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[炉内处理] 炉水低磷酸盐加氢氧化钠处理在海勃湾发电厂的应用

发布时间：2009/6/18 阅读次数：1519 字体大小: 【小】【中】【大】

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炉水低磷酸盐加氢氧化钠处理在海勃湾发电厂的应用

王海涛郭春王金英等

　（北方联合电力公司海勃湾发电厂乌海 016034）

〔摘要〕简述了汽包锅炉炉水采用低磷酸盐加氢氧化钠处理的必要性，介绍了海勃湾发电厂采用炉水低磷酸盐加氢氧化钠处理的试验和运行情况，并分析了应用后水质的变化及其优缺点。

〔关键词〕汽包炉炉水低磷酸盐氢氧化钠电导率

1 概况

海勃湾发电厂5、6号机组均为330MW火力发电机组，锅炉为汽包炉，相继于2005年8月、12月投产发电。投产以来炉水一直采用低磷酸盐加NaOH处理，控制炉水PO₄^3- 为0.5～3.0 mg/l；PH为9.0～10.0。

2 试验方案的提出

磷酸盐处理主要存在着两方面问题：一是产生酸性磷酸盐腐蚀。酸性磷酸盐腐蚀通常发生在有汽囊或汽水冷却不正常的部位，国外测试研究表明，发生酸性磷酸盐腐蚀的直接原因是因为加入Na₂HPO₄，因我厂不采用加Na₂HPO₄的处理方式，一般不会发生酸性磷酸盐腐蚀。二是发生磷酸盐暂时消失现象。在机组负荷剧烈波动的情况下，采用磷酸盐处理的炉水会发生盐类暂时消失现象，即当负荷急剧增加时，炉水磷酸盐含量大幅度降低，甚至测不出，PH明显升高；工况相反，负荷降低时，会出现暂时消失的盐类回溶，炉水磷酸盐含量很快增加，炉水PH大幅度降低。炉水在变动负荷下的盐类暂时消失与盐类回溶都会导致磁性氧化铁保护层的溶解，加速炉管的腐蚀。发生磷酸盐暂时消失现象的主要条件是磷酸盐在炉水中的含量，另外还和炉管表面的清洁程度和热负荷有关。

随着机组参数的提高及传热的强化，锅炉腐蚀明显增多。在我国的火电厂中，最普遍采用的是热力系统碱性水运行方式。在此工况中，给水系统中加入氨和联胺对调节水汽系统的PH、去除给水经除氧器后的残留溶解氧、降低钢铁部件的氧腐蚀能起到积极的作用。但由于氨的挥发性大、其分配系数气相明显高于液相，使炉水中的PH难以维持在碱性工况。该厂汽包锅炉炉水处理仍然使用“协调——PH磷酸盐处理”方式。机组的炉管沉积率比较大，特别是921T/H的汽包锅炉。该厂在小修报告中检测低磷酸盐处理前炉管沉积率的数据如下表。从表中锅炉的沉积率数据来看，对投运一年的300MW机组来说锅炉的沉积率还是比较高的。还需要降低炉管的沉积率。

2006年12月海厂#5、#6机组炉管沉积率统计表

机组序号	汽包锅炉容量（t/h）	割管部位	沉积率（g/m2.a）
#5	921T/H	水冷壁甲侧	122.7
#5	921T/H	水冷壁乙侧	81.96
#6	921T/H	水冷壁甲侧	68.9
#6	921T/H	水冷壁乙侧	45.6

3 加强炉内低磷酸盐处理工艺的管理

3.1保证磷酸三钠的纯度。与协调磷酸盐处理工艺比较，采用低磷酸盐处理工艺后,炉水中控制的磷酸根浓度降低了很多。所以优化了炉内处理工艺后，可以节约可观的药品费用。但磷酸根浓度降低后，炉水的缓冲性也大幅度降低，所以采用低磷酸盐处理工艺后，必须提高炉水的清洁程度，尽量避免外界杂质对炉水的污染。为此对加入的炉水校正药品必须保证一定的纯度级别，如加入的磷酸三钠要使用分析纯级，不能使用工业品。采用了低磷酸盐处理工艺，减少了药品用量，提高药品纯度后应该不会增加运行费用。

