基于无外加氧补水法给水OT工况的研究与应用

图1 给水OT处理保护膜机理

Fig.1 Mechanism of feed water oxygenated treatment protective film

与一点加氧法、全保护加氧法相同，无外加氧补水法给水OT处理主要是利用水中的溶解氧与受热面铁基体相生成以α-Fe₂O₃、γ-FeOOH为主的双层钝化膜，有效减缓设备的氧化反应，以控制腐蚀反应在较低水平^〔8-9〕。这种钝化膜会受运行水汽相流冲刷、启停阶段温度变化等因素影响而发生不同程度的溶脱，因此需维持给水中适量的溶解氧进行动态修补^〔10〕。

1.3 系统与设备

无外加氧补水系统如图 2所示。

图2

图2 无外加氧补水法系统

1—补给水箱；2—除盐水泵；3—截止阀；4—逆止阀；5—调节阀；6—凝汽器；7—凝结水泵；8—加氧增压泵；9—精处理；10—除氧器；11—除氧器下降管

Fig.2 System of non-extraneous oxygen make-up water method

推荐采用二点加氧法：主加氧点设在凝结水泵入口，辅助加氧点设在除氧器下降管，原有氨加入点（精处理出口母管和除氧器下降管）不变，正常加氧时关闭除氧器排气门。

给水加氧设备包括无外加氧补水法给水加氧设备1套（含就地自动控制系统）、凝结水泵进口、除氧器出口加氧管路、除盐水泵母管到加氧装置管路。

1.4 控制方式

加氧控制方式分为就地手动和DCS远程控制，如图 3所示。

图3

图3 无外加氧补水法给水加氧自动控制面板

Fig.3 Automatic control panel of non-extraneous oxygen make-up water method feed water oxygenated treatment

图 3中，DCS远程自动控制加氧量与给水泵流量主关联，与加氧点在线溶氧表次关联。通过调节阀门开度控制凝结水泵加氧流量与给水流量的百分比，最终维持除氧器进口DO在合理范围。当除氧器进口DO低于下限值时报警，DCS自动打开加氧电动调节阀；当除氧器进口DO超过上限值或氢电导率（CC）超过0.2 μS/cm时报警，DCS自动关闭加氧电动调节阀；也可通过就地控制柜手动操作。

2 关键技术与影响因素分析

2.1 可行性分析

DL/T 246—2015《化学监督导则》要求200~ 300 MW机组的水汽损失率≤1.50%，600 MW以上机组的水汽损失率≤1.0%^〔11〕。加上其他生产、非生产消耗的蒸汽，即使非供热供汽机组，一般平均每小时也有1%~3%的除盐水补进凝汽器。无外加氧补水法引部分除盐水直接补入凝结水泵进口，加上凝结水的本底溶氧量，应达到DL/T 805.1—2011《火电厂汽水化学导则第1部分：锅炉给水加氧处理导则》^〔12〕中给水溶氧控制在10~150 μg/L的要求。目前我国大部分加氧机组正常控制给水溶氧在30~50 μg/L^〔13-15〕。

按式（2）、式（3）计算加氧用补给水量与加氧补水率的关系，结果见表 1。

表1 加氧用补给水量与加氧补水率计算结果

Table 1 Calculation results of make-up water amount and water percentage of feed water oxygenated

V(GB)/(t▪h^-1）	DO(BJ)^*/(mg▪L^-1）	ADO/(μg▪L^-1）	V(OT)/(t▪h^-1)	ω/%
1 800	8	10	2.25	0.125
1 800	8	20	4.50	0.250
1 800	8	30	6.75	0.375
1 800	8	40	9.00	0.500
1 800	8	50	11.25	0.625
1 800	8	64	14.40	0.800
1 800	8	80	18.00	1.000

注：*取值参见表 2。

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表2 部分电厂补给水的溶解氧含量

Table 2 DO content in make-up water of some power plants

电厂	大气压力/hPa	除盐水温/℃	补给水DO/(mg▪L^-1
电厂	大气压力/hPa	除盐水温/℃	现场实测值	理论值
1	934	18.5	8.05	8.70
2	1 000	18.9	8.89	9.15
3	989	18.7	7.99	8.22
4	868	19.4	7.95	7.91
5	1 001.2	18.8	9.11	9.28
6	1 003	20.4	9.02	9.27
7	887	20.3	8.15	8.11
8	915	20.4	7.73	8.22

