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摘要：由于近十几年来水处理技术的发展，特别是全膜法的使用，电厂除盐水质得到较大提升。但是部分设计院在火电厂化学系统设计上并没有与时俱进，还是照搬十几年前的“典型设计”，给现场运行造成一定的人力、物力和财力的浪费。本文以伊拉克W燃油（气）火电厂为例，从炉内加药系统（联氨）、凝结水精处理系统、循环水浓硫酸加药系统等几个方面举例，阐述了海外火电厂项目化学专业的设计优化。
关键词：全膜法；汽包；炉内加药系统；联氨；磷酸盐；凝结水精处理系统；浓硫酸
前言
由于新技术、新材料、新工艺、新设备的引入，近十几年来火电厂锅炉补给水处理系统得到较大改进，特别是超滤（UF）、反渗透（RO）（和EDI，即全膜法），由于其关键的膜元件的市场价格大大降低，制造工艺日趋成熟，质量良好，加上其无需酸碱再生、操作简单、出水水质稳定等优点，在火电厂领域得到广泛使用。目前，国内新建火电厂锅炉补给水处理系统必采用“超滤+反渗透”这一标准组合。与早期的石英砂过滤器和活性炭过滤器相比（出水浊度=1NTU左右），超滤产水浊度可以稳定在0.02NTU左右。从除盐水水质要求来看（亚临界汽包炉），根据《GB12145-1999 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》和《GB12145-2016 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》中对锅炉补给水的水质要求对比（见表1）可知，新的“超滤+反渗透+阴阳混”模式的除盐水水质比原来的“石英石过
表1 GB12145中锅炉补给水水质要求对比
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滤器+活性炭过滤器+阴阳混床”模式的除盐水水质好一倍。由于锅炉补给水水质得到较大改善，机组的腐蚀及结垢问题就会大大缓解，换言之，部分防腐及阻垢措施就可以优化。
伊拉克W燃油（气）火力发电厂（4x330MW+2x610MW）采用上海电气制造的亚临界汽包锅炉（100%BMCR工况，P=16.7MPa，T=541℃），表面凝汽器式汽轮机，发电机采用水氢氢式冷却方式。一期于2013年中进入商业运行，至今已连续运行5年多，二期于2014年底进入商业运行，至今已安全运行将近4年。经过W电厂这几年运行发现，化学专业的系统设计存在一些不合理之处，过于“参考”火电厂典型设计，未与时俱进，未考虑伊拉克当地的实际情况，不仅给电厂运行和检修带来较大的工作量，而且还造成许多浪费。
1 炉内加药系统
1.1 加联氨系统
由于汽水设备及管路材质为钢管，水中溶解氧浓度高容易导致电化学腐蚀（吸氧腐蚀）：
负极： Fe-2e-=Fe2+
正极： O2+2H2O+4e-=4OH-
总反应：2Fe+O2+2H2O=2Fe(OH)2
生成的Fe(OH)2继续被氧化成Fe(OH)3,脱水生成Fe2O3,即所谓的铁锈。铜的吸氧腐蚀原理类似（早期的加热器和凝汽器换热管含铜）。为了减少水中溶解氧对设备的腐蚀，通常火电厂设计一套加联氨装置，向锅炉给水、凝结水和闭冷水中加联氨，利用联氨的强还原性，将水中溶解氧去除，即：
近年来，由于材质性能的提升，新材料的使用，除氧设备的效率提升，以及国家对环保的要求更加严格，新建电厂已不再设置炉内加联氨系统，已建电厂亦逐渐停用该系统。具体原因为：
1）除氧器运行效率明显提升，除氧效果良好。除氧器厂家保证除氧器出口溶解氧浓度在40ppb以内（实际运行时溶解氧浓度在20ppb以内）；
2）加热器及凝汽器铜质换热管基本被淘汰，新的不锈钢管（TP317）和（耐海水腐蚀的）钛管的防腐性能大幅提升，汽水系统中微量的溶解氧基本不会对设备造成腐蚀或者腐蚀速率极低；
3）联氨属于极毒性化学品，能强烈的侵蚀皮肤，对眼睛、肝脏等由损害作用，同时是一种可疑致癌物；
