脱硝液氨在1 000 MW机组汽水加氨系统中的应用

潘丽娜，张 鑫

（华电莱州发电有限公司，山东 烟台 261441）

0 引言

火电机组给水处理普遍采用氨水提高汽水pH值的方式，结合其他方法，防止热力系统钢材腐蚀。随着机组负荷的增大，普通氨水品质难以满足超超临界机组对汽水品质的要求，已出现机组因氨水杂质含量高造成汽水系统铁含量高的现象，影响机组安全稳定经济运行。

1 氨水品质差原因分析

某公司2台1 000 MW超超临界机组给水采用OT加氧处理方式，如图1所示。加氨水调整pH至9.0～9.2防止系统钢材腐蚀，通过每周1次测定给水、蒸汽含铁量观察系统腐蚀情况。

GB/T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》［1］规定：对于过热蒸汽压力大于18.3 MPa的直流炉，给水和蒸汽铁离子质量浓度不大于 5 μg/L。 2013年 1月至 2015年 1月，1号、2号机组汽水含铁量合格率低下，导致机组结垢严重，1号机组水冷壁结垢速率0.022 mm/a，高压缸积盐率0.011 mm/a，增加煤耗 1.57 g/kWh；2 号机组水冷壁结垢速率0.025 mm/a，汽轮机叶片积盐率0.011 mm/a，增加煤耗1.24 g/kWh，结垢情况如图2～3所示。

图1 汽水加氨水系统

图2 1号机组汽轮机高压叶片结垢

图3 2号组汽轮机低压叶片结垢

从电厂氨水储存罐取样，对库存氨水进行化验：ρ（SiO2）≤120 μg/L；c（YD）=1.5 μmol/L；ρ（Na＋）=0.85 mg/L；φ （Cl-）=0.003 1%。 氨水质量不符合GB /T 631—2007 《化学试剂 氨水》［2］的要求，致使大量腐蚀因子进入机组汽水系统，腐蚀系统钢材，造成汽水系统含铁量大。

1.1 运输罐车

与厂家及司机确认，使用氨水专用配货罐车进行运输，从现场罐车中取存样，有浓烈刺激性气味，定性分析为氨水。从化工厂装入罐车前取样化验氨水：ρ（SiO2）≤109 μg/L；c（YD）=1.32 μmol/L；ρ（Na＋）=0.86 μg/L；φ（Cl-）=0.003 0%。 装罐后取样化验氨水：ρ（SiO2）≤116 μg/L；c（YD）=1.48 μmol/L；ρ（Na＋）=0.908 μg/L；φ（Cl-）=0.003 9%。 可见运输罐车清洁程度差也造成了氨水污染。

1.2 厂家生产氨水所用水质

从生产氨水的某化工厂取样化验其生产氨水所用的水质：ρ（SiO2）≤138 μg/L；c（YD）=1.8 μmol/L；ρ（Na＋）=960 μg/L；ρ（Cl-）=1 090 μg/L。

由此可见，运输罐车清洁度差和厂家生产氨水所用水质不合格，是造成电厂氨水品质差的主要原因。

2 脱硝液氨用于汽水加氨系统可行性分析

基于以上分析，直接向汽水系统添加液氨，液氨是纯净物的NH3，尚未因配制水等原因而引入杂质，用于锅炉给水调节pH值，将大大减少腐蚀因子的引入。

液氨不需要单独采购，电厂脱硝过程中使用液氨，液氨罐存放于按国家标准设计的氨区，安全性有保障。

在电厂加药系统中采用液氨尚未见报道，如何从脱硝用液氨管道上引出一管路至水汽加药间的配氨计量箱，并且确保安全可靠，是液氨加药系统的难点。

3 汽水加液氨系统实施

3.1 安装

从液氨罐与卸氨压缩机之间管道引出液氨加药管，沿厂房南墙和西墙架空敷设管道，如图4所示。

图4 汽水加液氨系统

3.2 氨水杂质分析

汽水加液氨系统投运后，液氨储罐压力1.0 MPa时，配制 2%氨溶液 4 m3，耗时 35 min。脱硝、化学运行班组每2 h巡检一次，氨区液氨储罐压力、氨气检漏仪无异常，水汽加药间氨气检漏仪无异常，化学检修班组连续10天检查阀门、管道无泄漏。

