1000 MW超超臨界機組水化學工況及運行探討

郭新茹，何鐵祥

(湖南省電力公司試驗研究院，湖南長沙410007)

1 引言

超超臨界火電機組已取得良好的運行業績，其可用率、可靠性、運行靈活性和機組壽命等方面已可以和亞臨界機組相媲美，具有顯著的節能和改善環境的效果。國外投運的1000 MW超超臨界機組主要分布在德國、日本、丹麥、美國等國家。國內在建和投入運行的超超臨界1000 MW機組已超過30臺，主要分布在江浙廣東等地，機組參數主要如表1。

表1 國內1000 MW超超臨界機組參數

從表1可以看出，國內主要的3家生產鍋爐和汽輪機廠家1000 MW超超臨界機組參數比較相近。根據已經運行的1000 MW機組經驗，由于壓力和溫度進一步提高，水質控制是運行好超超臨界機組的關鍵，文中主要針對1000 MW超超臨界機組的化學工況、設計特點以及運行進行探討。

2 超超臨界機組的化學工況

在超臨界參數條件下，蒸汽具備和水同樣的溶解特性，各種鹽、酸、堿和金屬腐蝕產物等物質在蒸汽中的溶解度隨蒸汽參數不同而不同，可以從μg級上升到mg級。由圖1和圖2可以看出，壓力越高蒸汽的溶解攜帶能力就越強，這些常見物質在過熱蒸汽狀態下的溶解度隨壓力降低或質量體積增加而迅速地降低，隨著蒸汽做功膨脹，蒸汽的溶解能力下降，這些溶解在蒸汽中的物質就會隨著蒸汽的轉移而不斷析出，或沉淀或溶解，由于蒸汽的溶解度較高，有時甚至能將先前析出的結晶重新溶解，隨后又在降溫處析出，逐漸沉積在后續設備的不同部位，從而加劇機組蒸汽通流部分潛在的金屬腐蝕問題。在超超臨界條件下，由于壓力、溫度進一步提高，鹽類在蒸汽中的溶解度進一步增大，發生沉積的危險增大。丹麥曾在運行的超超臨界機組的水冷壁蒸發段上部、再熱器、汽輪機葉片以及高壓加熱器的汽側發現有沉積物，沉積物的主要成分為鈉鹽，陰離子為硫酸根。因此，超超臨界參數機組的水質控制應該比超臨界機組更嚴格〔1〕。表2為徐州彭城電廠三期工程 (上汽西門子和上汽阿爾斯通推薦)1000 MW超超臨界機組的給水及主蒸汽品質要求。

圖1 典型汽輪機蒸汽條件下雜質在過熱蒸汽中的溶解度〔2〕

圖2 不同蒸汽質量體積條件下雜質在汽輪機的沉積特性〔2〕

表2 徐州彭城電廠三期工程超超臨界給水質量標準

3 超超臨界機組的化學水處理系統

3.1 補給水處理

1000 MW超超臨界機組大多是一次中間再熱直流鍋爐，直流爐所有給水一次性加熱全部變成蒸汽，給水的水質和蒸汽質量一致。雖然對鍋爐給水水質進行了嚴格的質量控制，但是給水中仍然存在微量溶解鹽、膠體以及溶解性氣體等各種雜質。在凝汽器無泄漏的情況下，鍋爐給水中主要的雜質來源于補給水系統以及爐前系統金屬的腐蝕。表3為徐州彭城電廠三期工程 (上汽西門子和上汽阿爾斯通推薦)1000 MW超超臨界機組的補給水水質要求。

表3 徐州彭城電廠三期工程1000 MW超超臨界機組補給水質量標準

表4 典型1000 MW超超臨界機組補給水處理工藝

從表4可以看出，幾個典型的1000 MW機組電廠中超濾+反滲透基本是作為除鹽的主要組成單元。從實際的運行數據來看，通過超濾+反滲透后，水中的硅、鹽分和有機物大大降低，從運行的經濟和技術來講是目前理想的預脫鹽方式。除鹽系統主要是離子交換和電除鹽 (EDI)，離子交換經過幾十年的運行技術已經非常成熟，出水穩定，水質好，但是缺點是占地面積大。EDI作為新型的除鹽技術，主要用于制備超純水，技術主要掌握在美國的Ionpure，GE，Omexell等幾個主要的公司，由于造價高，在國內的電力系統沒有廣泛的推廣應用。

徐州彭城電廠三期工程超濾系統凈出力為2×95 m3/h，反滲透預脫鹽系統出力為2×75 m3/h，正常4套超濾、2套反滲透同時運行;一級除鹽加混床系統為2×150 m3/h，正常情況下一系列運行，一系列再生備用，額定出力流量為130 m3/h。

徐州彭城電廠三期工程的補給水系統自運行以來，出水水質穩定，超濾的產水率為90%，反滲透產水率為80%，一級除鹽系統周期制水超過80 000 m3，混床出水能夠完全滿足上汽的推薦標準。

3.2 凝結水處理

表5為徐州彭城電廠三期工程1000 MW超超臨界機組的凝結水水質標準。從表可以看出超超臨界機組處理后凝結水出水水質比超臨界更加嚴格，出水電導提高到 0.1 μs/cm。

