施一明 黄罡星 何张涛 姬定西 胡振华 付 刚
（1. 福建华电可门发电有限公司，福建 福州 350500；
2. 西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710054）
热力系统水汽品质的优劣通常可以通过水汽氢电导率来反映，氢电导率的合格与否是火力发电厂水汽质量监督中最重要的监督对象[1]。当水汽氢电导率发生异常时，意味着水汽中的杂质离子增多，水汽品质变差，机组热力系统会存在腐蚀、结垢、积盐的风险，从而影响机组安全经济运行[2]。导致火力发电机组水汽氢电导率异常通常有两方面的原因：一是外部杂质进入热力循环系统，包括凝汽器发生泄漏、药液受到污染加药带入、精处理混床树脂分解漏入热力系统、锅炉补给水引入、热力系统密封不严，从而引起水汽氢电导率异常[3-5]；
二是在线氢电导率表的准确性和可靠性，包括取样管路污染、仪表电极老化、电极常数错误、温度补偿方式错误和阳树脂再生不彻底，导致在线氢电导率表不能准确反映水汽中阴离子的含量[6,7]。通过在线仪表比对校准，水样阴阳离子测定，污染物来源判断等方式来查明引起氢电导率异常的原因，从而有效解决机组水汽质量的异常问题，降低水汽系统热力设备腐蚀、结垢、积盐的风险，确保发电机组安全经济运行。
某电厂1号机组为630MW超临界、海水直流冷却、燃煤发电供热机组，在机组运行过程中，凝结水泵出口、省煤器入口、主蒸汽、再热蒸汽入口、高加疏水水汽氢电导率在0.10～0.25μS/cm之间波动，氢电率监测数据如表1所示，不符合GB/T 12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》≤0.10μS/cm的标准要求，查阅机组水汽系统中Na、Si、Fe等离子含量历史记录，无异常。
表1 水汽氢电导率监测数据
2.1 在线氢电导率表的排查
水汽氢电导率异常时，需要检查在线氢电导率表是否工作正常，示值是否准确，使用可移动式标准氢电导率表校验装置对1号机组水汽系统各取样点的在线化学仪表进行校验，仪表比对结果如表2所示。从表2比对结果来看，只有凝结水泵出口氢电导率表整机工作误差不合格，经现场排查发现，凝结水高、低温水汽取样系统各个接口和阀门均无漏点和缺陷，水样流量和温度也满足氢电导率的测量要求，唯独阳离子交换树脂柱运行状况不满足要求，更换交换柱内的阳离子交换树脂，凝结水泵出口在线氢电导率表恢复准确测量，复检结果如表3所示。
表2 在线氢电导率表与标准氢电导率表比对结果
表3 凝结水在线氢电导率表复检结果
2.2 脱气氢电导率的测量及分析
水汽系统中溶解有足够量的CO2气体转变为CO32-，HCO3-等阴离子，会引起水汽系统氢电导率异常，进而干扰在线仪表对杂质阴离子含量的准确测量，采用脱气氢电导率技术可以去除水样中溶解的CO2，测定得到的氢电导率，可更加真实的反映无机酸根离子和有机酸根离子对氢电导率的影响程度[8,9]。采用脱气氢电导率仪，现场对2.1上述水样进行了氢电导率测量，测试结果如表4所示。从表4测试结果来看，凝结水泵出口、除氧器入口、省煤器入口、主蒸汽、再热蒸汽入口和高加疏水的脱气氢电导率较标准氢电导率均有不同程度的减小，其中凝结水泵出口标准氢电导率与脱气氢电导率相差0.046μS/cm，这说明凝结水系统中溶解有过量CO2，经现场查定，凝结水泵机械密封不严，负压区有空气吸入。图1为凝结水泵密封处理前后凝结水泵出口溶解氧与氢电导率的变化趋势，结合图1可知，凝结水泵出口溶解氧和氢电导率在未处理之前都较高，侧面反映了空气吸入的较多，从而造成凝结水氢电导率异常，对凝结水泵进行封堵处理后，凝结水泵出口氢电导率恢复至＜0.15μS/cm的正常水平。但省煤器入口、主蒸汽、再热蒸汽入口、高加疏水的脱气氢电导率依旧不合格，可能是水汽循环系统存在着其它的杂质离子。
图1 凝结水泵密封处理前后溶解氧与氢电导率的变化趋势
2.3 痕量阴离子和总有机碳离子检测及分析
水汽氢电导率的高低，一方面受无机酸根离子的影响；
另一方面水汽系统从外界引入的有机物在热力循环系统中会逐步分解为低分子有机酸和CO2，这些副产物也会引起氢电导率的异常变化[10]。采用离子色谱和TOCi分析仪分别对1号机组水汽系统和除盐水箱水样进行痕量阴离子（F-、Cl-、HCOO-、CH3COO-、SO42-、PO43-、N02-、NO3-）和TOCi的分析检测，结果如表5所示。表5测试结果表明，水汽系统中无机阴离子含量整体较低，符合水汽质量标准要求，来自四个除盐水箱的除盐水TOCi含量为500～600μg/L，均超出了DL/T 805.4-2016《火电厂汽水化学导则第4部分：锅炉给水处理》要求的200 μg/L的控制标准。