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(2)

(3)

式中：V（OT）——加氧用补给水流量，t/h；

V（GB）——机组给水泵流量，t/h；

ΔDO——给水溶解氧增量，μg/L；

DO（BJ）——补给水的溶解氧，mg/L；

ω——加氧用补水率，%。

以660 MW机组给水加氧目标值30~50 μg/L为例，机组正常补水率为1.0%左右，考虑到凝结水本底氧量10~20 μg/L，即给水溶解氧需要加氧补给水贡献值为20 μg/L，加氧补给水补水率为0.25%即可满足机组给水加氧处理要求。可见，无外加氧补水法给水OT处理在理论和实践上均可行。

2.2 可靠性分析

ISO 5814—2012《Water quality-Determination of dissolved oxygen-Electrochemical probe method》^〔16〕、JJG 291—2018《溶解氧测定仪》^〔17〕等标准指出，水中溶解氧水平主要与当地大气压、温度和水质关系密切。除盐水的水质较纯净，大气压变动范围相对较小，对水中溶解氧的影响不大，在此条件下水温成为影响水中溶解氧含量的主要因素。

标准大气压下水中溶解氧含量与温度的关系如图 4所示。

图4

图4 101.3 kPa下不同温度水中的溶解氧饱和含量

Fig.4 Dissolved oxygen saturation content in water at different temperatures and 101.3 kPa

对不同区域部分电厂的补给水溶解氧含量进行调研，结果见表 2。

无外加氧补水法的加氧补水量设计上限为1.0%。由图 4和表 2可见，受季节、地域和海拔等影响，我国电厂补给水温度基本处于10~30 ℃，常压下理论除盐水的溶解氧在11.26~7.56 mg/L，对应给水溶氧增量110~75 μg/L，即最差工况下完全可将给水溶解氧严格控制在10~150 μg/L，保证无外加氧补水法的给水溶解氧不会出现氧量不足或超标等大幅波动现象。

此外，若因非常规因素导致补给水无法加入，可瞬时提高给水加氨量，切换为AVT（O）工况运行，从根本上保证该方法的可靠性。

2.3 安全性分析

有研究认为CO₂也是造成热力设备初凝区低压缸腐蚀的原因之一，给水应控制CO₂含量^〔18〕。采用无外加氧补水法给水加氧时，加入的补给水会携带微量CO₂进入给水系统。

空气中CO₂体积分数约为0.03%，根据Herry定律，常压下除盐水中的CO₂最大溶解量为0.44 mg/L。GB/T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》^〔19〕要求补入热力系统的除盐水比电导率（SC）≤0.4 μS/cm，此时CO₂在0.15 mg/L左右。纯凝机组正常补水率≤3%，供热机组补水量会高一些，本方法给水加氧的补水量正常≤1%，由除盐水带入给水的CO₂一般≤0.001 5 mg/L，CO₂汽液两相分配系数使其在低压缸初凝水液相中的含量更少。根据理论计算，初凝区CO₂水平较低时，pH与NH₃浓度关系见图 5。正常运行时蒸汽中的氨一般在0.2~1.0 mg/L，初凝水中的氨在0.02~0.1 mg/L，此时初凝水pH＞8.0，不会对叶片产生腐蚀^〔20-21〕。

图5

图5 初凝区低CO₂时pH与NH₃浓度关系

Fig.5 Relationship between pH and NH₃ in initial condensing zone at low CO₂

2.4 先进性分析

通过近年来的摸索和改进，空气法、氧气瓶法、高压液态法均比较成熟可靠^〔22〕。无外加氧补水法以补给天然除盐水为唯一加氧介质，替代空气或氧气瓶等氧源进行加氧，具有以下优点：（1）设备投资少，无外加氧补水法加氧装置与同类方法相比，经济成本可节省1/3以上。（2）日常运行成本低，与氧气瓶法或高压液态法加氧相比，按每台660 MW机组2 d使用1瓶氧气估算，每年可节省氧气采购费用近万元；与空气法加氧相比，减少了空压机日常检修维护和电耗费用。（3）加氧运行维护工作量大幅减轻，无需人工频繁更换氧气瓶，减少人力成本。（4）工作环境安全风险明显降低，避免压力容器高压空气、危险化学品高压氧气的使用，促进电厂安全生产。

