某电厂2号机组水汽质量劣化的原因与处理.pdf

第27卷第2期
电力科学与工程
Vol. 27.No. 2
75
2011年2月
Electric Power Science and Engineering
Feb.2011
某电厂2号机组水汽质量劣化的原因与处理
韩志成,曾衍锋
(内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司,内蒙古呼和浩特010020
摘要:介绍某电厂2号机组水汽质量芳化的现象和原因,以及被迫停机后对受污染热力系统的清洗方法。
并针对发生的异常情况,总结了有关运行管理方面的几点经验。
关键词:水汽质量;化;清洗;运行管理
中图分类号:TM311
文献标识码:A
量好转的期间,省煤器入口及主蒸汽氢电导却没
0引言
有明显的下降。机组继续降载至102MW转人湿
态,增加末级高压加热器出口、锅炉汽水分离器
某电厂2号机为600MW超临界压力、纯凝疏水箱两个排放点进行排放,15:00因所采取的
汽式机组,循环冷却水为海水。投产初期给水处措施无法使省煤器入口及主蒸汽氢电导恢复至正
理工艺为全挥发处理(AVT),闭式冷却水采用加常值,机组被迫停机。汽水取样点的氢电导变化
联胺的处理方法。后经过技术改造将给水由全挥趋势如图1所示。
发处理转换为加氧联合处理(CWT)工艺,闭式
600
冷却水也变更为加铝酸盐(Na2Mo02)缓蚀剂。-m
精处星
该机组的水汽质量一直较为稳定而且均好于运行:c
900
标准值山,但在2008年6月6日却突然出现水汽;m
质量劣化而导致了机组被迫停运事故。该机组此
00
次水汽质量劣化的现象及原因较为特殊,被迫停
运后的处理方法以及经验教训对同类型机组具有
????=====??2
一定的参考意义。
图1水汽质量劣化时各測点氢电导变化趋势
1水汽质量劣化的现象及原因
Fig 1 Point hydrogen conductance trend
when water/steam quality was degradating
1.1水汽质量劣化的现象
1.2水汽质量劣化的原因
2008年6月6日09:15时2号机组550MW
通过凝汽器汽侧灌水及对其他疏放水系统的
负荷运行,凝汽器A侧海水檢漏侦测报警,检査全面检査,排除了海水泄漏、疏放水管倒吸、回
发现省煤器入口、主蒸汽氢电导也有上升,约20收水系统污染之原因,最终确认污染源来自于闭
min后凝结水泵出口氢电导急剧上升。运行人员式冷却水的加药系统
根据凝结水泵出口氢电导及钠离子在线检测结果
如图2所示,闭式冷却水加药人员(外包承
判断为凝汽器钛管泄漏。经降载至300MW负荷缆商)向闭式冷却水系统补充钼酸盐溶液时违规
并隔凝汽器A側循环水,以及凝结水泵出口进行使用了临时加压泵,并且冲洗阀“门一”没有
大量排放之后,凝结水泵和凝结水精处理装置出关闭严密。造成了钼酸钠溶液通过“阀门一”倒
口氢电导开始下降,11:27时凝结水精处理装置入除盐水系统,积累在机组除盐水管中。此时氨
出口氢电导恢复正常。
液箱也正在进行氨液的配制操作(氨液的配制由
在凝结水泵和凝结水精处理装置出口水汽质另一外包承缆商操作),钼酸钠溶液首先污染了加
收稿日期:2010-07-19。
作者简介:韩志成(1975-),男,高级工程师,从事发电厂运行管理工作,E-mail:hxc7875@0163.com
万方数据
电力科学与工程
2011年
→低加一除氧器一→高加→炉蒸发面一汽水分离器
组除盐水管
→热井”循环的水质满足pH(2r)=9.5;Fe<
200×x10;COD<0.5ps/cm;Na<2x10-9
DO2<10x10-";SiO2<30x10-°后,这一阶段水
冲洗结束。
2.3锅炉一、二次蒸汽系统受热面受污染的处理
大的冲康统
根据锅炉厂家的建议,在末级过热器及再热
去汽土汽
器受热面割管取冷凝水进行水样分析,如果受热
面内冷凝水钠离子浓度大于7000x10“则必需进
行水冲洗。分析结果未级过热器冷凝水钠离子浓
图2闭冷水加药与凝补水系统示意图
度为7905×10-9,一次蒸汽系统需进行水冲洗
Fig 2 Closed cold water dosing
未级再热器冷凝水钠离子浓度为1027x10-,二
coagulation hydrating system schemes
次蒸汽系统不需进行水冲洗。
氨系统。随后钼酸钠通过加氨泵进入到了凝结水
锅炉一、二次蒸汽系统安全阀按厂家建议全
精处理装置之后,再经过前置锅炉区、锅炉、汽部解体,清洗。锅炉一次蒸汽系统水冲洗的临时
轮机,回到凝汽器热井引起了海水检漏系统报警。
排放管线从末级过热器出口安全阀至废水槽,排
放取样点设置在末级过热器出口安全阀临时管处。
运行人员发现凝结水、给水及主蒸汽品质劣
上水的安全措施与技术条件应按一次系统水压的
化之后,为了排除凝结水补水箱水质受污染而引
要求执行,上水结束后调整水冲洗排放流量在
起上述异常之原因,决定将凝汽器的补水由凝补
箱切换到由机组除盐水管直接补水。此时,380-420レh,直至取样分析结果满足钠离子小于
累在机组除盐水管中的钼酸钠即大量进入热井,
20×10-°则水冲洗结束。冲洗过程中从排放取样
点取水样分析检测如表1所示。
引起凝结水泵出口的氢电导急剧上升。
表1宋级过热器出口冲洗水取样监测参数
凝结水泵出口大量排放的措施,使得凝结水
Tab. I Last stage superheater export flush water
精处理装置及凝结水泵出口的水质可以恢复正常。
sampling monitoring parameters
但是加氨系统一直没有切除,从而导致最终被迫
锅炉一次蒸汽系统冲洗时间
停机。所幸厂区除盐水母管周闭式冷却水每次加取样监测参数
开始25min60min90minl40min
药量有限,即倒灌漏入机组除盐水管的钼酸钠溶
液相对水管容积而言并不多,且厂区除盐水母管
冲洗水流量280400450420400
/(t?h-)
标高较机组除盐水管高而未受到污染。
冲洗水温度
28.529.129.329.529.8
2热力系统及设备的冲洗与检查
pH值9.69.59.59.39.3
2.1氨液配置系统、前置锅炉区、锅炉蒸发面受铁(x10-")15055~402418
污染的处理
硅/(x10-)52.421.116.713.513.0
首先取样检测确认机组除盐水母管、凝结水解(メ0O-9)850261622313
补水箱水质符合运行要求。然后对氨液配置系统浊度NU
2.622.231.682.012.19
进行多次补排除盐水,氨液箱取样确认除盐水质
符合运行要求。最后重新配制好氨液备用。
3机组重新启动阶段水汽质量监测
2.2对前置锅炉区、锅炉蒸发面的水冲洗
按照机组正常冷态启动的清管流程及水质控
机组重新启动阶段汽水氢电导的变化趋勢基
制标准操作,每一步的排放流量控制在120~本正常,各测点氢电导