表5 徐州彭城電廠三期工程1000 MW超超臨界機組凝結水質量標準

表6 1000 MW超超臨界機組的凝結水精處理系統設置

從表6可以看出，國內幾個典型的1000 MW機組電廠設計都采用了前置過濾器+高速混床的系統，前置過濾器不設備用，混床設置1臺備用。對于超超臨界機組混床以氫型方式運行，達到超臨界機組精處理出水水質純度指標的期望值即:氫電導率≤0.10 μs/cm，二氧化硅≤5 μg/L，鈉≤1 μg/L，氯離子≤1 μg/L，幾乎所有分離再生方式都能滿足。但是當混床以銨型方式運行時，達到鈉≤1 μg/L，氯離子≤1 μg/L，就必須保證混床中鈉型陽樹脂和氯型陰樹脂的比例降至非常低的數值，另外陰陽樹脂的再生水平是氫型方式的2倍，從國外的經驗以及國內的玉環電廠與泰州電廠的長時間運行數據發現高塔法明顯優于錐斗法。

3.3 化學加藥

3.3.1 加藥系統概況

1000 MW超超臨界機組基本上每臺機組設置1套加氨裝置，2臺機組設1套閉式循環冷卻系統加聯氨裝置，每臺機組設置1套加氧系統。

3.3.2 OT 工況運行探討

加氧系統的氧氣貯存系統采用帶自動切換裝置的2組鋼瓶，加氧點設在凝結水精處理出口和給水泵吸入口，凝結水精處理裝置出口加氧根據除氧器出口的氧含量和凝結水流量進行自動控制，加氧速率以維持凝結水中溶解氧的含量在30～150 μg/L之間。

根據給水處理規定，當機組為無銅系統時，應優先選用氧化性全揮發處理AVT(O)方式;如果給水氫電導率小0.15 μs/cm，且精處理系統正常運行，宜轉為加氧處理OT方式。國內外一致的做法是超超臨界直流爐正常運行給水采用聯合工況即加氨、加氧處理。

目前國內的1000 MW超超臨界機組的加氧還處于摸索階段，相關的文獻和經驗還不是很豐富，根據國內外的超臨界的OT實施狀況，對超超臨界的加氧處理做以下的分析和探討。

至于AVT與OT的切換，超臨界機組主要根據給水的氫電導率達到0.15 μs/cm并呈下降趨勢時，可轉為OT。根據加氧的鈍化機理，機組加氧初始階段，增加加氧量，使給水中達到高溶解氧量，使主蒸汽中的氧量上升到30 μg/L以上，不僅可以盡快地形成鈍化膜，還可以降低水中鐵的濃度，因為在膜的形成期需要的氧量更多。

多數機組除氧器在運行時關閉除氧器排氣門，除氧器作加熱器使用。而在1000 MW超超臨界機組正常工況時除氧器排汽門可保持微開或定期開啟，以平衡氧量，避免其它不凝結氣體的集聚。實施OT中除氧器排氣控制方式應根據試驗情況確定，以避免由于機組負荷變化，氧及其它不凝結氣體的集聚而使給水氧量出現波動過大的現象。1000 MW機組OT工況下，給水的電導率控制應在小于0.1 μs/cm，此時說明給水氯化物含量極低，一般不擔心碳鋼產生氯化物引起的局部腐蝕問題，但在停運條件下，則有可能因供氧不均勻產生局部腐蝕。高合金鋼和不銹鋼在含氯化物及溶解氧的高溫高壓水中，會發生應力腐蝕開裂，在高純水中即使不含氯化物，而溶解氧濃度超過一定值，敏化的不銹鋼也會產生晶間應力腐蝕開裂。在采用OT方式運行時，水汽回路氧含量不高，一般不會發生應力腐蝕破裂。

俄專家經過6年左右加氧處理總結和研究認為，給水含氧量的質量濃度為50 μg/L已有較快的致鈍化速度，可在48 h內使鍋爐金屬全面進入鈍態。所以目前國內外推薦加氧量50 μg/L。

因為給水加氧可以使金屬表面形成一層致密的溶解度極低的三價氧化鐵保護膜，使金屬進入鈍化區，阻止金屬發生流動加速腐蝕，降低給水含鐵量、爐管的結垢速率、鍋爐整體運行阻力以及鍋爐的清洗頻率，從而提高鍋爐效率。國外的超臨界和超超臨界機組多采用OT工況，但是國內很多機組并沒有使用，主要原因可能是國外機組金屬材質好，整體的穩定性好，易于實現。

3.4 水汽取樣系統

汽水取樣系統沿襲超臨界的配置，每臺機組1套。由于超超臨界機組的水汽質量嚴格，盡可能用化學儀表控制，并設置控制值和報警值。所選用的化學檢測儀表除常規的以外，徐州彭城電廠三期工程還增加了測定蒸汽中含氫量的氫表。一般控制主蒸汽的含氫量在2～10 μg/kg的范圍〔4〕。1000 MW超超臨界機組取樣系統應該重視提高取樣的代表性和樣品測量的準確性。

4 結語

超超臨界機組是我國近年來確定的火電機組主要發展方向，目前雖然在建和運行的1000 MW機組已經超過30臺，但是由于起步較晚，尚無長時間的運行經驗和案例可循。通過充分總結和研究國?內超超臨界機組技術，不斷提高我國超超臨界機組的運行水平，使我國化學水處理技術上一個新臺階。

〔1〕汪德良，李志剛，柯于進，等.超超臨界參數機組的水汽品質控制〔J〕.北京:中國電力，2005，8(8):57-61.

〔2〕KIRK R E，OTHMER D F.Encyclopedia of chemical technology〔M〕.John Wiley＆Sons.Inc.

〔3〕柯于進，陳戎，常旭紅，等.我國超臨界機組凝結水精處理運行方式及出水水質研究〔C〕.凝結水處理技術研討會論文集.2008.11.

〔4〕王華.超超臨界機組水化學工況和設計探討〔C〕.火電機組技術協作網第二屆年會論文集.2006.10.