4）联氨价格贵，伊拉克当地采购价格为9000USD/吨，为氨水采购价格的三倍，W电厂每月用量约5吨，一年60吨，采购金额540,000USD。
根据《DL5068-2014 发电厂化学设计规范》7.1.2条第2点规定：亚临界汽包锅炉凝结水、给水可采用加氨和加联氨处理，无铜系统也可以采用加氨处理或加氨、加氧处理；7.1.2条第7点规定，设有闭式循环冷却系统的机组应设置闭式循环冷却水加药设施，药品可以选用联氨、磷酸盐、氨或其他缓蚀剂。由此可见，电力行业标准并未强制性要求给水、凝结水和闭冷水加联氨处理，在机组设置加氨水处理系统时，完全可以不再需要加联氨处理。
1.2 加磷酸盐系统
为了防止炉水中的Ca2+、Mg2+等在汽水管壁（水冷壁受热面、汽包内壁等）上结垢，造成传热效率降低，甚至因为局部受热不均而爆管的事故，电厂往往设计一套炉内加磷酸盐系统（通常加磷酸三钠Na3PO4）。PO43-能够与水中的Ca2+、Mg2+反应，形成难溶物，通过汽包排污去除。
10 Ca2++6 PO43-+2OH-- =Ca10(PO4)6(OH)2
3Mg2++2PO43- =Mg3(PO4)2↓
另外，由于凝汽器铜管容易泄露，导致循环水中的大量Ca2+、Mg2+进入凝结水，使凝结水硬度急剧上升，因此，在当时条件下，炉水加磷酸盐系统可以很好的阻止受热面结垢和后续可能的爆管现象。
随着时代的发展，技术的进步，运行水平的提高，磷酸盐起的作用越来越小，有时候还起反作用，因为：
1）锅炉补给水的水质有了很大的提升，硬度=0，基本检测不到Ca2+、Mg2+的存在，也就降低了后续的受热面钙、镁垢的发生；
2）不锈钢管（及钛管）在凝汽器中广泛使用，以及胀管工艺成熟，凝汽器管子漏的概率大大降低；
3）加Na3PO4的同时，给炉水中带入了Na+，反而污染了汽水品质，“是药三分毒”；
4）即使有微量Ca2+、Mg2+存在，亦可以通过汽包排污来消除。
根据《DL5068-2014 发电厂化学设计规范》7.1.2条第4点规定：汽包锅炉炉水宜采用磷酸盐处理…。可见电力行业标准并未做强制性要求（中国DL标准制定偏保守，而且新技术须经过多次实践证明总结，才会正式纳入标准中）。根据西安热工院的研究，以及国内多个电厂的实践，不加磷酸盐的机组腐蚀情况基本忽略不计，不会影响到机组的运行安全和使用寿命。
2 凝结水精处理系统
2.1 取消凝结水精处理系统
凝结水由于某些原因会收到一定程度的污染，主要有：
1）凝汽器渗漏或泄露
凝结水污染的主要原因是循环冷却水从凝汽器不严密的部位漏至凝结水中。凝汽器不严密的部位通常是在凝汽器内部管束与管板连接处，由于机组工况的变动会使凝汽器内产生机械应力，即使凝汽器的制造和安装质量较好，在使用中仍然可能会发生循环冷却水渗漏或泄漏现象。而冷却水中含有较多悬浮物、胶体和盐类物质，发生渗透或者泄露时必然严重污染凝结水；
2）金属腐蚀产物的污染
凝结水系统的管路和设备会由于某些原因而被腐蚀，因此凝结水中常常有金属腐蚀产物。其中主要是铁的氧化物（目前热力系统设备基本无铜）。铁的形态主要是以Fe2O3、Fe3O4为主，它们呈悬浮态和胶态，此外也有铁的各种离子等。凝结水中腐蚀产物的含量与机组的运行状况有关，在机组启动初期凝结水中腐蚀产物较多，另外在机组负荷不稳定情况下杂质含量也可能增多。
3）锅炉补给水带入少量杂质
正常情况下，混床出水在运行中的严格控制，补给水杂质含量很少。如果混床出水不合格，就可能对凝结水造成污染。
由于以上几种原因，凝结水或多或少有一定的污染。特别是在机组启动时候和负荷波动情况下，污染物浓度会偏高。
凝结水精处理系统通过设置除铁（除铁过滤器）和除盐（球形高速混床）装置，可以有效的净化凝结水中的污染物，保证汽水品质合格。
伊拉克W电厂2012年投运时，由于凝结水精处理系统设备故障，该系统一直未能投用（#1机组短暂投用过半年），直至2016年该系统才开始投用，但流过高速混床水量仅为200t/h左右（一期凝结水量：800t/h，二期凝结水量：1400t/h），大部分通过大旁路回流至除氧器。
