660MW超临界机组给水加氧处理试验

杨彦科

（华北电力科学研究院（西安）公司，西安 710065）

660MW超临界机组给水加氧处理试验

杨彦科

（华北电力科学研究院（西安）公司，西安 710065）

某电厂660MW超临界机组采用还原性全挥发处理方式进行给水处理，存在锅炉受热面结垢速率偏高、锅炉化学清洗周期缩短等问题。为解决上述问题，依该机组进行了给水加氧处理试验。试验表明，加氧处理后，水汽系统铁的质量浓度明显降低，省煤器入口给水铁的质量浓度由8.0～13.5μg／L降低至1.0μg／L以下；给水加氧后氨加入量减少60%以上，精处理混床运行周期延长2～3倍，预计周期制水量将超过20万t。不但可减少精处理再生酸、碱耗及自用水量，而且可降低再生废液排放量，有利于环保。

超临界机组；还原性全挥发处理方式；给水加氧处理；精处理混床

0 引言

某电厂660MW国产超临界表面式间接空冷燃煤发电机组，于2011年3月通过168 h试运行后投入商业运行。该机组目前给水处理方式为还原性全挥发处理（AVT（R））方式。AVT（R）是通过降低给水的含氧量并加入氨提高水汽系统的pH值，同时加入联氨除去给水剩余的氧，使水汽系统处于还原性条件下。给水AVT（R）时，碳钢表面形成Fe3O4保护膜，该氧化膜在高温水中有较高的溶解度，使碳钢制造的高压加热器、给水管、省煤器及疏水系统等容易发生流动加速腐蚀，从而使给水、疏水的含铁量较高，由此带来锅炉受热面结垢速率偏高、锅炉化学清洗周期缩短等问题。提高水汽pH值至9.5左右，能够在一定程度上降低碳钢的腐蚀和给水铁含量。此时，凝结水中氨的质量浓度为800～1 000 μg／L，这会明显缩短混床运行周期，树脂再生频繁，再生剂的消耗量、自用水量及废水排放量等会大大提高。

锅炉给水加氧是目前解决超（超）临界锅炉受热面结垢问题和汽轮机通流部件沉积、腐蚀问题的先进处理工艺，也是大型火力发电机组实现节能降耗的有效措施之一。根据国内外有关电厂的运行经验，给水加氧处理可以解决直流锅炉给水和疏水含铁量较高、水冷壁管结垢速率偏大以及精处理混床氢型运行周期短等多方面的问题。

1 给水加氧处理的原理

锅炉给水加氧处理技术的原理：当水的纯度达到一定要求后（一般氢电导率小于0.15μS／cm），一定浓度的氧不但不会造成碳钢的腐蚀，反而能使碳钢表面形成均匀致密的Fe2O3+Fe3O4双层结构的保护膜，从而抑制给水、疏水系统碳钢制设备的流动加速腐蚀。为了保证给水加氧处理的水质，凝结水应进行全流量精处理，严格控制高速混床出水电导率小于0.10μS／cm。

2 主要试验结果及分析

2.1 水汽品质查定

2011年4月25日至28日，给水采用弱氧化性全挥发处理（AVT（O）），控制给水pH值为9.2～9.5，在此工况下机组进行水汽品质全面查定试验，结果见表1。检测结果显示，AVT（O）工况下，给水、过热蒸汽氢电导率均小于0.10μS／cm，主要杂质为Cl-及F-，但含量很低；Cl-来源于精处理混床氨型运行时的排代泄漏，F-主要来源于热力系统焊接点含氟焊料的溶出物。再热蒸汽氢电导率较高，在0.2μS／cm左右，主要由含量较高的磷酸根离子引起，磷酸根可能来源于取样管基建期磷系防锈剂的残留物，由于再热蒸汽取样流量较小，因此需要较长时间才能冲洗干净，通过连续几天加强排污，再热蒸汽氢电导率已逐渐下降到0.10μS／cm左右。

以上查定结果表明，机组水汽品质完全能够满足GB／T 12145—2008《火力发电机组蒸汽动力设备水汽质量》和DL／T 912—2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》的要求，也能达到给水加氧处理对水汽品质的要求。

AVT（O）工况下，水汽系统腐蚀产物中铁的质量浓度检测结果见表2。结果表明，水汽系统铁的质量浓度偏高，除氧器出口、给水、高压加热器疏水铁的质量浓度均在10μg／L左右，表明AVT（O）工况下水汽系统存在一定程度的流动加速腐蚀现象。

