
３　结束语
通过现场实际验证，新建直流机组汽水除硅，采用上述方法和措施，行之有效，在短时间即可使汽水含硅达标，也缩短了试运行时间，节省了大量除盐水和煤。另外，在水汽循环过程中，大部分硅化物需通过凝结水精处理装置来去除，因此，必须保证凝结水精处理系统正常运行。
参考文献：
［１］　李培元．火力发电厂水处理及水质控制（第二版）［Ｍ］．北京：
中国电力出版社，２００８．
［２］　施燮均，王蒙聚，肖作善．热力发电厂水处理［Ｍ］．北京：中国
电力出版社，１９９６．
［３］　王铸．新建大型机组试运期间的“洗硅运行”［Ｊ］．黑龙江电
力，２０００．

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