660 MW超超临界机组化学水工况优化

王国蓉

(望亭发电厂，江苏 苏州 215155)

1 设备概况

望亭发电厂#3机组锅炉为上海锅炉厂有限公司设计制造的SG－2024/26.15/605/605－M621型一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、全钢架悬吊结构、Π形露天布置、固态排渣、超超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉。汽轮机由上海汽轮机有限公司制造，是采用德国西门子技术的超超临界、中间再热式、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，型号为N660－25/600/600。机组于2009年6月27日完成168 h满负荷试运行，投入商业运行。

化学补给水的水源为太湖水，预处理系统流程为:原水→澄清池→滤池→超滤(UF)→反渗透(RO)→清水箱。化学补给水处理为二级除盐，系统流程为:阳床→脱碳器→阴床→混床→除盐水箱。机组给水处理采用加氨、联氨的还原性全挥发处理方法(AVT(R))，分别在凝结水精处理出口母管和除氧器出口下降管加氨调节pH值，在省煤器进口加联氨进行化学除氧。凝结水精处理系统为中压全流量精处理系统，设有3台50%凝结水流量的高速混床及全容量旁路系统，在正常情况下2运1备。

超超临界机组具有热效率高、运行灵活、负荷适应性强的优点，有节能和改善环境的双重功效。我国超(超)临界机组在近几年呈爆发式增长，但在运行中也逐渐暴露出一些共性问题，如水汽清洁度较差、结垢速率较快、锅炉压差上升较快等，望亭发电厂#3机组同样存在这些问题。究其原因，主要是流动加速腐蚀(FAC)、高温氧化皮及其引起的固体颗粒侵蚀(SPE)、杂质阴离子(主要是Cl－和)引起的腐蚀以及给水中有机物引起的腐蚀。针对以上问题，笔者结合望亭发电厂的实际情况分别进行探讨。

2 影响机组腐蚀、结垢的因素及处理方法

2.1 补给水总有机碳分布及处理

有机物在高温高压下会分解成羧酸、二氧化碳和水，羧酸能降低水汽的pH值，羧酸与铁形成的复合物会加速腐蚀，促进汽轮机叶片氯离子应力腐蚀。#3机组水汽系统中的总有机碳(TOC)主要来源于化学补给水，其根本来源为电厂的工业原水——太湖水。近年来，太湖周边地区工业发展速度较快，随之而来的太湖水污染问题也日益突出，太湖水质每况愈下，主要表现为水体有机物含量升高。针对此问题，电厂化学补给水处理系统设计采用预处理+UF+RO+二级离子交换除盐的处理工艺，可有效去除水中的大部分悬浮物、胶体、病毒、细菌及浊度等有机物及杂质，确保RO进水的污染指数(SDI)值合格。

表1为望亭发电厂补给水系统水汽TOC分布情况。从测试结果可以看出，超滤装置和反渗透装置对有机物的去除率分别为5.9%和95.3%。这是由于超滤进水是经过混凝澄清和过滤处理的清水，大部分高分子有机物都已经去除，水中的有机物主要为低分子有机物。超滤装置对低分子有机物没有截留能力，而反渗透装置恰恰能将相对分子质量大于200的有机物全部去除。图1、图2分别为补给水系统各测点TOC含量及TOC去除率分布图。

表1测试结果中的IC即无机碳含量，可表征水中溶解态CO2的质量浓度，换算后可知，脱碳器进、出口CO2质量浓度分别为12.1 mg/L和2.6 mg/L。CO2去除率可达到79%，并且经过二级除盐后，混床出口CO2质量浓度仅为13.9 μg/L，已基本将补给水中CO2除尽。由此可以判断，化学补给水处理工艺设计合理，超滤、反渗透、脱碳器等水处理设备运行状况较好，满足设计要求;补给水TOC的质量浓度控制在较低水平，完全满足机组用水要求。以补给水测点为例，TOC的质量浓度远低于DL/T 912—2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》规定的TOC的质量浓度低于200 μg/L的要求。

表1 补给水处理系统水汽TOC分布

图1 #3机组化学补给水系统TOC含量分布图

有关资料显示，就天然水体而言，反渗透系统存在潜在有机垢趋势的粗略判断标准为:TOC的质量浓度大于3mg/L，生化需氧量(BOD)大于5mg/L或者化学需氧量(COD)大于8 mg/L。由此可见，电厂反渗透系统仍有有机物滋生及有机垢沉积的风险。为此，电厂应加强设备运行和维护管理工作，每季度对超滤及反渗透膜管进行化学清洗，保证超滤膜压差在10 kPa以内，反渗透系统的脱盐率在98%以上，进、出口压差控制在0.5 MPa以内。

图2 化学补给水系统TOC去除率分布图

2.2 杂质阴离子的控制

杂质阴离子是热力系统发生腐蚀的重要因素，特别是对汽轮机低压缸的汽－液相变区有着极大的风险;同时，由于超超临界机组的奥氏体钢使用量有较大的增长，加强阴离子的处理及监督对防止奥氏体钢的晶间腐蚀显得尤为重要。而精处理混床的运行状况是控制机组整个水汽系统阴离子含量的关键。为此，电厂应加强凝结水精处理设备的运行管理。

(1)凝结水应100%进行处理，确保锅炉给水品质。

(2)再生装置采用高塔分离装置，保证阴、阳树脂的分离效果，避免交叉污染。

(3)加强运行的监督管理，杜绝混床的失效运行。

(4)加强凝汽器的检修维护，安装阴极保护装置，防止因凝汽器泄漏影响水质。

通过采取以上措施，电厂给水系统的杂质阴离子得到了有效控制，精处理混床出口的主要阴离子含量检测结果见表2。

#3机组主蒸汽中氯离子的质量浓度仅有0.21 μg/L，远低于美国电力科学研究院 EPRI(Electric Power Research Institute)2004年提出蒸汽中氯离子的质量浓度不高于2.00 μg/L的标准，达到了较高的水平。

