某電廠630MW供熱機組水汽氫電導率異常分析及處理

施一明 黃罡星 何張濤 姬定西 胡振華 付 剛

（1. 福建華電可門發電有限公司，福建 福州 350500；2. 西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710054）

0 引言

熱力系統水汽品質的優劣通常可以通過水汽氫電導率來反映，氫電導率的合格與否是火力發電廠水汽質量監督中最重要的監督對象[1]。當水汽氫電導率發生異常時，意味著水汽中的雜質離子增多，水汽品質變差，機組熱力系統會存在腐蝕、結垢、積鹽的風險，從而影響機組安全經濟運行[2]。導致火力發電機組水汽氫電導率異常通常有兩方面的原因：一是外部雜質進入熱力循環系統，包括凝汽器發生泄漏、藥液受到污染加藥帶入、精處理混床樹脂分解漏入熱力系統、鍋爐補給水引入、熱力系統密封不嚴，從而引起水汽氫電導率異常[3-5]；二是在線氫電導率表的準確性和可靠性，包括取樣管路污染、儀表電極老化、電極常數錯誤、溫度補償方式錯誤和陽樹脂再生不徹底，導致在線氫電導率表不能準確反映水汽中陰離子的含量[6,7]。通過在線儀表比對校準，水樣陰陽離子測定，污染物來源判斷等方式來查明引起氫電導率異常的原因，從而有效解決機組水汽質量的異常問題，降低水汽系統熱力設備腐蝕、結垢、積鹽的風險，確保發電機組安全經濟運行。

1 水汽氫電導率異常的現象

某電廠1號機組為630MW超臨界、海水直流冷卻、燃煤發電供熱機組，在機組運行過程中，凝結水泵出口、省煤器入口、主蒸汽、再熱蒸汽入口、高加疏水水汽氫電導率在0.10～0.25μS/cm之間波動，氫電率監測數據如表1所示，不符合GB/T 12145-2016《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》≤0.10μS/cm的標準要求，查閱機組水汽系統中Na、Si、Fe等離子含量歷史記錄，無異常。

表1 水汽氫電導率監測數據

2 原因分析與排查

2.1 在線氫電導率表的排查

水汽氫電導率異常時，需要檢查在線氫電導率表是否工作正常，示值是否準確，使用可移動式標準氫電導率表校驗裝置對1號機組水汽系統各取樣點的在線化學儀表進行校驗，儀表比對結果如表2所示。從表2比對結果來看，只有凝結水泵出口氫電導率表整機工作誤差不合格，經現場排查發現，凝結水高、低溫水汽取樣系統各個接口和閥門均無漏點和缺陷，水樣流量和溫度也滿足氫電導率的測量要求，唯獨陽離子交換樹脂柱運行狀況不滿足要求，更換交換柱內的陽離子交換樹脂，凝結水泵出口在線氫電導率表恢復準確測量，復檢結果如表3所示。

表2 在線氫電導率表與標準氫電導率表比對結果

表3 凝結水在線氫電導率表復檢結果

2.2 脫氣氫電導率的測量及分析

水汽系統中溶解有足夠量的CO2氣體轉變為CO32-，HCO3-等陰離子，會引起水汽系統氫電導率異常，進而干擾在線儀表對雜質陰離子含量的準確測量，采用脫氣氫電導率技術可以去除水樣中溶解的CO2，測定得到的氫電導率，可更加真實的反映無機酸根離子和有機酸根離子對氫電導率的影響程度[8,9]。采用脫氣氫電導率儀，現場對2.1上述水樣進行了氫電導率測量，測試結果如表4所示。從表4測試結果來看，凝結水泵出口、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽、再熱蒸汽入口和高加疏水的脫氣氫電導率較標準氫電導率均有不同程度的減小，其中凝結水泵出口標準氫電導率與脫氣氫電導率相差0.046μS/cm，這說明凝結水系統中溶解有過量CO2，經現場查定，凝結水泵機械密封不嚴，負壓區有空氣吸入。圖1為凝結水泵密封處理前后凝結水泵出口溶解氧與氫電導率的變化趨勢，結合圖1可知，凝結水泵出口溶解氧和氫電導率在未處理之前都較高，側面反映了空氣吸入的較多，從而造成凝結水氫電導率異常，對凝結水泵進行封堵處理后，凝結水泵出口氫電導率恢復至＜0.15μS/cm的正常水平。但省煤器入口、主蒸汽、再熱蒸汽入口、高加疏水的脫氣氫電導率依舊不合格，可能是水汽循環系統存在著其它的雜質離子。