在每年机组检修时，通过锅炉汽包内壁、汽轮机低压缸防腐检查时，六台机组中并未发现影响设备安全稳定运行的腐蚀和结垢情况。至目前为止，已连续检查6年，设备腐蚀和结垢情况控制良好。
凝结水精处理系统缺点：
1）凝结水精处理系统设备造价高。300MW机组凝结水精处理系统设备（含专用树脂）造价为200万人民币左右，600MW机组凝结水精处理系统设备（含专用树脂）造价为500万人民币左右；
2）凝结水精处理系统运行成本高。运行过程中需要消耗大量的盐酸和苛性钠；
3）凝结水精处理系统设备多，占用大量厂房面积；
4）凝结水精处理系统运行缺陷多，易出现阀门内漏缺陷，出现凝结水泄露时将导致机组降负荷乃至跳机，机组运行的安全隐患增加。
根据《DL5068-2014 发电厂化学设计规范》6.2.2条规定：对由亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机组，全部凝结水应进行精处理，所以目前国内电厂基本都设置凝结水精处理系统。由于国内机组运行水平的提高，设备稳定性好，以及基于运行成本和安全隐患考虑，亚临界汽包炉机组在逐渐停用凝结水精处理系统。
考虑到机组启动时铁离子容易超标，为了减少启动时间，可以仅设置除铁过滤器，而无需后续的混床及其配套的树脂再生系统，大大简化了凝结水精处理的流程。
3 循环水加浓硫酸系统
3.1 循环水加硫酸原理
电厂循环水水质较差（W电厂循环水为底格里斯河水经机械加速澄清池处理后产水，浊度≤5NTU,SS≈1100us/cm），含有大量的Ca2+、Mg2+等硬度离子，运行过程中容易形成难溶的钙、镁（重）碳酸盐，导致凝汽器管束结垢，换热效率降低，进而影响机组真空和负荷。
因此，机组在运行过程中，通过加硫酸来调节循环水的pH，防止设备结垢，具体为：
1）将循环水中的钙、镁（重）碳酸盐转化为溶解度交大的钙、镁硫酸盐，从而达到防止其在换热器或者凝汽器等上面结垢的目的，反应式为：
Ca(HCO3)2+H2SO4——CaSO4+2CO2↑+2H2O
Mg(HCO3)2+H2SO4——MgSO4+2CO2↑+2H2O
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2）向循环水中投加硫酸，也可以降低循环水中的中碱度，增加浓缩倍率，达到节约用水的目的。
3.2 循环水加硫酸系统图
该系统投用不到一个月时间，即发生卸酸泵轴封处渗透，加药泵出口管腐蚀。而浓硫酸腐蚀性强，漏液继续腐蚀卸酸泵传动轴，并溅射到设备和管路上，经现场多次检修后，泄露问题根本无法完全解决，最后只能停用该加药系统，根据现场实际情况进行技改。另外，由于伊拉克当地气温高（夏季最高可达55℃），碳钢内衬的四氟乙烯防腐层容易脱开，变形，导致加药管堵塞，破裂处腐蚀穿孔。
3.3 技改浓硫酸加药系统图
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3.3.1 来浓硫酸为槽车
通过高差（重力自流）来卸酸和加药，系统设备简单，无需机械运转设备，很好的预防了浓硫酸溅射伤人或腐蚀设备等事故。
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3.3.2来浓硫酸为吨桶包装
利用喷射器形成的负压，将浓硫酸吸至循环水。
参考文献：
[1] 发电厂化学设计规范：DL/5068-2014. 国家能源局发布.
[2] 陆宏圻.射流泵技术的理论及应用[M].北京:北京水利电力出版社,1989.
[3] 电力建设安全工作规范.第一部分:火力发电厂:DL5009.1-2002.
[4] 大中型火力发电厂设计规范. GB 50660-2011.
[5] 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量. GB/T 12145-2016.
[6] 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量. GB/T 12145-2016.