综上，无外加氧补水法在经济投入、运行维护、工作环境等方面都具有明显优势。

3 超临界机组应用效果

3.1 应用背景

以某660 MW超临界机组1^#机为首次工程试点进行现场应用。设备包括：超临界参数“W”火焰锅炉（北京巴威公司），过热蒸汽26.15 MPa，温度585 ℃；N660-25/580/580型高效超临界660 MW汽轮机（东方电气集团）。机组位置海拔高度1 204 m，大气压87.4 kPa，实测除盐水水温23.7 ℃、溶解氧7.03 mg/L。

1^#机组于2019年2月正式投产，采用AVT（O）水工况运行。为保证热力系统的水汽清洁度，给水pH控制在9.40~9.50。高加氨量导致精处理混床1周内失效，频繁再生对树脂的使用寿命、运行工作强度均提出较高要求，且大量酸碱再生废水排放导致电厂环保压力较大。

为解决这一难题，实施无外加氧补水法给水加氧工况转换。2020年5月初开始水汽查定，至5月末给水加氧转化完毕，运行至11月末101B修割管检查评价加氧效果。

3.2 钝化膜效果

为直观评价给水加氧的实施效果，对比了原AVT（O）处理（库存管样）和无外加氧补水法实施后冷灰斗位置的水冷壁扫描电镜微观形貌，结果见图 6。

图6

DOI:10.3969/j.issn.1001-9529.2009.04.042 [本文引用: 1]

图6 加氧前后水冷壁表面SEM和加氧后水冷壁EDS

（a）加氧前水冷壁SEM；（b）加氧后水冷壁SEM；（c）加氧后水冷壁EDS

Fig.6 SEM of water wall before and after oxygenation and EDS of water wall after oxygenation

从图 6（a）、（b）可见，给水加氧前后水冷壁管的微观内表面形貌存在明显差异。加氧前铁基体表面以疏松多孔、锋利尖锐的Fe₃O₄颗粒为主，加氧后铁基体被进一步氧化为圆滑的小颗粒，形成致密均匀的钝化保护膜。结合能谱分析〔见图 6（c）〕可知，铁超过90%，即在热力设备内表面溶解氧的水环境中生成良好的钝化膜^〔8〕。

3.3 应用效果

由试验数据来看，无外加氧补水法的给水加氧效果主要体现在以下方面：（1）加氧转化过程中，凝结水精处理出口母管CC均 < 0.08 μS/cm，保证加氧转化过程中的高品质给水。（2）转化试验过程中，水汽系统含铁量明显下降，以省煤器入口给水为例，由之前AVT（O）的1~3 μg/L降至0.22~0.39 μg/L。（3）加氧处理后运行期间，省煤器入口的溶解氧稳定维持在30~40 μg/L，pH在9.0~9.1条件下，给水系统中的铁始终＜0.50 μg/L。（4）给水加氨量由AVT（O）的850 μg/L减至约256 μg/L，精处理混床氢型运行周期制水量增加至原来的3倍左右。精处理树脂失效再生次数减少，节约了再生酸碱及自用水量，大幅减少酸碱废液排放量。（5）101B修水冷壁割管，在扫描电镜下观察到内表面微观颗粒致密圆滑，能谱分析表明已生成均匀完整的Fe₂O₃钝化保护膜。

4 结论

无外加氧补水法给水加氧技术结合了机组正常运行需要补水的特点，采用天然饱和溶解氧的除盐水为加氧介质，无需外来氧气，控制调节稳定，加氧效果安全可靠，可有效减缓热力系统发生流动加速腐蚀（FAC），有利于降低锅炉受热面的结垢速率，延长锅炉的化学清洗周期。其运行操作更简单，经济成本投入低廉，提供了一种性价比极高的全新给水加氧处理工况，在超临界及以上机组中具有良好的推广应用前景。

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