张文耀;田文涛;刘江
【摘 要】针对内蒙古2个火电厂水汽氢电导率异常情况,通过离子谱分析仪和总有机碳分析仪对汽水系统中的痕量阴离子及有机物进行检测,认为A电厂氢电导率异常是由于新投运了尖峰冷却系统,尖峰冷却系统内杂质进入汽水系统,导致汽水系统氢电导率升高;B电厂氢电导率超标是由于生水加热器泄漏,生水经由辅汽疏水管路进入凝汽器,导致凝结水氢电导率超标,同时提出了相应的整改措施. 【期刊名称】《内蒙古电力技术》
【年(卷),期】2017(035)006
【总页数】4页(P81-83,88)
【关键词】氢电导率;汽水系统;凝结水;离子谱;总有机碳;水汽品质
电暖水袋【作 者】张文耀;田文涛;刘江
【作者单位】内蒙古电力科学研究院,呼和浩特 010020;内蒙古电力科学研究院,呼和浩特 010020;内蒙古电力科学研究院,呼和浩特 010020
【正文语种】中 文
【中图分类】TM621.8
氢电导率主要用于表征水中阴离子的质量浓度，能够及时反映水汽品质的异常变化，作为热力系统水汽品质的一项重要指标，越来越受到重视。引起氢电导率升高的成分，既可能是无机阴离子（如Cl-、SO42-、NO3-等），也可能是有机物分解产生的甲酸根、乙酸根等。对汽水系统进行取样并通过离子谱分析和总有机碳分析，可初步判断氢电导率异常原因，进而采取有效的措施及时进行整改。
内蒙古某A电厂2×350 MW燃煤直接空冷机组，配1176 t/h亚临界自然循环汽包炉。锅炉补给水处理采用多介质过滤、活性炭过滤、超滤、反渗透预脱盐、一级除盐加混床的全除盐方式。凝结水精处理系统设置2台粉末树脂覆盖过滤器。
2016年4月，2号机组停机检修，5月15日，启动并网，正常运行后汽水系统氢电导率超标，
其中凝结水氢电导率最高达0.7 μS/cm，运行1个月后，凝结水氢电导率降至0.25 μS/cm左右，满足GB/T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》[1]的要求（小于0.3 μS/cm），但仍大于检修前正常运行期间汽水系统氢电导率（0.15 μS/cm）。
1.2.1 化学在线仪表的准确性
检查汽水取样系统，取样管路通畅，高温冷却器无明显泄漏。对仪表前的小过滤器和离子交换柱内的树脂进行更换，加大取样系统的排污力度，将水温严格控制在（25±1）℃范围内，发现各取样点氢电导率无明显变化。机组投运后，采用移动式在线化学仪表校验装置对化学在线仪表进行校验，仪表测量准确性满足相关标准要求，排除了化学在线仪表显示不准确的可能性。
1.2.2 总有机碳对氢电导率的影响
总有机碳（Total Organic Carbon,TOC）是综合反映水汽中有机物质量浓度的指标，它代表了水中有机物的总量，直接反映了水体被有机物污染的程度。在热力设备高温高压条件下，有机物会逐渐分解产生甲酸、乙酸和二氧化碳等，导致汽水系统氢电导率提高[2]。
利用总有机碳分析仪对2号机组补给水、凝结水、给水、炉水、蒸汽进行检测，具体结果见表1。从表1可以看出，水汽系统总有机碳质量浓度均较低，维持在100 μg/L左右，满足标准GB/T 12145—2016的要求（小于200 μg/L），说明总有机碳对氢电导率的影响很小。
1.2.3 可溶性气体对氢电导率的影响
引出线汽水系统中的可溶性气体主要是二氧化碳和氧气，来源如下：一是由补给水带入排汽装置；二是由排汽装置负压系统漏入汽水系统中[3]。由于直接空冷机组除盐水补水量较小，且1号、2号机组排汽装置内布水装置相同，而1号机组氢电导率正常，因此基本可以排除补给水带入气体。2号机组真空严密性良好，凝结水溶解氧维持在20 μg/L以下，远小于标准GB/T 12145—2016的要求（小于100 μg/L），可排除负压系统漏入可溶性气体的可能性。
1.2.4 粉末覆盖过滤器泄漏对氢电导率的影响sky angel vol.92
检修期间对2号粉末覆盖过滤器滤元进行了更换，为排除过滤器对氢电导率的影响，重新对过滤器进行铺膜。在铺膜过程中，过滤器水位下降明显，铺膜结束后，过滤器水位降至滤
元顶部以下，铺膜效果不佳。通过提高铺膜辅助箱溢流管的高度及调整铺膜辅助箱回水管的手动阀开度解决了上述问题。铺膜结束后，投运2号粉末覆盖过滤器，系统运行正常，出水氢电导率为0.09 μS/cm，整个汽水系统氢电导率均略有降低，因此排除2号粉末覆盖过滤器泄漏粉末树脂和密封胶有溶出物的可能。
1.2.5 新投运尖峰冷却装置对氢电导率的影响