从表5也可以发现，有机酸根离子含量随温度和压力的升高而增大，TOCi含量则随温度压力的升高而降低，该现象说明有机物在热力循环系统中不断分解而减少，生成的杂质有机阴离子则不断累积增多，结合表4可知，除氧器入口氢电导率为0.06～0.07μS/cm，这主要是因为从凝结水泵出口到除氧器入口这一段的水样温度相对较低，有机物分解形成有机酸根离子比较困难，经过凝结水精处理混床及前置过滤器处理，杂质阴、阳离子会被混床树脂交换吸附，有机物则不受影响，因此除氧器入口水样氢电导率合格，但当水样经过高温加热的除氧器时，其内部为富氧环境，随水汽循环来的有机物也在此富集，会被高温氧化分解成有机酸根离子，因此从除氧器出口到主蒸汽，随着水样温度和压力越来越高，分解加剧，导致水汽系统有机阴离子含量升高，使水汽系统氢电导率长期偏高。结合表4中水汽系统各水样脱气氢电导率与标准氢电导率示值的差值，说明随水汽系统温度和压力的升高，CO2含量不断增多，间接地反映出水汽氢电导率的升高是由于有机物的分解引起的，且该机组为供热机组，补水量较大，综上判断氢电导率超标可能是补给水有机物含量过高造成的。
表4 标准氢电导率表与脱气氢电导率表示值比对结果
表5 水汽系统阴离子与TOCi测试结果
表5（续）
2.4 补给水中有机物的来源排查
2.4.1 水源水质排查
由2.3水汽系统阴离子与TOCi测试结果可知，四个除盐水箱的TOCi含量均超标，现场查阅了该电厂水源（水源为地表水库水）近一年水源水质分析报告，具体数据如表6所示，由表6可知近一年水源水质并未出现明显变化，可排除因水源水质波动引起的补给水TOCi含量高。
2.4.2 锅炉补给水处理系统排查
通过查阅该电厂的1号机组化学运行规程，发现该厂锅炉补给水处理系统采用的是超滤+二级除盐处理工艺，水处理系统流程如下：
化学升压泵→清水箱→超滤变频泵→保安过滤器→超滤→超滤水箱→清水泵→活性炭过滤器→阳床→除碳器→中间水箱→中间水泵→阴床→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房凝结水补水箱。在锅炉补给水处理系统中，预处理及膜系统可以去除原水中的部分有机物，悬浮态的有机物则主要通过混凝处理，对于水中溶解性有机物的处理单纯依靠混凝处理难以实现有效滤除。超滤装置对溶解性有机物几乎没有截留和去除能力，反渗透装置则对溶解性有机物有去除和截留作用[11]，从水处理流程来看，该厂锅炉水处理系统未安装反渗透装置，除盐水箱的有机物含量高，最终会导致凝结水补水箱的有机物含量较高，随着热力循环引起水汽系统的氢电导率普遍偏高。
由于水汽热力循环系统为闭合系统，锅炉补给水中的挥发性有机物或不凝气体可通过除氧器对空排气门排出，经现场排查，该电厂为了减小噪音污染，减少水汽和热量损失，除氧器对空排气门长期处于关闭状态，水汽系统因机组供热补水带入的有机物和CO2不能够及时排出，在此富集，经给水泵扩散至整个水汽系统。微开除氧器左右侧对空排气门如图2所示，除氧器对空排气门开启前后省煤器入口、主蒸汽、再热蒸汽入口、高加疏水氢电导率变化趋势如图3所示。从图3来看，除氧器排气门开启前，水汽系统氢电导率一直维持在0.10μS/cm以上。除氧器排气门开启一段时间后，水汽系统氢电导率均降至0.06～0.08μS/cm。结果表明，通过微开除氧器排气门可以将水中的有机挥发物、O2、CO2等排放出去，使得挥发性有机物、CO2浓度降低，机组热力系统水汽氢电导率逐步降低，最终达到合格。
图2 除氧器对空排气门开启
图3 除氧器排气门开启前后水汽系统氢电导率的变化趋势
因凝结水泵机械密封不严，吸空气进入，导致凝结水形成碳酸类化合物以及锅炉补给水中过高的有机物含量共同导致机组水汽系统氢电导率异常。汽机专业根据异常分析结果对凝结水泵及时进行了查漏封堵，运行检修人员执行除氧器对空排气门微开使挥发性的有机物和CO2有效排放后，机组水汽系统氢电导率迅速恢复正常。根据供热机组水汽氢电导率偏高的原因分析，有以下建议：
（1）加强热力系统的严密性监督，出现问题和异常，及时查漏消缺。升级改造锅炉补给水处理系统，在离子交换除盐系统前增设反渗透装置，采用“超滤+反渗透+二级除盐”的处理工艺，在除盐水泵出口安装在线TOCi检测仪，防止有机物含量超标的除盐水进入机组热力系统；
（2）依据DL/T 677-2018《发电厂在线化学仪表检验规程》，定期对水汽系统在线化学仪表进行检验和校准，保证仪表准确测量，真实反映水汽品质。对于氢电导率测量，应注意及时更换失效阳树脂。定期对高温取样架进行排污，以减少取样管内壁污染物的沉积，保证水样的代表性，降低热力系统腐蚀、结垢、积盐的风险，确保机组长期安全稳定经济运行；
（3）确保除氧器对空排气门保持微开状态，使除氧器中的有机物和CO2得到有效释放，从而保护水汽系统。
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