张龙

（中国石化天津分公司水务部，天津大港 300271）

1 概述

中国石化某公司热电部一电站自建厂以来，一直采用单一的磷酸三钠药剂进行炉水pH 值的校正处理，基本上能够满足炉水各项控制指标的要求，pH值控制范围为9.0～11.0。一电站除氧器后无加氨设施，锅炉给水pH 值依靠水处理五车间除盐水加氨控制，加氨后pH值控制范围为8.8～9.3。

近几年在节水减排的大形势下，一电站锅炉用二级除盐水的原水由单一的宝坻地下水，逐步增加市政中水、安达水与乙烯凝液、海水淡化水等多种水源，针对不同水源的水质特性，制备二级除盐水的工艺也有所不同。老系统采用阳离子交换器（阳床）＋阴离子交换器（阴床）＋混合离子交换器（混床）制备二级除盐水，而新系统采用超滤＋反渗透＋混合离子交换器制备二级除盐水。老系统原水分别是地下水、自来水、市政中水、乙烯凝液，而新系统原水是淡化海水。淡化海水是由海水和市政污水经过预处理＋超滤＋反渗透工艺制备。

2018年6月底，水处理五车间新建消化富裕淡化海水项目投产，项目的主要水源是淡化海水，所制备二级除盐水主要供一电站锅炉做补充水，即自新系统运行以来，双膜装置后续的混床运行周期一般为4～6天，其产水电导率控制在0.15μs/cm以下，产水常规水质指标符合锅炉给水水质要求。自从新系统运行以后，热电部一电站各运行炉的炉水pH值先后出现急剧下降情况，仅用磷酸三钠调整无法保证炉水pH 值在合格范围内，只能通过补加氢氧化钠进行紧急处理才能将炉水pH 值控制在合格下限，氢氧化钠的消耗量增加，同时锅炉给水加氨量也有所增加。

2 加氨量、除盐水水量以及氢氧化钠用量对比

2.1 加氨量和供一电站二级除盐水水量统计

由于在线仪表与实际有偏差，经过试验和理论计算，采用控制加氨后二级除盐水电导率指标来确定加氨量，控制范围为3.5～5.0μs/cm。按照理论计算，加氨后电导率与pH值的关系为：

pH＝8.57＋lgDD

要维持加氨后pH值在8.8～9.3范围内，需控制加氨后电导率在1.71 ～5.41μs/cm 范围即可满足要求。表1 选取淡化海水制备二级除盐水装置投运前后加氨量和送一电站二级除盐水量进行对比。

表1 加氨量和供一电站二级除盐水水量统计

2018年6月底开始使用淡化海水制备二级除盐水以后，一电站反映锅炉给水pH值偏低，水处理五车间增加氨水投加量，通过表1可以看出，二级除盐水中氨水含量有明显的增加，每立方米二级除盐水中氨水含量从3.1 g增加到4.8 g。由于一电站给水系统中有含铜的低温加热设备，加氨量不能无限制增加，否则会在氨的富集区引起铜材质的氨腐蚀[1]。

2.2 一电站炉水pH 值校正消耗氢氧化钠量统计

2018 年7 月之前，一电站锅炉炉水pH 值调整极少用氢氧化钠，仅用磷酸三钠调整即可保证炉水pH值在合格范围内。但从7月以后，氢氧化钠用量明显增加，文中氢氧化钠规格为分析纯。对2018年下半年一电站炉水加氢氧化钠用量进行统计，期间一电站锅炉有3台运行，见表2。

表2 2018 年下半年一电站氢氧化钠用量统计

2018年7月初开始使用淡化海水制备二级除盐水以后，一电站锅炉给水pH值偏低，增加氨水投加量仍不足以保证炉水pH值在合格范围内。为保证炉水水质，一电站一直延续磷酸三钠和氢氧化钠共同调整的紧急处理方式，对2019年上半年一电站所用的氢氧化钠情况进行统计，见表3。

通过表3 可发现2019 年5—7 月氢氧化钠的用量仍有较大的增加，同时氢氧化钠的消耗量随着气温的升高有一定的增加，正好验证随着温度升高二级除盐水的pH值降低[1]的规律。

表3 2019 年一电站各炉氢氧化钠用量统计

3 原因分析

3.1 工艺流程排查

通过切换制备除盐水原水种类来对比炉水处理的药剂消耗量。老系统制备二级除盐水的原水在2018年7月之前一直未变，一电站炉水pH调节加碱量未见异常，同时，各装置用水量主要依靠老系统制水，为安全生产暂未安排实验。特对乙烯凝液和淡化海水两水源进行切出实验，观察一电站氢氧化钠的消耗情况，2018年10月11日至26日期间，装置切除乙烯凝液运行，锅炉侧氢氧化钠的消耗量无明显变化，日均消耗3.47 kg。而2018年10月29日至11月13日，将淡化海水切出装置运行，锅炉侧加氢氧化钠的量逐步下降，切出淡化海水三天后不再消耗氢氧化钠，仅投加磷酸三钠即可满足正常需求。