3.2配制合适的加药浓度。炉水控制的磷酸根浓度降低后,药箱中配制的药液浓度也要相应降低。采用分析纯后，理论药液浓度为0.02%。

3.3注意机组启停及调峰时的水质控制。机组在启停过程中，负荷起伏较大，如磷酸盐浓度控制不当，容易发生盐类暂时消失现象，给炉管带来腐蚀危险。停炉时，负荷降低，有可能发生沉积的磷酸盐回溶，使磷酸根不断增加，PH大幅度下降；启动时，负荷上升，如炉管沉积物较多，易于发生能测不出。针对上述情况，要通过试验采取措施：停炉时，提前少加或停加磷酸三钠；启动时，苛性钠的加入量应适当增加。这当中的关键是通过调整保证炉水的PH值合格。

2×330MW机组2005年12月正式投产至今，一直存在炉水磷酸根含量2-3mg/L(高限运行)，PH值9-9.2(低限运行)的问题，而其它水质指标合格。而且其它水质指标合格及设备达到低磷酸盐加氢氧化钠处理方式调整的工艺优化条件：

（a）2×330MW机组凝汽器为不锈钢管，泄露率低

（b）凝结水产水DD小于0.2μS/cm，一般小于0.15μS/cm

（c）2×330MW机组为非调峰机组，机组无频繁启停、较长时间停备用情况

（d）给水DD小于0.2μS/cm

4 应用低磷酸盐加氢氧化钠对炉水进行处理

2006年3月我们开始采用低磷酸盐加氢氧化钠的方式对海勃湾电厂的2台锅炉炉水进行处理。控制炉水PO₄^3- 在0.5～3.0 mg/l；PH为9.2～9.6，期望值为PO₄^3- 在0.5～1.5 mg/l；PH为9.3～9.5。

实际运行中，控制炉水PO₄^3- 在0.5～2.0 mg/l(多数在1.0 mg/l左右)；酚酞碱度为15-25mmol/L，此时炉水PH为9.2～9.4，电导率在10-20us/cm。

5低磷酸盐加氢氧化钠处理方式的优点

5.1 水质控制稳定、简易

过去由于PH不稳定且偏低，所以为了控制PO₄^3- 、PH均在合格范围内，常常顾此失彼，现因PH稳定，只要事先配好的加药浓度适当调整加药泵行程即可。

5.2 PH控制稳定、波动范围小

5.3 炉水电导率大幅下降

由于加药量减少，水质改善，炉水电导率从过去的(单独低磷酸盐处理时)30us/cm以上下降到10～15us/cm，说明炉水含盐量大幅下降，对降低水冷壁管的沉积物将大有好处。

5.4 配药操作简易、加药量少

由于加药量很小，故采用分析纯的磷酸三钠及氢氧化钠代替工业纯的磷酸三钠，使炉水含盐量得到进一步的下降，配药更加方便易行。

5.5 机组启动时，水质合格需时少

过去机组启动时，炉水PH常常偏低，蒸汽品质合格需时较长，锅炉点火后常因水质不合格而不能进行冲转，现机组启动不会因水质问题而延误冲转。同时锅炉排污水量大大减少，达到了节能降耗的目的。

6 结论

海勃湾发电厂炉水采用低磷酸盐加氢氧化钠的处理方式运行一年多来，实际运行情况证明炉水水质控制简单易行，水质明显好转，整个系统的铁、硅含量有所下降，同时机组启动冲洗时间缩短，冷、热态冲洗时的含铁量也有所降低，这说明用低磷酸盐加氢氧化钠的处理方式可以减少水汽系统的含盐量，适中的氢氧化钠不但不会引起苛性脆化，还可提高保护膜的稳定性、减轻机组停运中的金属腐蚀损坏，防止锅炉的酸性腐蚀。

综上所述，300 MW汽包炉炉水用低磷酸盐处理并不是最佳工况，国内外许多电厂采用氢氧化钠改善炉水水质的研究试验证明，用氢氧化钠代替磷酸盐处理炉水水质将是300MW汽包炉发展的方向。

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