表2 #3机组精处理混床检测结果

根据阴离子当量电导的理论，超纯水中的氢电导率值(25℃)可按以下关系式近似计算

由上述数学关系可知，当给水氢电导率控制在0.10 μS/cm以下时，氯离子、硫酸根离子的质量浓度均在2 μg/L以下。

为此，在阴离子监督上，电厂应定期进行离子色谱的测定。在日常监督中，应加强氢电导率的监督，严格控制氢电导率在0.10 μS/cm以下并严格控制精处理混床的周期制水量。

2.3 给水流动加速腐蚀的评定与抑制

流动加速腐蚀(FAC)是超(超)临界机组全挥发工况下普遍存在的问题，主要表现为:锅炉压差持续快速上升，锅炉结垢沉积部位提前，高压加热器常疏门及减温水门堵塞频繁，节流圈堵塞频繁，取样系统部分测点超标、脏污和堵塞频繁等。影响FAC的主要因素包括:流体温度、质量传递(与流体的整体速度有关)、合金成分、氧化还原电位(ORP)、流体pH值、组件的几何形状和上游影响以及蒸汽品质等。

望亭发电厂#3机组设计给水采用AVT(R)处理方式，水汽系统中Fe离子的质量浓度一直居高不下，最高时达13.36 μg/L(见表3);同时，结垢速率最大的部位也由热负荷最高的水冷壁前移到省煤器进口，取样系统的省煤器进口等测点的滤芯有明显的脏污和堵塞现象。

表3 采用AVT(R)处理方式时系统中Cu，Fe离子的质量浓度 μg/L

研究结果表明，影响FAC的化学因素主要有pH值、溶解氧和ORP。单相流FAC最具风险的温度区间为125～200℃，两相流FAC最具风险的温度区间为170～220℃。可见，高压加热器水侧及汽侧的FAC风险较大，这与电厂监督发现的结果相吻合。提高pH值有助于抑制FAC，溶解氧能提供最佳保护，ORP与FAC密切相关。

为解决此问题，电厂改变了给水处理方式，于2010年2月5日起，将#3机组给水处理方式由AVT(R)转变为只加氨的氧化性全挥发AVT(O)处理方式，而停加化学除氧剂联氨。目的是使给水在除氧器物理除氧后残留微量溶解氧，以提升给水中的氧化还原电位，使ORP由低于－200 mV逐渐提升至0 mV以上，进而使给水系统金属机体表面形成Fe2O3+Fe3O4的钝化膜，抑制给水系统的FAC，降低给水中Fe离子的质量浓度。表4为给水方式改变后6个月的热力系统中Cu，Fe离子的质量浓度，最低时省煤器进口Fe离子的质量浓度为3.70 μg/L。图3为给水化学工况优化前、后水汽中Fe离子质量浓度的变化情况。

表4 采用AVT(O)处理方式时系统中Cu，Fe离子的质量浓度 μg/L

图3 给水化学工况优化前、后水汽中Fe离子的质量浓度

#3机组给水化学工况由AVT(R)调至AVT(O)后省煤器进口氧化还原电位由－10～－2000 mV升至0～50 mV，水汽系统中Fe离子的质量浓度明显下降，达到AVT(O)工况的最佳水平，给水系统FAC得到初步抑制。仍可通过给水化学工况的进一步优化降低水汽系统中Fe离子的质量浓度，进一步抑制给水及疏水系统的FAC。为了更有效地抑制AVT(O)工况下的FAC，电厂将给水pH值的控制标准从9.2～9.6调整到9.3～9.6，并尽量控制在指标的上限;实施给水加氧处理(OT)是更加有效抑制给水及疏水系统FAC的最佳途径之一。

3 结论

(1)电厂所采取的综合措施对提高#3机组水汽品质是有效的，针对性地解决了超超临界机组存在的问题。

(2)化学补给水系统运行情况良好，可以保证补给水品质。#3机组热力系统水汽TOC、阴离子含量均控制在较低水平，但必须严格控制凝结水精处理混床运行周期制水量，即确保精处理混床氢型运行，以确保出水品质。

(3)将给水处理方式从AVT(R)工况调整到AVT(O)工况后，水汽系统氧化还原电位上升，水汽系统中Fe离子的质量浓度下降趋势明显。随着运行时间的延长，AVT(O)工况的优越性将得到更加明显的体现。

(4)2011年，#3机组大修时发现省煤器结垢速率仍偏高，因此，进一步抑制给水及疏水系统的FAC并降低炉管结垢速率的有效途径唯有采用给水加氧处理。给水加氧处理对于高温氧化皮的影响程度如何，望亭发电厂正与科研单位合作开发有效利用溶解氧的正面作用、避免溶解氧的负面影响的多方面兼顾的新工艺，以进一步提升机组运行的安全性及经济性。

［1］黄兴德，王安宁，赵泓，等.超(超)临界锅炉给水疏水系统流动加速腐蚀特征和风险辨识［J］.中国电力，2011(2):37－42.

［2］毕法森，孙本达.采用给水加氧处理抑制流动加速腐蚀［J］.热力发电，2005(2):52 －53.

［3］陆国平.超临界机组的水化学工况和水质控制［J］.华电技术，2008，30(8):4 －7.