圖1 凝結水泵密封處理前后溶解氧與氫電導率的變化趨勢

2.3 痕量陰離子和總有機碳離子檢測及分析

水汽氫電導率的高低，一方面受無機酸根離子的影響；另一方面水汽系統從外界引入的有機物在熱力循環系統中會逐步分解為低分子有機酸和CO2，這些副產物也會引起氫電導率的異常變化[10]。采用離子色譜和TOCi分析儀分別對1號機組水汽系統和除鹽水箱水樣進行痕量陰離子（F-、Cl-、HCOO-、CH3COO-、SO42-、PO43-、N02-、NO3-）和TOCi的分析檢測，結果如表5所示。表5測試結果表明，水汽系統中無機陰離子含量整體較低，符合水汽質量標準要求，來自四個除鹽水箱的除鹽水TOCi含量為500～600μg/L，均超出了DL/T 805.4-2016《火電廠汽水化學導則第4部分：鍋爐給水處理》要求的200 μg/L的控制標準。從表5也可以發現，有機酸根離子含量隨溫度和壓力的升高而增大，TOCi含量則隨溫度壓力的升高而降低，該現象說明有機物在熱力循環系統中不斷分解而減少，生成的雜質有機陰離子則不斷累積增多，結合表4可知，除氧器入口氫電導率為0.06～0.07μS/cm，這主要是因為從凝結水泵出口到除氧器入口這一段的水樣溫度相對較低，有機物分解形成有機酸根離子比較困難，經過凝結水精處理混床及前置過濾器處理，雜質陰、陽離子會被混床樹脂交換吸附，有機物則不受影響，因此除氧器入口水樣氫電導率合格，但當水樣經過高溫加熱的除氧器時，其內部為富氧環境，隨水汽循環來的有機物也在此富集，會被高溫氧化分解成有機酸根離子，因此從除氧器出口到主蒸汽，隨著水樣溫度和壓力越來越高，分解加劇，導致水汽系統有機陰離子含量升高，使水汽系統氫電導率長期偏高。結合表4中水汽系統各水樣脫氣氫電導率與標準氫電導率示值的差值，說明隨水汽系統溫度和壓力的升高，CO2含量不斷增多，間接地反映出水汽氫電導率的升高是由于有機物的分解引起的，且該機組為供熱機組，補水量較大，綜上判斷氫電導率超標可能是補給水有機物含量過高造成的。

表4 標準氫電導率表與脫氣氫電導率表示值比對結果

表5 水汽系統陰離子與TOCi測試結果

表5（續）

2.4 補給水中有機物的來源排查

2.4.1 水源水質排查

由2.3水汽系統陰離子與TOCi測試結果可知，四個除鹽水箱的TOCi含量均超標，現場查閱了該電廠水源（水源為地表水庫水）近一年水源水質分析報告，具體數據如表6所示，由表6可知近一年水源水質并未出現明顯變化，可排除因水源水質波動引起的補給水TOCi含量高。

2.4.2 鍋爐補給水處理系統排查

通過查閱該電廠的1號機組化學運行規程，發現該廠鍋爐補給水處理系統采用的是超濾+二級除鹽處理工藝，水處理系統流程如下：

化學升壓泵→清水箱→超濾變頻泵→保安過濾器→超濾→超濾水箱→清水泵→活性炭過濾器→陽床→除碳器→中間水箱→中間水泵→陰床→混床→除鹽水箱→除鹽水泵→主廠房凝結水補水箱。在鍋爐補給水處理系統中，預處理及膜系統可以去除原水中的部分有機物，懸浮態的有機物則主要通過混凝處理，對于水中溶解性有機物的處理單純依靠混凝處理難以實現有效濾除。超濾裝置對溶解性有機物幾乎沒有截留和去除能力，反滲透裝置則對溶解性有機物有去除和截留作用[11]，從水處理流程來看，該廠鍋爐水處理系統未安裝反滲透裝置，除鹽水箱的有機物含量高，最終會導致凝結水補水箱的有機物含量較高，隨著熱力循環引起水汽系統的氫電導率普遍偏高。

3 處理措施

由于水汽熱力循環系統為閉合系統，鍋爐補給水中的揮發性有機物或不凝氣體可通過除氧器對空排氣門排出，經現場排查，該電廠為了減小噪音污染，減少水汽和熱量損失，除氧器對空排氣門長期處于關閉狀態，水汽系統因機組供熱補水帶入的有機物和CO2不能夠及時排出，在此富集，經給水泵擴散至整個水汽系統。微開除氧器左右側對空排氣門如圖2所示，除氧器對空排氣門開啟前后省煤器入口、主蒸汽、再熱蒸汽入口、高加疏水氫電導率變化趨勢如圖3所示。從圖3來看，除氧器排氣門開啟前，水汽系統氫電導率一直維持在0.10μS/cm以上。除氧器排氣門開啟一段時間后，水汽系統氫電導率均降至0.06～0.08μS/cm。結果表明，通過微開除氧器排氣門可以將水中的有機揮發物、O2、CO2等排放出去，使得揮發性有機物、CO2濃度降低，機組熱力系統水汽氫電導率逐步降低，最終達到合格。

圖2 除氧器對空排氣門開啟

圖3 除氧器排氣門開啟前后水汽系統氫電導率的變化趨勢

4 結語

因凝結水泵機械密封不嚴，吸空氣進入，導致凝結水形成碳酸類化合物以及鍋爐補給水中過高的有機物含量共同導致機組水汽系統氫電導率異常。汽機專業根據異常分析結果對凝結水泵及時進行了查漏封堵，運行檢修人員執行除氧器對空排氣門微開使揮發性的有機物和CO2有效排放后，機組水汽系統氫電導率迅速恢復正常。根據供熱機組水汽氫電導率偏高的原因分析，有以下建議：

（1）加強熱力系統的嚴密性監督，出現問題和異常，及時查漏消缺。升級改造鍋爐補給水處理系統，在離子交換除鹽系統前增設反滲透裝置，采用“超濾+反滲透+二級除鹽”的處理工藝，在除鹽水泵出口安裝在線TOCi檢測儀，防止有機物含量超標的除鹽水進入機組熱力系統；

（2）依據DL/T 677-2018《發電廠在線化學儀表檢驗規程》，定期對水汽系統在線化學儀表進行檢驗和校準，保證儀表準確測量，真實反映水汽品質。對于氫電導率測量，應注意及時更換失效陽樹脂。定期對高溫取樣架進行排污，以減少取樣管內壁污染物的沉積，保證水樣的代表性，降低熱力系統腐蝕、結垢、積鹽的風險，確保機組長期安全穩定經濟運行；

（3）確保除氧器對空排氣門保持微開狀態，使除氧器中的有機物和CO2得到有效釋放，從而保護水汽系統。