3.2 质量控制排查

3.2.1 水质控制方面

通过阳离子交换器、阴离子交换器、反渗透、混合离子交换器等装置的进出水水质指标变化来排查是否存在异常。7 月26 日至10 月期间，对水处理五车间过程产品、产品进行全面排查，包括电导率、二氧化硅、钠离子等常规指标，也包括全流程TOC开展专项排查，分析数据详见表4～7。

表4 过程产水和产品水分析数据

表5 原水和部分产水TOC 分析数据（采样时间7 月31 日）

表6 装置产水和外供二级除盐水TOC 分析数据（送样时间8 月1 日）

续表

表7 外供水箱二级除盐水、新系统过程产水及氨水TOC 分析数据（送样时间8 月2 日）

从表4～7可以看出，电导率、二氧化硅、钠离子等常规指标全部合格，部分原水TOC 含量偏高，但最终混床产水和外供的未加氨二级除盐水的TOC均＜0.1 mg/L（该仪器的最小检出限0.1 mg/L），均符合标准规范的要求。供一电站二级除盐水加氨后的TOC含量在0.4～0.8 mg/L之间，偏高。此外，氨水的TOC含量16.5 mg/L，偏高。

但经过了解，氨水对TOC的测量会产生较大影响。同时，《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T 12145—2016关于补给水TOC指标已修订为TOCi，随后委托有资质的某热工院进行部分水质的分析，见表8。

由表8可知，产品水TOCi指标全部符合标准要求。

3.2.2 酸、碱、氨水、磷酸三钠质量分析

由于日常对酸、碱等辅料的质量分析主要是浓度和有效成分，没有杂质的数据积累，无法做到前后对比。热电部一电站和二电站的锅炉补充用二级除盐水来源不一，但消耗的氨水是同一个厂家、同一个批次，通过和二电站消耗的氨水做横向比较，发现在一电站锅炉给水pH 值异常时，二电站氨水和氢氧化钠的消耗量均没有增加，可初步排除氨水等辅料造成锅炉给水pH值异常。

经过对不同批次的磷酸三钠质量进行分析化验，未发现和2018年7月之前药剂品质有异。

表8 某热工院过程产水和产品水水质分析数据（取样时间为2019 年8 月20 日）

3.3 分析结果

实验停运淡化海水后，炉水消耗氢氧化钠的量明显减少，经过多次试验和化验数据分析基本确定影响炉水pH 值调整用碱量增加的原因是制备的二级除盐水的原水发生变化。淡化海水水温偏高，导致系统溶解二氧化碳量增加，最终导致锅炉给水pH值偏低。

4 解决措施、效果及下一步计划

4.1 解决措施和效果

1）提升加氨量以保障锅炉给水pH值合格为准，但由于一电站给水系统中有含铜的低温加热设备，给水pH值控制范围在8.8～9.3之间，为保证低加设备安全，给水pH 控制靠下线运行。远期对含铜设备进行改造，将给水系统改成无铜系统；在高压除氧器下水管增设加氨设施，提高给水pH值。

2）单独设置氢氧化钠和磷酸三钠加药系统。现有的一电站炉水加药系统2套，#3、4炉共用一套，#6、7 炉共用一套。现有的一电站炉水加药系统是按单一试剂（磷酸三钠）和单一浓度的加药方案设计，虽然对原有加药系统做了调整和改造，仍不能满足生产的要求，择机增加单独的加药系统。

3）继续使用加氢氧化钠和磷酸三钠组合的方式调整炉水pH 值。淡化海水的使用势在必行，为保证一电站炉水pH 值合格，需长期利用投加氢氧化钠的紧急加药方式进行炉水调整。

经过三个月的观察，增加了氨水投加量、并稳定使用氢氧化钠和磷酸三钠组合的方式调整炉水pH值后，炉水pH值合格稳定。

4.2 下一步计划

1）根据一电站调整炉水pH值使用氢氧化钠量的变化情况，发现氢氧化钠消耗情况有随季节变化而变化的趋势。夏天淡化海水受工艺限制，温度最高达到42℃，可以看出氢氧化钠消耗量明显增加，接下来将继续研究温度对水质的影响。

2）虽然已确定一电站锅炉给水pH值异常是由淡化海水引起，但具体是淡化海水中哪一种成分导致仍然需要验证，下一步将进一步进行水质分析，排查出导致异常的确定因素。

5 结论

经过分析探讨，确定一电站锅炉给水pH 值异常的主要原因是使用淡化海水后，二级除盐水温度升高，溶解二氧化碳含量有所增加，导致锅炉给水pH值偏低。通过增加投加氢氧化钠可保证锅炉给水和锅炉水pH值在合格范围内。