600 MW超临界机组的成膜胺停运保护

刘凯，曾汉东，何铁祥，朱慈莲

(1.湖南省电力公司科学研究院，湖南 长沙 410007;2.大唐华银金竹山火力发电分公司，湖南 娄底 417500)

以正十八胺乳浊液为代表的成膜胺停炉保护剂保护效果良好〔1－2〕，在亚临界汽包炉的停运保护中已得到广泛应用。但由于其在气液两相的分配系数差异较大，进入到汽包内的十八胺大部分都直接随蒸汽逸出，对水冷壁的保护较弱，必须采用一些特殊手段才能满足水冷壁的成膜效果〔3－4〕。而已投运600 MW及以上超 (超)临界机组成功运用十八胺进行全系统停运保护的案例鲜有报道〔5〕，可能与人们认为采用给水OT处理方式形成的氧化膜足已胜任机组停运保护，以及顾虑十八胺可能污染精处理树脂有关。

某电厂#3超临界机组 (600 MW)于2009年7月投产发电。锅炉为某公司生产的B＆WB－1900/25.4－M型超临界“W”火焰、垂直炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的П型直流炉。汽轮机为 CLN600－24.2/566/566型超临界、一次中间再热、反动式、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。给水处理采用全挥发处理方式。该机组于2010年4月进行投产后首次大修，时间为2个月。为防止机组热力系统在大修停用期间发生腐蚀，经比较决定采用成膜胺法进行防锈蚀保护。主要是考虑该超临界机组给水采用AVT(R)处理且其水汽循环特点决定了十八胺能在整个热力系统均匀分布，超临界机组成膜保护效果可得到保证。

1 成膜胺保护机理和性能

本次#3机组停炉保护采用的成膜胺药剂是浓度为10%的纯十八胺乳浊液。加入系统的十八胺随着水汽循环分布于整个热力系统的水汽介质之中，与金属表面接触后形成薄而致密的憎水性吸附膜层，其极性基团吸附于金属表面，非极性基团远离金属表面呈定向排列，隔绝水、空气和其它腐蚀性离子与金属的接触，在机组大修长时间停运期间，达到防止或减轻热力设备发生腐蚀的目的。机组重新启动后当水汽温度高于400℃时，十八胺会逐渐分解为 NH3，H2，CH4等气体，并被排出系统，不会对系统设备造成危害。

2 保护工艺实施过程

2.1 准备工作

1)确认机组将停机并正处开始滑停状态，并且机组主蒸汽温度已降至480℃，给水pH值达9.6左右，启动分离器出水pH值大于9.0;

2)确定凝结水精处理系统已退出;

3)检查给水加联胺泵和专用停炉保护加药泵的完好和出力情况以及整个加药系统的严密性;

4)除氧器排汽阀关小，除氧水箱高水位运行，运行的给水泵再循环至除氧器回水量尽量控制为零;

5)机组给水加除氧剂系统与相邻机组加药系统已可靠隔离，并且机组给水加除氧剂未运行的加药点也已隔离;

6)所有在线化学仪表退出。

2.2 加药过程控制

成膜胺由机组给水加联胺泵 (2台，铭牌出力为80 L/h)和专用停炉保护加药泵 (2台，铭牌出力为125 L/h)加入。

2010－04－06 T21:20，退出3号机组凝结水精处理系统，给水pH控制为9.6左右，21:35开始加药，此时过热蒸汽温度为480℃。次日00:30加药结束，共加入十八胺乳浊液500 kg。加完后向溶液箱内注入除盐水并继续开启加药泵以冲洗加药管道。加药后系统循环40 min后停机。

2.3 滑停过程机组参数及汽水品质

机组停运过程中的有关参数见表1。从表1可以看出，整个停炉加药及循环过程中，停炉参数控制基本符合要求，为十八胺在热力设备表面形成良好保护膜提供了适宜条件。电厂出于节油考虑，滑停到200 MW左右时直接打闸停机，导致药液循环时间比预定方案有所缩减。

表1 #3机组成膜胺保养锅炉运行参数记录

机组停运过程中的有关水汽品质见表2。从表2可以看出，在加入成膜胺及其循环过程中，给水、炉水pH值的控制符合停用保护方案要求，创造了良好的成膜条件;测得汽水系统铁含量有所升高，但并不明显，可能是因为系统表面状态比较好(表面垢量较低、垢层致密光滑)，成膜胺对系统铁沉积物的渗透、剥离并不明显。

表2 #3机组成膜胺保养pH、电导率、Fe化验记录表

3 保护效果评价

3.1 除氧器检查

大修期间打开除氧器进行检查，除氧器给水箱内壁呈青灰色与暗红色相间的斑状，无大气腐蚀浮锈。对除氧器内壁淋水检查，水滴呈珠状，说明除氧器内壁憎水性明显，手摸内壁无浮锈粘到手上。