表1 AVT（O）工况下水汽系统氢电导率和阴离子查定结果（2011年）

表2 AVT（O）工况下水汽系统腐蚀产物中铁的质量浓度测试结果（2011年） μg／L

2.2 给水加氧转换调试结果

2011年4月28日，16：12开始向除氧器出口下水管加氧，维持初始加氧量100～150μg／L；16：16开始向精处理设备出口加氧，维持初始加氧量30～150 μg／L。在精处理设备出口加氧约0.5h后，除氧器入口氧含量开始明显升高，表明低压给水系统很快被钝化；04-29 T 19：00，通知主控关闭高加疏水连续排气门和除氧器排气门。05-12 T 16：30，省煤器入口给水取样点监测到氧含量升高，表明给水系统实现加氧工况的转换，随后继续进行氧量的平衡过程。由于取样管本身氧化膜转换也要消耗氧，而取样流量一般很低，携带溶解氧量很少，因此取样管氧化膜的转换需要较长时间，即实际热力系统氧化膜转换时间应比检测到有氧时间短得多。此外，省煤器入口给水取样管在17m平台以上为ø32mm的碳钢，管径较粗且管线较长（估计超过100m），取样管氧化膜转换需要消耗较多的氧，因此省煤器入口给水监测到有氧的时间延长，存在明显滞后现象。

2.3 pH值调整过程及结果

加氧调试初期阶段，机组加氨方式为凝结水和给水两点加氨，即精处理设备出口母管和除氧器出口各一点。在此加氨方式下，低压给水系统pH值控制较低，可通过除氧器出口加氨提高给水pH值，这种加氨方式主要用于低压加热器为铜材质的系统。由于低压给水加热器为不锈钢，因此可将加氨方式改为精处理设备出口一点加氨，以保证除氧器入口较高的pH值，从而有利于低压给水管路、除氧器等设备的防腐，并节约给水加氨泵的运行和维护费用。05-01 T 20：14停止给水加氨，改为精处理设备出口一点加氨。

5月15日至17日，调整凝结水加氨泵，控制除氧器入口给水电导率在3.5～4.5μS／cm，以维持给水pH值为9.1～9.2。从5月17日开始，进一步降低凝结水加氨量，控制除氧器入口给水的电导率为2.5～3.5μS／cm，给水pH值降至9.0～9.1。

2.4 加氧调试过程水汽系统铁含量的变化

炉前给水系统腐蚀产物铁的生成、迁移量明显降低，是加氧处理工艺优越性的特征之一，也是给水加氧处理效果的最直接体现。机组加氧转换过程中，水汽系统腐蚀产物铁含量的变化情况见表3。

由表3可知，完成加氧处理（OT）后，省煤器入口给水铁的质量浓度由AVT（O）工况下的9.3μg／L下降到0.4μg／L，而除氧器入口、出口铁的质量浓度也降至0.5μg／L以下。降低水汽pH值后铁的质量浓度仍维持在很低的水平，表明炉前给水系统金属表面形成良好的保护性氧化膜。给水铁的质量浓度明显降低，利于降低锅炉的结垢速率，提高机组运行的经济性和可靠性。降低水汽pH值后，高压加热器疏水取样点检测到铁的质量浓度有所升高，由AVT（O）工况下的11.7μg／L升高至20.9μg／L，随后缓慢下降。考虑到高压加热器疏水会回收至除氧器，其流量一般占给水总流量的15%以上，当高压加热器疏水铁的质量浓度为11.7μg／L时，除氧器出口铁的质量浓度至少增加1.6μg／L。但检测结果显示，降低pH值后除氧器出口铁的质量浓度一直稳定在1.0μg／L以下，因此认为高压加热器疏水铁的质量浓度增加可能是由降低pH值后取样管内原沉积的氧化铁溶出造成的，并不具有代表性。目前，高压加热器疏水铁的质量浓度呈缓慢下降趋势。根据其他加氧机组的实际运行经验，随着时间延长，高压加热器疏水铁的质量浓度会下降至较低水平。

此外，给水加氧处理前后，凝结水铁的质量浓度变化不太明显，维持在1.0～3.0μg／L。一方面，凝结水氧含量基本不受给水加氧量影响，而主要取决于凝汽器真空度；另一方面，即使凝结水系统由于空气的漏入而处于有氧状态，但由于凝结水温度较低及CO2的影响，金属表面难以形成良好的氧化膜，因此加氧前、后凝结水铁含量变化不大。由于凝结水全部经过精处理系统，因此，这部分铁不会进入锅炉受热面而产生沉积。

2.5 氢电导率变化原因分析

加氧转换过程中，热力系统氧化膜一般会释放出少量杂质，从而引起水汽氢电导率的升高。5月14日进行加氧转换的高含氧量试验时，水汽系统的氢电导率明显升高，省煤器入口给水氢电导率最高升至0.274μS／cm，主蒸汽的氢电导率最高上升至0.288μS／cm。随着加氧转换完成，热力系统水汽氢电导率均恢复至正常水平，小于0.10μS／cm。在加氧转化初期阶段，引起水汽氢电导率升高的主要是少量的氟离子、氯离子、硫酸根、磷酸根和二氧化碳等杂质。当给水加氧使金属氧化膜状态发生变化时，原先氧化膜中的含碳化合物会被氧化形成有机酸和二氧化碳；而氧化膜物相变化时微孔中其他阴离子如Cl-，SO42-等也会被挤出，这些阴离子杂质的溶出主要与热力系统及取样管氧化膜的转变有关。此外，水汽系统F-主要来源于热力系统焊接点含氟焊料的溶出物，磷酸根可能源于取样管基建期间磷系防锈剂的残留物，随着机组运行时间的延长，会逐渐减小直至消失。

