火力发电厂循环水系统结垢原因及分析

２００９年皖、鄂、苏、冀汽轮机学术年会论文集（安徽册）火力发电厂循环水系统结垢原因及分析张强郑敏聪安徽省电力科学研究院化学研究所，合肥市２３０６０１摘要通过对安徽地区不同火电厂循环水系统结垢情况进行研究分析，发现阻垢缓蚀剂阻垢能力差、循环水系统运行过程中水质调整与控制不得当均是导致电厂循环水系统产生结垢情况的重要因素。电厂应及时进行药剂的性能评价，并注意不同季节采用不同的浓缩倍率和加药量进行运行．关键词循环水，结垢；阻垢缓蚀剂１概况凝汽器的作用是使得汽轮机排汽口建立和维持一定的真空度，从而提高汽轮机的热效率［¨。而垢的导热性能很差，导热系数通常不超过１．１６ｗ／ｍ·Ｋ，是凝汽器管材导热系数的几十分之一。在正常情况下，凝汽器的真空度下降为８９％＂－－＇９２％，如果循环水系统运行状况不佳，导致系统一定程度的结垢，使凝汽器的真空度下降为８６％～８９％，将使发电热耗增大４．５％～７．５％，发电煤耗增高８．．－－，１４９／（ｋＷ·ｈ）［２］。安徽地区火电厂以往大多建在沿江、沿淮流域，水资源相对丰富，循环水系统多采用直流冷却方式，由于没有曝气及容度积效应，此类方式运行的机组一般不易产生结垢现象［副。而近两、三年来，安徽地区火电机组的装机容量和机组参数都有了本质的提升，仅２００４年以来，新增装机容量约２０００万千瓦，而新建机组大部分采用敞开式循环冷却系统。运行方式上的转变导致很多电厂循环水系统出现结垢状况，最近几年，相继有六、七台机组出现了不同程度的结垢现象。并且由原先的小机组向大机组发展，结垢机组参数由低向高转变，结垢机组分布区域由局部向全省扩散，初次发生结垢时间由长期向短期变化。２循环水系统结垢原因及分析多种因素都可导致火电厂循环水系统发生结垢现象，从安徽地区火电厂过去和现在发生的结垢情况来看，机组循环水系统发生结垢的原因主要有两个方面。一是阻垢缓蚀剂本身的阻垢性能不能适应现场的实际水质条件；二是机组运行过程中循环水水质的监测、控制和调整不及时、不到位导致。２．１水垢形成过程碳酸钙等水垢的形成实际上是晶体产生和生长的过程，总体上来说，从过饱和溶液９６２００９年皖、鄂、苏、冀汽轮机学术年会论文集（安徽册）中生成固相时涉及到各种不同过程（如图１），通常可区分为三个步骤：①离子或分子之间的作用。结果生成离子或分子簇。Ｘ＋Ｘ．ｅ－．．’Ｘ２Ｘ＋ｘ２＋＋ｘ３Ｘｊ一１＋ｘ＋＋ｘｊ（晶簇）晶核生成：（晶核）晶核生成相当于生成若干新的中心，从它们可以自发地长成晶体，晶核生成过程决定生成晶体的粒度和粒度分布。②物质沉积在这些晶核上，晶体成长，而晶体由此生成（晶体成长）．③由细小的晶粒最终可生成粗粒晶体，这一过程称为熟化。２．２阻垢缓蚀剂性能不合格导致结垢阻垢缓蚀剂通过对ＣａＣＯｓ等晶体产生螫合作用、晶格畸变作用、抑制作用以及分散作用来抑制ＣａＣＯ。等晶体的形成和长大，以此防止循环水系统结垢现象的产生∞。通常少量阻垢缓蚀剂的投加即可缓解和避免电厂循环水系统结垢的状况，因此药剂本身的阻垢性能就成为能否避免循环水系统结垢的先决条件。由于各电厂循环水系统的水源不同、前处理方式及运行过程控制工况不同，决定了药剂厂家必须根据电厂实际情况有针对性的进行配方组成，电厂使用前必须经过第三方性能评价之后方可进行使用。目前市场上经营水质稳定剂的厂家很多，水平参差不齐，通过各种渠道进入电厂以后，药剂性能欠缺的问题就显现出来，加之很多电厂使用前存在侥幸心里，不进行第三方权威部门性能评价而直接进行使用，导致机组运行不久即发生了结垢情况。例如皖北某电厂，两台６００ＭＷ发电机组采用敞开式循环冷却水系统，水源取自河水，两台机组自运行之日起即采用某公司提供的阻垢缓蚀剂进行水质稳定处理。机组小修检查时发现凝汽器内有结垢现象，电厂即委托电科院对其使用的阻垢剂进行了动态模拟试验［５】。动态模拟试验是在实验室给定条件下，用常压下饱和水蒸汽或热水加热换热器，模拟生产现场的流速、流态、水质、金属材质、换热强度和冷却水进出口温度等主要参数进行试验，通过评价药剂阻垢和缓蚀两个方面能力的好坏来判断药剂的适用性。通过动态模拟试验，发现达到预定浓缩倍率４倍时，该电厂当时所用阻垢缓蚀剂瞬时污垢热阻上涨到２．