3.2 割管检查

大修期间分别割取省煤器、水冷壁、过热器管样进行保护效果检查，管样表面均有一层灰褐色保护膜 (省煤器管为红褐色)，憎水性良好，滴水成球，手摸有明显滑腻感。对水冷壁管样进行了酸性硫酸铜点滴加速腐蚀实验，滴在管内表面的蓝色酸性硫酸铜液超过5 min未变红，而滴在切割露出基体部位的蓝色酸性硫酸铜液滴，瞬间即变红，表明管样保护膜效果良好。由于超临界机组给水经省煤器后直接进入水冷壁，水冷壁中十八胺浓度得到了保证，对水冷壁的保护达到了预期的效果。

3.3 汽轮机检查

高压缸1－7级动叶片、中压缸1－6级动叶片迎汽侧基本呈浅蓝色，表面光滑，有完整保护膜。部分叶片的根部有少量积盐，呈红棕色，积盐下可见浅蓝色的完整保护膜。在叶片的背汽侧，表面基本呈浅棕色或棕红色，拭去表面后均露出浅蓝色的保护膜。

低压缸A，B侧1－3级动叶片迎汽侧呈灰蓝色，憎水性良好。检查中发现低压A，B侧1－4级叶片上均有少许白色沉积物，且背汽侧沉积量高于迎汽侧，用手容易拭去，取样分析为十八胺，未对金属表面产生任何不良影响。

3.4 大修后机组启动汽水品质监测

#3机组从2010年4月7日停机大修到6月22日整套启动，停机时间为76 d。6月22日重新开机后，对系统进行了细致的冷热态冲洗，取样测定凝结水泵出口水十八胺含量为0且铁含量小于500 μg/L时，方才投运凝结水精处理设备。

锅炉点火启动5 h后主汽铁含量为9.0 μg/kg，挂闸冲转，并网仅3 h后，主蒸汽铁降为4.5 μg/kg，在本次停机时间长达2个半月的情况下，启动时间较以往未使用成膜胺停运保护大大缩短，说明成膜胺的保护效果十分显著。本次启动过程系统铁含量并未出现异常升高现象，一方面说明成膜胺保养效果较佳，减少了机组停运期间的腐蚀;另一方面可能是因为机组运行时间较短，结垢量较少(水冷壁结垢量大多在20～30 g/m2)，十八胺的溶垢洗垢作用并不明显。

4 存在的问题

1)由于#3机组配置的停炉保护加药装置为首次使用，虽然之前对系统进行了仔细冲洗，但在使用过程中还是发生了加药泵入口Y型过滤器堵塞、跳泵等问题，导致加药时间比预计延长。

2)本次加药过程中，给水流量控制在1 100～900 t/h，主汽温度480～470℃，较以往在亚临界机组实施成膜胺保护加药时的运行参数稍高 (给水流量600 t/h左右，主蒸汽温度450℃以下)，但从保护效果检查情况来看，未见明显负面影响。如果要按亚临界汽包炉加药参数控制，则机组负荷需降低到200 MW以下才能开始加药，在现今煤质普遍较差的情况下，需大量烧油，对电厂经济效益影响较大。

3)另外，汽轮机低压缸检查中发现部分叶片有十八胺沉积现象，可能与局部加药浓度偏高有关，下一步考虑对超临界机组实施成膜胺保养的加药时机、加药量和加药点做进一步研究和优化。

5 结论

某电厂#3机组是湖南省首次采用成膜胺进行停运保护的600 MW超临界机组，保护过程水汽品质无异常。从机组大修中对除氧器内部、炉管管样和汽轮机叶片检查情况来看，本次停运保护取得了良好的效果。大修后机组整套启动蒸汽品质合格较快，缩短了机组启动时间，具有较好的经济效益。

〔1〕张玉福.热力设备停 (备)用期间成膜胺防腐的应用技术〔J〕.中国电力，2001，4(6):8－30，80.

〔2〕林政霖，余远红，伍绍君.正十八胺法在发电厂停炉保护中的应用〔J〕.广东电力，2010，23(8):91－94.

〔3〕焦会良，陈瑞英，张昭熔.十八胺在热力设备停用保护中的应用〔J〕.河北电力技术，2003，22(6):10－11，18.

〔4〕石涛，王良，吉艳辉.火力发电机组十八胺停运保养的应用技巧〔C〕.电厂化学2010学术年会论文集，2010:128－130.

〔5〕马永红，佟海林，谢学军.襄樊电厂600MW机组停用保护研究〔J〕.华中电力，2010，23(4):76－78.