河津发电厂装机容量为2×350MW,锅炉是日本三菱公司制造,凝聚水采用高速混床处理,补给水为除盐水,锅炉为亚临界参数汽包炉,给水采用氨调节pH值,加联胺化学除氧。炉内水处理采用日方提供的、国内通用的协调磷酸盐处理,炉水指标按国家标准GB12145-89(PO3-4为0.5mg/L～3.0mg/L;pH值为9.0～10.0;SiO2≤250μg/L)控制(也符合日方提供的标准)。即将一定浓度的磷酸盐间断加入汽包中,依靠炉内强制循环泵使药液达到平衡稳定。

1　协调磷酸盐处理时的问题
1.1　水、汽品质
炉水协调磷酸盐处理时,炉水磷酸根合格率达100,炉水pH值合格率仅40。而且炉水60的pH值均在8.8～8.9左右,炉水电导率为21μs/cm;蒸汽品质基本合格,但都在高限,如蒸汽铁含量为15μg/L～20μg/L,二氧化硅含量为17μg/L～20μg/L,电导率为8μs/cm～10μs/cm。
1.2　检修发现问题
2001年8月1号机大修、2001年5月2号机小修时,检查发现汽包底部磁性粉末沉积比较多,约为5kg～8kg,汽包壁水侧所有表面均有不同厚度的磁性粉末沉积,在旋风分离器外表面发现有稍微的鼓包现象。在水冷壁内表面也发现有磁性粉末,管样经酸洗处理后,有较多针尖状腐蚀点,磁性粉末经分析基本为铁的氧化物。由于蒸汽品质维持在高限,汽轮机叶片检查时盐类沉积现象较严重。
1.3　盐类暂时消失现象
在机组启停过程中磷酸盐暂时消失现象较为明显,如机组在启动过程中,炉内加药量很小的情况下,炉水PO3-4含量大大增加,最高时达到4.9mg/L。在高负荷运行情况下,通过试验证实同样存在磷酸盐暂时消失现象。

2　平衡磷酸盐处理
　　针对这些问题,在山西电科院的指导下,2001年9月河津发电厂炉内水处理方式改为平衡磷酸盐处理方式(即PO3-4为0.1mg/L～0.4mg/L;pH值为9.0～9.7;NaOH≤2mg/L),平衡磷酸盐处理的实质是降低炉水中的磷酸盐浓度,使其不产生磷酸盐“隐藏”性沉积,同时以少量氢氧化钠维持炉水pH值。通过试验确定了1号、2号炉的炉水PO3-4浓度的范围。
2.1　炉水控制指标
通过对锅炉进行炉内磷酸盐浓度平衡点试验(即确定炉水中PO3-4最大答应浓度),确定了1号炉的PO3-4为0.1mg/L～0.4mg/L,2号炉的PO3-4为0.1mg/L～0.6mg/L,pH为9.0～9.7,期望值为9.4～9.6。
2.2　炉水水质情况
经过2年多的实际运行,炉水水质基本稳定,pH值平均为9.57,磷酸盐含量平均在0.18mg/L,最高是0.23mg/L,最低是0.12mg/L。炉水pH的稳定,炉水的铁离子含量降低了,由原来平均18μg/L下降到平均8μg/L,降低了50以上。炉水磷酸盐含量的减少,炉水电导率由原来的21μs/cm降低到现在的16μs/cm。在锅炉近2年的运行过程中,由于炉水中磷酸盐的大幅度降低,没有发生磷酸盐暂时消失现象。
2.3　蒸汽品质的提高
蒸汽品质随着加药方式的改变,得到了很好的改善,测得蒸汽硅含量降低了50,其主要原因是硅酸化合物在炉水中存在形式与炉水pH有很大关系。饱和蒸汽对硅酸溶解性较强,对硅酸盐溶解能力较弱,提高炉水的pH值就将硅酸转化为硅酸盐,减少了蒸汽对硅酸的溶解携带,从而降低了蒸汽中硅含量。同时,蒸汽的电导率也由8μs/cm～9μs/cm降低到5μs/cm～6μs/cm。由于炉水中铁含量的降低,蒸汽中的铁含量也降低了50。
2.4　机组腐蚀情况
采用平衡磷酸盐处理后,炉水的pH值100在9.4～9.7之间,对形成的氧化膜有保护作用,所以机组检修时汽包内的沉积物含量非常少,无法采到样品。汽包内表面无明显的腐蚀。因此,炉水平衡磷酸盐处理可大大减轻设备的腐蚀和结垢现象。
2.5　锅炉排污率降低
实施平衡磷酸盐处理后,锅炉排污率大约降低了0.7,大大减少了除盐水用量和燃煤用量,提高了发电厂的经济效益。
2.6　炉内加药量减少(见表1)
表1　两种处理时的药品消耗
炉水处理方式半年内用药总量统计/kg
协调磷酸盐处理275
平衡磷酸盐处理10　　
通过药品用量的比较,平衡磷酸盐处理时药品的用量减少了,炉水中的含盐量也减少。

3　结束语
通过两种炉水处理方式在河津发电厂的应用,证实协调磷酸盐处理在河津发电厂以除盐水作为补给水处理方式已不适应,造成运行过程中水质不合格率较高,设备不同程度的腐蚀。蒸汽指标的高限,使汽轮机叶片上存在着积盐现象。炉水中磷酸盐浓度较高,在运行过程中有盐类暂时消失现象,影响着机组的安全稳定运行。
平衡磷酸盐处理运用后,炉水水质得到明显的改善,保证了炉水pH值的合格稳定,降低了炉水中的含盐量,减缓了设备的腐蚀,消除了磷酸盐类暂时消失现象,降低了锅炉排污率,保证机组的安全稳定运行,同时,由于加药量和锅炉排污量的减少,还降低了生产成本。