作者：姚新明，赵永国，张新国，焦俊杰 （国家能源菏泽发电有限公司，山东 菏泽 274032）

摘要：分析了火电厂高浓缩倍率循环水对冷却设备安全状态的影响、循环水节水与循环水设备安全的影响因素，指出了 冷却设备的多发缺陷，提出了提高循环水设备安全性的改进建议。从循环水的再利用角度，提出全膜法技术在循环水清 洁工程中的应用方案。 关键词：循环水系统；化学腐蚀；全膜法技术

0 引言 随着我国能源结构的调整，火电行业面临的挑 战越来越大。火电企业需要不断创新技术，进行疏 水回收、城区供暖等改造［1］ ，以降低发电煤耗率和水 耗率，最大限度控制成本。本文分析了火电厂高浓 缩倍率循环水运行模式对冷却设备安全状态的影 响，以及如何实现循环水节水与循环水设备安全的 双赢，探讨了冷却设备的多发缺陷；从全膜法处理循 环水的再利用角度分析循环水清洁工程的深远意 义；指出火电厂需合理利用新的水处理技术以做好 循环水的清洁工程，实现低成本用水。

1火电厂循环水节水与设备安全的影响因素 1.1 循环水高浓缩倍率运行模式对冷却设备安全的影响 火电厂节水的重点是减少循环冷却水系统补水 量，减少循环水系统排污，提高循环冷却水系统的浓 缩倍率。高盐分循环水会加快对管道的腐蚀，从而 影响管道、换热器运行的安全状态。从检修情况来 看，不少电厂的循环水管道内壁已经锈蚀严重。目 前大部分300 MW机组的服役时间大约为15~25年， 火电机组冷却水系统的大部分管道需更新换代。

1.1.1 机组启停频次对管道泄漏率的影响 随着竞价上网的推行，发电企业之间竞争激烈。 由于电力市场需求变化较大，600 MW以下火电机组 月平均调停备用的次数和频次变多。从节水方面考 虑，整个循环冷却水系统停运后管道内的水一般不 会排放。由于机组停机备用时间不确定，管道内的 高浓缩倍率循环水会形成“死水”区，水中溶氧与管 道内壁金属充分接触，加之管道弯头区域残存的微 生物，整个循环冷却水系统管道的电化学腐蚀和生 化腐蚀速度加快。机组再次启动后，管道内壁的锈 蚀点受到高速流动的循环水冲击，内壁上新形成的 金属氧化层便会脱落。 火电机组停机、开机频次增加，循环水由静止到高速流动冲压次数成倍增加，管道内壁腐蚀点使管 壁减薄，进而造成管壁腐蚀穿孔，引起循环水管道外 漏、各辅机换热器内漏［2］ 。这会使得循环冷却水系 统管道和冷却器处于危险状态，缩短了冷却水设备 的使用寿命。使用周期缩短的管道和冷却器需要进 行更换，使发电用水成本上升。

1.1.2 中水不合格加快管道腐蚀 中水价格便宜，用水成本低，节水效果明显［3］ ， 因此许多电厂设有中水回用项目。但是，使用中水 存在风险，中水处理不好，外来中水的氨氮、COD （Chemical Oxygen Demand，简称 COD）指标超标，菌 藻类、异氧菌数、粪大肠菌群等进入冷却设备，引起 机组备用期间管道内循环水快速生化腐蚀，腐蚀严 重的管道外漏会中断发电。因此，中水水质监测和 处理工艺必须配有严格、科学有效的管理模式；加大 对中水再处理设备的投资、维护力度；建立相关的中 水水质应急预案等［4］ 。 循环水低浓缩倍率运行模式对冷却设备安全 的影响并不明显，高浓缩倍率运行模式对冷却设备 安全状态存在威胁，故很多电厂循环水管道和阀门 存在严重的腐蚀。火电企业对节水运行和冷却设 备安全都要重视，在节约水资源的同时，延长冷却 设备使用寿命，实现高效节水和冷却设备安全的 双赢。

1.2 循环水高浓缩倍率下影响冷却设备安全的因素 火电厂高浓缩倍率循环水的水质复杂，监测、调 整方式单一，难以治理且见效慢。循环水治理不当， 会影响机组真空、设备寿命和系统安全。因此，预 控、调整、投入是实现火电厂节水及安全双赢的 3个 主要方面［5］ 。