５７×ｌＯ＿４ｍ２·Ｋ／Ｗ，冷却水进出口温差从最初的１０℃下降到５．６６℃，且根据污垢热阻曲线图最终计算出该药剂使用情况下，系统的年污垢热阻值为７．０２×１０－‘Ｉｎ２·Ｋ／Ｗ，远大于工业循环冷却水处理设计规范中敞开式循环冷却水系统污垢热阻值宜为１．７２×１０叫ｍ２·Ｋ／Ｗ－－－，Ｓ．４４２．３现场运行管理不当导致结垢ＸｌＯ－‘Ｉｎ２·Ｋ／Ｗ的规定，药剂阻垢性能明显不合格，图１、图２为试验过程中管样及模拟冷水塔结垢情况。众所周知，同一级别参数炉内处理工况和水汽品质要求基本相同，相同等级参数电厂之间可以相互借鉴运行、管理经验。而循环水系统的情况就大不相同，各个火电厂循环冷却水系统补充水水源和运行处理方式差异很大，且各电厂所用药剂体系不同，因此９７２００９年皖、部、苏、冀汽轮机学术丰击话文案（安擞册各电厂的运行处理情况相对独立，同一等级参数机组无法参照其它电厂的运行、监督模式进行管理，只能在长期运行中逐步探索适合自身的运行管理模式和监督体系。图１试验后换热管剖面垢样图图２冷却塔塔底外观某电厂两台６００ＭＷ发电机组同样采用敞开式循环冷却水系统，水源取自河水，采用投加阻垢缓蚀剂的方法进行水质稳定处理．运行一年左右印发现凝汽器内有较严重的结垢现象．而药剂性能评价结果显示药剂的阻垢性能尚好，在规定浓缩倍率条件下能够适应现场水质的要求。从电厂循环水监督效据来看，３～６月４个月以及７月、８月部分时间，两台机组浓缩倍率均高于厂家低于４的要求，甚至较长一畏时间内维持浓缩倍率５～６以上，浓缩倍率长时间漂高，一方面使得药剂本身的阻垢性能达不到要求，另一方面使得药荆在水体中停留时间过长．药剂有效成分分解。最终导致机组发生结垢现象．另外一点，该电厂澄清池出水品质经常不能保证。出水浊度偏高．导致循环水系统浊度偏大，造成药剂吸附，并最终导致循环水系统药剂有效成份降低，加速机组结垢．以上情况说明机组在运行过程中，循环水系统的水质调整及管理出现了较为严重的问题，从而导致两台机组循环水系统产生结垢现象．３建议鉴于以上情况，电厂循环水系统的结垢问题主要由药剂性能和现场管理两个方面的因素导致，在今后的药剂选用以及运行管理中，可考虑以下建议，更好的进行循环水处理工作。（１）电厂在采用阻垢缓蚀剂之前一定要经过第三方权威部门评价合格后方可使用，未经评价已经使用的药荆也应尽快进行药剂的评价工作，确定药剂的适用性，并可通过试验，挖掘药剂的可调节空间，提高药剂使用的经济性．另外，电厂新到一批药剂，也应送交专门的检验机构进行质量验收，防止厂家提供药剂一段时间后降低药剂品质下降或有效古量不足．（２）机组运行时，汽机运行应根据化学分析结果进行循环水补排量的控制，以达到药剂要求的浓缩倍率需求，另外，还应根据不同季节补充水水质的变化情况调整浓缩倍率，提高循环水系统运行的安全性和经济性。（３）保证循环水系统辅助设备运转正常，具体表现为加药装置正常运行，澄清池出９８２００９年皖、鄂、苏、冀汽轮机学术年会论文集（安徽册）水品质合格，石灰及弱酸等前处理装置运行正常，胶球清洗装置运行正常等。（４）按照相关规定要求，加强循环水系统的日常水质监测及系统监测，必要时可考虑在现场安装在线监测换热器进行监测。参考文献Ｅ１］高秀山，张渡．火电厂循环冷却水处理［Ｍ］．北京：中国电力出版社，２００１Ｅ２３雷武，夏明珠，王风云等．火力发电厂循环水系统存在的问题和解决措施ＥＪ３．工业水处理，２３（９），２００３Ｅ３３王庭柱，王纯双，陆书江．高效阻垢缓蚀剂在火电厂的应用ＥＪ３．工业水处理，２０Ｅ４３程云章，翟祥华，葛红花等．阻垢剂的阻垢机理及性能评定ＥＪ３．华东电力，１４Ｅ５３李大刚，齐新，朱永翔等．黄河水高浓缩倍数方案的动态模拟试验研究［Ｊ］．工业水处理，２４（５），２００４９９火力发电厂循环水系统结垢原因及分析

作者：作者单位：

张强， 郑敏聪

安徽省电力科学研究院化学研究所,合肥市 230601

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引用本文格式：张强.郑敏聪 火力发电厂循环水系统结垢原因及分析[会议论文] 2009