对亚临界滨海电厂炉水处理若干问题的新认识

福建电力与电工   2001.3
陈进生     (嵩屿电厂   厦门   361026)
摘     要：介绍了嵩屿电厂炉水处理的特点；总结了亚临界滨海电厂炉水处理运行与管理方面的经验；阐述了对炉水处理若干问题的新认识。
关键词：滨海电厂；炉水处理；经验；认识
中图分类号：TM621．8       文献标识码：B       文章编号：1006—0170(2001)01—0037—02
收稿日期：2000—08—31

1   前言
       我厂淡水水源来自九龙江，水质预处理采用混凝澄清、石英沙过滤，锅炉补给水为二级除盐处理。凝结水经过可氨化运行的深层混床处理，锅炉给水采用挥发性方式处理，锅炉炉水采用低量磷酸盐处理。      
目前，整个热力系统较为洁净，炉水硅含量正常运行情况下仅有20—30μg/l，汽水综合合格宰在99.8％以上，补给水率一般在O．9％以下。总之，汽水品质较为良好。经过几年的运行与管理实践，对亚临界滨海电厂的炉水处理有新的认识，现阐述如下。

2   炉水处理若干问题的新认识
2.1 炉水处理方式
       炉水处理方式通常有锅炉给水全挥发性处理与炉水协调磷酸盐处理两种，经过反复分析、试验并结合我厂实际情况，决定对锅炉给水采用挥发性为主、锅炉炉水采用超低磷酸盐(磷酸根控制0．5mg／l以下)为辅的复合型处理方式，其原因如下：
(1) 嵩屿电厂热力系统为无铜系统，且拥有可氨化运行的凝结水精处理装置，锅炉给水采用挥发性(氨与联氨)处理，基本上可保证其PH值与含氧量的合格性，并有利于减少盐量引入锅内。
(2) 由于整个系统的汽水品质较纯净，因此炉水的缓冲性相应下降了，抵抗外来酸碱冲击的能力也下降了，尤其是在凝结水精处理系统氢型运行阶段，混床除去了水中大部分的氨，其出水pH值接近中性；另外，凝汽器可能发生的泄漏或渗漏、树脂粉末降解后的有机物进入锅炉后热分解产生的有机酸，均使锅炉存在酸性腐蚀的危险。再者，由于氨的分配系数较大，可能导致系统个别部位PH值偏低，因此，往锅炉加入微量磷酸盐的主要目的是利用磷酸根水解产生的碱性物质来维持炉水的缓冲性，以减少酸性腐蚀的可能，并消除极微量的硬度。
       在炉水处理方式选择上，笔者认为不存在绝对适用的、单一的水处理方法。每个电厂应根据自身的特点寻找最佳的水处理方式，而不能生搬硬套现有的方式或方法。
2.2 锅炉排污率
       20世纪90年代以前颁布的各种化学监督规定基本上是总结70—80年代水处理运行与管理经验得出的，当时中、高压机组的炉水处理方法基本上以传统的磷酸盐处理或协调磷酸盐处理为主，炉外水处理一般停留在一级除盐或更低的水平，凝结水精处理装置更为罕见。因此，为保证炉水品质，减少锅炉腐蚀结垢，排污尤为重要，对锅炉的排污也有较为明确的规定。
       如今，炉外处理采用二级除盐，凝结水进行深层脱盐，炉内水处理采用全挥发性为主，炉水中的盐量、硅量杂质已经降到很低的程度，锅炉的排污量也应相应减少，以进一步降低补给水率，减少锅炉的热损失。
       嵩屿电厂整个热力系统的水汽品质一直处于良好的水平，正常情况下炉水的含硅量小于30 μg／L，总含盐量在2．5mg/l左右，水色清澈，末出现起泡或混浊的现象。因此，连排方式改为间歇式开启或低流量连续开启，将排污量控制在O．3％以下。
       笔者认为排污率取决于炉水和蒸汽中的含盐量、含硅量、浊度等，而不能有一个硬性的指标规定。每台机组应根据化学监督的实际情况及时调整排污率。
2．3凝结水高速混床
2．3．1 氨化运行高速混床的运行特点
       氨化运行混床的特点是“在纯净的水质中制取更为纯净的水质”。这一阶段的混床，在进水电导率大于O．1μS／cm的情况下，除盐效果开始明显下降，对钠等一价离于的去除作用几乎为零；而处于从氢型向氨型转化阶段的混床，如果进水的钠离于在5μg/l以上，则转型有可能失败。因此，高速混床只能在较为良好的水质状况下良性地发挥其深层除盐作用。