1.2.1 预控分析不足 高浓缩倍率循环水盐分多、回水水质不合格、停 开机“死水”腐蚀，这 3 种情况同时存在会导致发电 中断。例如，某电厂发生过氢气冷却器腐蚀穿孔的 重大缺陷，换热器内漏，大量的氢气进入氢气冷却水 中，从查找漏氢点到判定氢气冷却器泄漏，再到更换 氢气冷却器，使机组发电成本增加。这种现象反映 出电厂对循环水出现问题的管段没有进行预控分 析。现有的水质分析包括测试 CL-1 含量、pH 值、碱 度、硬度等，项目单一、不完善，不利于掌握循环水动 态情况，不能准确监控循环水系统运行状况。

1.2.2 在线监测仪器少 火电厂循环水由“冷”态到“热”态，有快速水区 （凝汽器），有慢速水区，有水压扬程的中间点，有水 压扬程的最高点（氢气冷却器）。如果循环水回水管 中温升低、流速慢，说明此冷却器内部存在污堵或内 漏、回水阀门阀芯被泥黏住、管道弯头污堵等，需正 确、快速判断出现问题的位置及原因，不能到停机时 才进行判断、检修。安装水质在线分析装置，为水质 监测提供支撑。

1.2.3 循环水处理投入少 节水要环保也要经济。过度节水有可能导致水 质变差，引起管道泄漏甚至更换换热器。用水思路 要与时俱进，增加预先分析控制的投入，加强对水质 浊度、COD 的监测，预测管道和换热器运行状态，以 及设备的优化调整切换方式，最大限度减少设备泄 漏，延长设备寿命［6］ 。

2 火电厂循环冷却水设备多发缺陷分析 2.1 发电机氢气冷却器管道振动大 发电机氢气冷却器管道振动大，可能源于发电 机运行时外壳罩振动，也可能源于冷却水管内的水 流带来的振动。浓缩倍率过高的循环水盐分多，回 水水质不合格，停开机“死水”腐蚀。当氢气冷却器 冷却水源为开式循环水，水流经发电机氢冷器时，已 达到开式泵最大扬程。停机期间水平放置的氢气冷 却器中存水及中水含有的菌藻类、氧气会腐蚀其管 道，产生管道漏点；经过数次停机后，管道内壁出现 泥垢，垢物引起压力表堵塞［7］ 。

2.2 开式循环冷却水联络管道漏点多 相邻机组间通常会设置开式水联络管道，一般 通过地埋和高空管道连接两台机组，以在特殊情况 下联络使用。两台机组的联络阀门经常卡涩难以启 闭，阀芯与阀体密封面结垢严重，出现垢下腐蚀；阀 门几次开关后会出现内漏，内漏水长期在联络管道 慢流，其中的溶氧与管道内壁发生化学反应，引起漏 点蔓延。地埋管道漏点多为循环水浸泡性生化腐 蚀，高空管道（顶部、侧面）漏点多为在潮湿状态下吸 氧电化学腐蚀。

2.3 冷却器的冷端与热端之间管道漏点多 机组低负荷时，通常油换热器调整为一运行一 备用，将备用的循环水进水门关闭。由于油换热器底部相通，备用侧油温较高，备用循环水进水门（处 于关闭状态）至备用油换热器之间形成闷烧区域，高 盐分的循环水在此区域富集浓缩，循环水管道上产 生大量盐垢；油换热器内的水冷却细管上也会出现 大量盐垢［8］ 。盐垢使换热器换热效率下降，局部高 温，形成漏点。

2.4 开式水至机组冷油器管道漏点多 部分电厂开式循环水至机组冷油器冷却水管道 安装在机房空中，一旦开式水泵停运，这一段管道中 的循环水管道因潮湿性吸氧电化学腐蚀形成漏点。 2.5 开式水用户的调节门旁路管道漏点多 开式循环水各用户的回水侧一般安装前截门、 调节门、后截门、旁路门和旁路管道。正常使用调节 门控制完成热交换的“热”循环水回至水塔，旁路门 全关，管道形成“死水”区。假设 10 min 前关闭后截 门，带有热量的循环水停止流动，主、旁路管道接收 到同等热量的循环水能量冲击；10 min 后打开后截 门，主管道热量会迅速散失，但旁路管道内依然为 “死水”区，水发生微弱的热交换，慢性预热能量持续 冲击这段管道，长久承受余热危害，造成旁路管道温 度总是比主管道高，热量无法与外界交换，管道内循 环水流动黏度和温度变化不断剥离表面金属结构， 产生漏点［9］ 。