2.6 凝结水精处理混床出水水质和运行周期

给水AVT（R）处理时，给水和疏水系统的保护膜为F3O4，其在纯水中有较高的溶解度，为了降低水汽系统的铁含量，通过向精处理设备出口凝结水加氨来调节水汽系统的pH值处于较高的范围，标准规定给水的pH值为9.2～9.6，＃1机组给水pH值实际控制范围为9.2～9.6，除氧器入口电导率为4.5～7.5μS／cm，相应氨的加入量为800～1 000 μg／L。

加氧转化结束后，由于给水和疏水系统的保护膜为F2O3+F3O4，并且氧化膜靠水中的溶解氧维护，所以可适当降低水汽系统的pH值，DL／T 912—2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》规定给水的pH值范围为8.0～9.0，＃1机组给水pH值实际控制范围为8.8～9.1，除氧器入口电导率设定值为3.0μS／cm，相应氨的加入量约为300μg／L。

表3 不同给水处理方式下水汽系统铁的质量浓度 μg／L

与AVT（R）工况相比，加氧工况下凝结水中氨的质量浓度从800～1000μg／L降低到约300μg／L，氨的质量浓度减少超过60%，由此推算精处理混床氢型方式运行周期将延长2～3倍，预计氢型运行周期制水量可达到20万t以上（AVT（R）工况下周期制水量仅为6万～8万t）。由于混床再生次数大幅度减少，其自用水量、再生用酸碱使用量以及再生废水排放量也随之大幅度减少。

精处理混床运行出水水质情况见表4。由表4可知，当混床以氢型方式运行时，出水的杂质泄漏量均很低，Na+和Cl-的质量浓度能满足DL／T 912— 2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》期望值小于1.0μg／L的要求。实际上，给水加氧处理后混床氢型运行周期大大延长，精处理混床出水水质得到进一步的改善，这对提高机组水汽品质，确保水汽质量满足超临界机组的要求起到至关重要的作用。

对于精处理混床的运行终点，通常以氢电导率大于0.1μS／cm作为主要控制指标之一。但当混床开始漏氨时或进入氨型运行阶段后，即使氢电导率小于0.1μS／cm，出水钠离子和氯离子的质量浓度也往往会超过1.0μg／L。而对于超临界机组来说，Na+和Cl-是引起汽轮机腐蚀与积盐的主要因素，应尽可能使水汽中Na+和Cl-的质量浓度在期望值之内（小于1.0μg／L），因此对于给水加氧机组来说，精处理混床应以氢型方式运行。

表4 精处理混床运行出水水质情况（离子色谱法检测）

3 结论

（1）给水加氧处理后，省煤器入口给水铁的质量浓度由9.3μg／L降低至1.0μg／L以下。在较低pH值（9.0～9.1）条件下，省煤器入口给水铁的质量浓度仍保持在低水平，小于1.0μg／L，表明给水系统已形成良好的保护膜。给水铁的质量浓度降低将有效减缓锅炉受热面的结垢速度，延长锅炉的化学清洗周期。

（2）OT工况下，给水pH值控制范围为9.0～9.1，相应氨的加入量约300μg／L，与AVT（R）工况相比，凝结水中氨含量减少60%以上。

（3）凝结水氨含量的降低使得精处理氢型运行周期明显延长，氢型运行周期制水量超过20万t，可以降低树脂再生酸碱耗、自用水量及酸碱废液排放等。（4）精处理氢型运行周期延长及给水pH值的进一步降低，可提高机组的水汽品质，对防止汽轮机通流部件的积盐与腐蚀有利。

［1］李培元.火力发电厂水处理及水质控制［M］.北京：中国电力出版社，2000.

［2］何辉纯.重视水流加速腐蚀（FAC）的危害［C］／／中国电机工程学会电厂化学专委会第六届学术研讨会论文集.苏州：中国电机工程学会，2000.

［3］DL／T 805.4—2004火电厂汽水化学导则第4部分：锅炉给水处理［S］.

（本文责编：白银雷）

TK 223.5

：B

：1674-1951（2015）01-0005-04

杨彦科（1975—），男，宁夏中宁人，高级工程师，从事电厂化学研究及基建调试方面的工作（E-mail：yyk1210＠qq.com）。

2014-06-26；

2014-09-27