2．3．2 凝汽器发生泄漏时高速混床的作用
       滨海电厂不能依靠混床除去凝汽器泄漏时带入的盐分和杂质。在1995年颁布的DL/T561—95《火力发电厂化学水汽监督导则》中，对凝汽器泄漏与机组的运行关系虽有明确规定，但执行时却有较大的阻力。不少人错误地认为，精处理混床可保证凝汽器泄漏时的给水水质，其实不然，这因为处于氨化运行混床的除盐能力极其微弱，处于氢型运行的混床对海水的除盐能力也有限，因此，凝汽器一旦发生泄漏，就得停机处理。这时，混床仅起到很有限的缓冲作用。
2．3．3 机组启动时混床的作用
       机组在启动情况下由于不推荐氨化混床运行，因此平常应保证有再生好的备用混床，以利于在上述工况下有氢型混床加入运行。如果在机组启动阶段投入氨化混床，那么混床很快就会失效，制水周期将大为缩短，使混床的运行经济性大大降低。
2．3．4 无前置过滤混床的失效判断
       在无前置过滤器的高混床系统中，树脂吸附的悬浮物杂质较多，所以不能仅以出水的水质来判断混床的失效终点，而应综合考虑混床床体压差、周期制水量、进水水质等因素来进行综合判断。有时，虽然混床的出水水质仍较好，但如果过度延长制水周期，将会导致阴阳树脂分离困难，反洗耗水量剧增，运行经济性下降。
2．4炉水的pH值控制
     炉水采用磷酸盐处理时，其PH值一般控制在9．O—10之间；炉水采用全挥发性处理时，其PH值控制在9．0-9．5之间。这主要是综合考虑系统的铜腐蚀问题。嵩屿电厂炉水尽管采用挥发性处理为主，但其PH值应控制在9．5或更高(应严格控制在10以下)，以彻底中和系统中任何可能出现的酸性物质，进一步减少酸性对锅炉的腐蚀。
2．5   加药的调整方式
       尽管低磷酸盐处理加入锅内的药量很少，但也不宜采用间歇冲击式加药。低磷酸盐处理不仅仅是简单地控制磷酸根的浓度，而且还应尽量考虑锅内磷酸盐不因采用间歇式加药而产生的局部富集。为避免发生这一现象，药箱磷酸根的浓度应控制在1％以下，加药泵开度要适当调小，以延长加药的时间。
2．6 机组启动过程的化学监督
2．6．1 启动前的系统冲洗
       启动前的化学冲洗很重要，如果忽视这一点，那么系统大小修后残余的各种杂质、盐分只能通过锅炉排污排出，但在排污前可能已对锅炉或热力系统的其他部位造成腐蚀或冲刷。完整的化学冲洗包括炉前、炉内系统的冲洗，其中炉前系统的冲洗又包括凝结水系统与给水系统的冲洗。冲洗过程中，应加强对排水浊度、含铁量与硬度的监测。冲洗工作的实施有时会遇到一定的阻力，其原因是集控运行人员对此项工作重视程度不够。
2．6．2 点火前的给水溶氧问题
       锅炉点火前的给水溶氧问题也往往被忽视，这与投运锅炉的辅助蒸汽系统较为麻烦及以机组并网速度为优先考虑的因素有关。严格地说，已点火锅炉给水的溶氧应保证合格，这对减少省煤器、炉管的氧腐蚀非常重要。嵩屿电厂#1机投运之初，因给水溶氧长期不合格，使省煤器管发生严重的氧鼓泡现象。这一教训应深刻吸取。
2．6．3机组并汽后的化学监督
       一般规定，机组在并汽后4h才开始考核汽水品质。但笔者认为，这一过程过长，或者说，启动阶段的水质指标规定不够严格。实际上，机组并汽后负荷可能在较短的时间内升到较高的水平，而这一段时间恶劣的水质却给机组带来严重的负面影响。因此，应尽可能缩短水汽考核时间并尽量提高考核前的水质指标，较为有效的作法是对锅炉进行严格的的洗硅、排污以及让精处理备用混床尽早投入。

3   结束语
       综上所述，笔者认为滨海电厂炉水处理方法或水质控制指标应充分考虑机组的实际情况，在实践的基础上总结出适合自身特点的最佳方式，而不能生搬硬套现有的方法或他人的经验，唯此才会取得预期的效果。