3 循环水系统中设备安全与节水控制

3.1 提升循环水系统中设备安全性的建议 循环水在高浓缩倍率条件下，提升循环水系统 中设备安全性的建议如下： 1）氢气冷却器进、回水侧安装浊度仪、pH 值表 计、大量程Na表、COD在线表用以分析循环水水质。 2）循环水各用户旁路门上加装小旁路管道，保 证循环水流经旁路时散热。 3）邻机循环水联络门加装小旁路管道，保证管 道处于长流水状态。 4）循环水管道与法兰焊接时保证满焊，防止循 环水对焊缝腐蚀缺口处形成闭塞电池。 5）循环水监测引入先进的在线仪表分析浓缩倍 率，方便及时调整水质，排污补水。 6）使用中水要慎重。在河水与中水价格相差不 大的前提下，没有配备电厂中水岛的情况禁止将中 水引入冷却塔。 7）循环水与各换热器之间进水门前后安装小旁 路，防止换热器备用期间进水侧管道与换热器内部 水管道出现“闷烧”现象。 8）运用好物理方法处理循环水，例如安装极化 装置，减少阻垢缓蚀剂的使用量［10］ 。

3.2 火电厂循环水清洁工程方案 循环水清洁工程包括循环水的净化、软化和杀菌。

3.2.1 各类进入循环水水塔的水源清洁控制 1）如果长期使用河水等地表水，只做常规日常 监测即可。 2）对入厂的中水等加强控制。假设电厂和中水 厂之间的距离为5~10 km，连接中水的管道长度也为 5~10 km，管段中间会有弯头，存在管道阻力，其一造 成入厂后中水母管压力降低，中水母管会混入空气 而腐蚀管道；其二中水厂至电厂的阀门不严密（受到 中水污蚀）或者中水不使用期间，中水母管内会有断 水层，使管道腐蚀；其三中水厂若进行检修，再次投 运后虽然中水厂出水化验合格，但中水厂至电厂之 间的母管中的污物无法清洗，会直接携带毒性水质 进入电厂水塔。严重时会有大量铁锈和微生物菌群 进入水塔，腐蚀循环水管壁、换热器内壁、阀门阀芯 密封面、管道法兰焊缝、法兰垫片等。因此，应加强 对中水、处理过的污水、热疏水的入水监测。 3）清洁方案。没有建设中水岛的电厂应放弃使 用中水，从根源上降低循环水系统中微生物的含量。 有中水岛的电厂应加强对中水的监控，保证循环水 水质，并与中水厂协商解决两地之间管道污染的问 题，要保证中水出厂水质持久合格［11］ 。

3.2.2 循环水系统运行时水质异常的清洁控制 1）使用新型阻垢剂，基本可保证凝汽器换热管 道不发生腐蚀结垢的情况。 2）循环水管道支管段经常有异常发生，主要表 现为腐蚀穿孔问题：一是水平布置的高空或地埋的 小口径管道有漏点；二是氢气冷却器回水细口径管 道有漏点、法兰焊缝腐蚀。 由于大部分循环水取样监测主要以“浓缩倍率” 指标为主，在凝汽器循环水回水母管上设一个取样 点，并同时监测碱度、COD、pH 值等，基本上不在开 式水泵至各个辅机换热器之间管段、各辅机回水调 门之前的管段上增设测点。 3）清洁方案。一旦发现循环水支管段存在发生危险状态的趋势，漏点变多，法兰焊缝有漏点，阀门 卡涩严重，必须立即实施进、回水支管段的监测方案 并长期执行。通过化学监测分析出内部存在泥垢的 冷却器，停机时进行拆除清洗，在没发生腐蚀穿透之 前恢复冷却器换热效率。将浊度和COD等指标引入 循环水回水支管段的监测，也可在循环水进水支管 段安装微型极化装置起到杀菌的作用。

3.2.3 系统停运时的保护 目前，火电机组调停次数多给电厂化学技术人 员带来新的挑战，因为“流水不腐，户枢不蠹”，循环 水系统停运的保护措施变得至关重要，有水有氧气 在管道内就会慢性腐蚀。每个电厂的情况不同，换 热器运行切换方式不同，没有固定的清洁方案，这也 是循环水治理的最大难点。流动的循环水可以进行 换水保证水质，但停运循环水的放或留是未来循环 水治理的重点。

4 结语 火电厂节水要结合设备使用情况，寻找最优用 水方式。坚持运用先进的分析仪器、科学的思路和 有效的控制方式，提高用水效率。节能与设备安全 方面，要开拓思维，对设备进行风险预控分析，保证 设备运行的可靠性。做好循环水清洁工程，电厂间 互相学习借鉴，交流循环水节水和检修技术，创新化 学监督技术，进一步降低电厂用水成本。