从配氨计量箱取样化验稀氨水杂质含量，符合GB/T 631—2007《化学试剂氨水》分析纯级别氨水要求和GB/T 12145 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》对直流炉水质量要求，见表1。

表1 脱硝液氨配制的氨水杂质分析

4 应用效果

脱硝用液氨在汽水加药系统中应用1年后，机组汽水平均铁质量浓度统计见图5，平均铁质量浓度 分别为 1.5 μg/L、1.60 μg/L ，且 全部保 持 在GB/T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定的期望值为3 μg/L以下，平均值为 1.59 μg/L，合格率为 100%。

图5 汽水铁质量浓度散点图

5 经济效益分析

5.1 节能降耗

据资料，水冷壁结垢0.1 mm，锅炉效率降低0.5%，高压缸均匀积盐0.08 mm，汽轮机效率降低3%。锅炉效率每降低0.1%，煤耗增加0.3 g/kWh；汽轮机效率每降低0.1%，煤耗同样增加0.3 g/kWh。

2016年10月，1号机组小修，水冷壁向火侧结垢厚度0.016 mm，结垢速率0.006 mm/a。年结垢厚度较2014年1月改造以前减少了0.016 mm/a。相当于煤耗减少0.24 g/kWh。汽缸未打开，汽轮机积盐未测量。

2016年5月，2号机组小修，水冷壁向火侧沉积量为厚度0.019 mm，结垢速率为0.008 mm/a。年结垢厚度较2013年12月改造以前减少0.025-0.008=0.017（mm/a）。相当于煤耗减少 0.255 g/kWh。汽缸未打开，汽轮机积盐未测量。

年发电总量为120亿kWh时，则每年仅锅炉热效率提高可节约煤量为2 970 t，折算到厂标准煤价格870元/t，每年节约的燃料费用为258.39万元。

5.2 环保效益

节约燃料相应的会降低污染物排放。根据国家发改委节能减排相关国家标准及实际运行情况分析，可减排二氧化碳（汽轮机节省能耗未统计）7781.4 t，减排有毒气体二氧化硫252.45 t，减排氮氧化物219.78 t。

节省的脱硫费用：处理1 t二氧化硫需要石灰石166.4元，则每年节省脱硫材料费用为4.20万元。

节省的脱硝费用：处理1 t氮氧化物需要0.423 t液氨，液氨 3 000 元/t，需催化剂 1 031 元/t，则每年节省脱氮氧化物材料费为50.55万元。

合计节省环保费用54.75万元。

5.3 节省药品费

采用外购质量分数为24%的氨水，每吨价格为4 500元，而液氨每吨为3 000元，每吨液氨可配4 t氨水。每年每台机组要消耗30 t。每年可省112 500元，氨水加药费用可降低83%。采用新汽水加液氨系统，每年节省药品费用为22.5万元。

5.4 节省人工费

采用新的液氨加药系统可减少卸氨水、验收氨水、检修维护的工作。

每年购进氨水5次，每次需要2个人工卸氨水0.5个工作日，化验室验收氨水需要2个人工，1.5个小时，每年检修维护需要2个人工，2个工作日，1个人工每天工资400元，新的系统检修维护需要2个人工，1个工作日，则年节省人工2.84万元。

5.5 初期设备投资少

在该公司二期建设中，采用新的液氨加药系统，可精简机务系统，减少土地资源的占用。原氨水配药系统初期设备、管道、阀门、人工等初期投资40万元，而现液氨系统管道、阀门、人工等初期投资仅2万元。则二期工程可减少初期投资38万元。

5.6 安全效益

垢是热的不良导体，水冷壁管结垢，不仅影响锅炉运行的经济性，严重影响炉管安全性，造成垢下腐蚀，甚至会引起爆管，损失不可估量。

汽轮机积盐，不仅使机组的效率下降，而且增加推力轴承负荷，加速叶片腐蚀。

6 结语

针对普通氨水品质难以满足超超临界机组对汽水品质的要求，首次提出将脱硝用液氨配制成合适浓度的氨水加入电厂汽水系统，经改造后检验能够达到预期效果，对改造的经济性进行了论证。各电厂均投入了脱硝系统，本技术可应用于所有电厂汽水加药系统，具有较高的可移植性，不但安全性能高，而且提高汽水品质效果显著经济效益明显，具有推广价值。