2号机组检修期间，新投运了尖峰冷却装置。尖峰冷却装置投运前未进行水冲洗和吹扫，分析可能是由于蒸汽将尖峰冷却装置内的杂质带入汽水系统进而引起氢电导率异常。为了进一步证实原因，对2号机组水汽进行离子谱分析，并与检修前的离子谱分析结果进行比较，对比结果见表2。由表2数据可知，检修前、后水样中均未检出乙酸根和甲酸根，说明水汽品质良好，没有受到有机物污染；检修后各阴离子质量浓度均有所增大，证实氢电导率上升是由于尖峰冷却装置内杂质溶解导致无机阴离子增加。
2号机组运行1个月后，汽水系统氢电导率降至0.20 μS/cm左右，氢电导率变化趋势如图1所示。由图1可以看出，随着时间的推移，各水样氢电导率均呈下降趋势，说明尖峰冷却装置内杂质随着粉末覆盖过滤器的净化及锅炉的排污已明显降低。
（1）在粉末覆盖过滤器铺膜时，增加阴离子粉末树脂的使用量，减少纤维粉用量的比例，更好地发挥粉末覆盖过滤器的除盐效果。
（2）为了将水汽指标控制在合格范围内，调大锅炉的连排调节阀的开度以加大排污力度，同时做好锅炉的定期排污工作。支撑梁
（3）当汽水系统增加新设备时，应加强安装及调试阶段的监督，保证设备及管道的清洁，必要时接临时管路对管道及设备进行水冲洗或吹扫。
内蒙古某B电厂装机容量为4×330 MW燃煤湿冷发电机组，1号、2号机组凝汽器管为黄铜管（材质HSn70-1AB），3号、4号机组凝汽器管为不锈钢管（材质316L）。水处理工艺如下：生水→生水箱→超滤给水泵→叠片式过滤器（≥100 μm）→超滤装置→超滤水箱→升压泵→保安过滤器（≥5 μm）→高压泵→RO装置→除盐系统。1号、2号机组精处理系统为中压凝结水精处理系统。凝结水精处理系统设备分别由2套50%凝结水处理量的高速混床系统、2套100%容量的旁路系统、1套公用的体外再生系统和1套相应辅助系统组成。
1号、2号机组循环水拟采用黄河水和中水作为补充水，由于城市中水的有机物、氨氮等质
量浓度较高，会对冷却系统的铜材产生腐蚀，因此将2号机组凝汽器铜管更换为不锈钢管。投运后凝结水氢电导率超标，初步分析是新更换的不锈钢管未冲洗干净所致，机组运行1个月后，给水、炉水、蒸汽等水质指标均正常，凝结水氢电导率维持在0.3～0.4 μS/cm，仍超标。
对2号机组凝结水进行离子谱分析，并与4号机组（氢电导率正常）凝结水离子谱分析结果进行比较，见表3。
由表3可知，凝结水中无甲酸根、乙酸根等，氢电导率超标原因主要是阴离子质量浓度高，几乎为4号机组凝结水的4倍，并含有微量的钙镁离子，有可能是生水漏入系统。对2号机组的凝结水进行总有机碳分析，2号、4号机组水样无明显差别，均在标准要求范围内，基本可排除有机物污染引起的氢电导率超标[4]。
为进一步查明凝结水氢电导率超标原因，对返回凝汽器的疏水系统进行检查，并进行取样分析。检查发现生水加热器有少量疏水返回凝汽器（生水加热器未投运），化验疏水水样硬度与生水硬度一致，判断为生水加热器泄漏导致生水漏入疏水侧，进而进入凝汽器污染了凝结水，导致凝结水氢电导率超标。
（1）打开旁路阀，关闭生水加热器进水阀、出水阀，生水进入生水加热器旁路系统后，凝结水氢电导率逐渐下降，最终达到了标准要求[5]。
（2）加强水汽品质监督，当水质有异常情况时，应及时采用总有机碳分析仪和离子谱分析仪对水质进行检测，判断污染原因，并及时进行整改。
（3）重视加热器（如热网加热器、生水加热器等）的停运保护，当加热器停运时间较长时，应制订详细的加热器防锈蚀保护方案。检修期间，应对加热器换热管进行金相探伤检查，对存在问题的换热管进行堵管处理。
（4）加强疏水水质监督，必要时配备在线化学仪表实现疏水水质的实时监测，若疏水水质不合格，则不予以回收。
火电厂汽水系统氢电导率指标既是综合反映热力系统水汽品质的核心指标，也是化学监督的一个重要指标，因此应严格按照化学监督导则的要求定期对火电厂各水汽样品的阴离子和总有机碳等进行检测，积累相关数据，为分析和判断水汽品质异常原因提供丰富的基础资料[6-7]。当火电厂氢电导率发生异常时，要及时查原因并采取有效的措施进行整改，保证水汽品质尽快恢复正常。
【相关文献】
[1]中国电力企业联合会.火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量：GB/T 12145—2016[S].北京：中国标准出版社，2016.无菌棉签
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