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摘 要：本文对某300MW火电厂#1机组水汽系统氢电导率超标原因进行了分析。在对该机组水汽系统阴离子含量、总有机碳含量、可溶性气体进行分析的基础上，得出机组给水加氨量偏大是导致该机组水汽系统氢电导率超标的主要原因。
关键词：氢电导率；阴离子；给水加药；补水量
1 前言
某火电厂采用2×300MW直接空冷凝汽式机组，配2×1058t/h亚临界、一次中间再热循环流化床锅炉。原水取自附近煤矿的井下疏干水。预处理采用平流沉淀池，预处理出水经过滤器、超滤、一二级反渗透以及EDI处理后进入除盐水箱。给水采用加氨和联氨处理[1]，炉水采用低磷酸盐处理。
该机组于2015年6月正式投产。#1机投运不久，发现给水、蒸汽、凝结水氢电导率严重超标，其他水汽指标如二氧化硅、钠离子基本控制在合格范围内。根据GB12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》，该机组蒸汽、给水、凝结水的氢电导率（25℃）应≤0.3us/cm。统计资料显示，表1表示的是该热电厂#1机组2015年11月至2016年4月份水汽系统凝结水和给水氢电导率范围及其合格率表统计。
表1：凝结水和给水氢电导率范围及其合格率表统计
从表中可以看出，其凝结水氢电导率在0.18-0.47us/cm之间，平均合格率仅为36.7%，给水氢电导率在0.22-0.46us/cm之间，平均合格率仅为36%。同时，在该机组水汽系统氢电导率超标期间，凝结水硬度为零、钠含量也在合格范围内。
氢电导率是综合反映热力系统水汽品质的重要指标，氢电导越大，表明水汽对热力设备的腐蚀和危害程度也越大[1]。因此，有必要尽快对该机组水汽系统氢电导率超标的原因进行分析。
2 水汽系统氢电导率影响因素分析
2.1 水汽样品中阴离子含量
在低温取样中，氢电导率测量是被测水样经过氢型阳离子交换树脂，将阳离子去除，水样中仅留下阴离子，如Cl-，SO42-，PO43-，NO3-，HCO32-和F-）和相应的氢离子，而水中的氢氧根离子则与氢离子中和消耗掉，不在电导中反应。因此测量氢电导率可直接反映水中杂质阴离子的总量。锅炉水汽中，阴离子质量浓度越高，氢电导率越大。
2.2 水汽中总有机碳（TOC）影响
TOC是综合反应水汽中有机物质量浓度的指标。有机物在热力设备高温高压的条件下，会逐渐分解产生低分子的的有机物（HCOOH、CH3COOH）和二氧化碳，并与水汽中的氨反应生成HCOONH4、CH3COONH4、（NH4）2CO3等。当含有低分子有机物的水汽样品经过氢型强酸阳离子交换树脂时，会发生下述反应：
HCOONH4+RH=RNH4+HCOOH
CH3COONH4+RH=RNH4+CH3COOH
（NH4）2CO3+2RH=2RNH4+H2CO3
根据反应的结果，表明水汽样品中总有机碳质量浓度越高，氢电导率越大，同时对热力设备的腐蚀和危害程度也越大。
2.3 水汽中可溶性气体二氧化碳和氧气对氢电导率的影响
火力发电厂锅炉水汽系统中的可溶性气体主要是二氧化碳和氧气，其中二氧化碳会与水汽中的氨反应生成（NH4）2CO3，其对氢电导的测量影响很大。二氧化碳的主要来源一方面是随机组补充水带入，或是真空系统泄露，漏入空气。另一方面是有机物在高温高压下的分解产生。若补给水处理工艺无去除有机物工艺设备，单靠离子交换，则难以有效去除有机物，导致补给水TOC质量浓度明显偏高。机组在供热工况下，高补水率运行，使得高有机物质量浓度的补给水进入热力系统，直接影响热力系统的水汽。
同时，水汽中的氧气以及碳酸还可能在离子交换柱内形成气泡。气泡不仅会使水样在流经氢型强酸阳离子交换树脂时发生偏流和短路，是部分树脂得不到有效的冲洗，这些树脂再生时残留的酸会缓慢扩散释放，并使得测量结果偏高，影响氢电导率的测量准确性。同时气泡在交换柱内会发生移动，并导致树脂在交换柱内发生乱层现象，这样很有可能使得交换柱下部的失效树脂移动到上部而发生逆交换，并使得测量结果偏高，影响氢电导率的测量准确性。
2.4 炉前给水加氨量大的的影响
氢电导率抑制了氨对水汽品质的影响。火力发电厂热力系统中为了防止金属腐蚀，普遍采用给水加氨处理。氨是挥发性物质，除了与碳酸反应消耗一部分外，也基本上留在热力系统循环。而在机组正常运行时，在除盐水、凝结水、蒸汽中的其他杂志成分含量，比起氨在系统中的含量要小，造成普通电导率检测不能反应其他杂质成分，所以通过阳离子交换柱将氨跟除去后，检测出的氢电导率就能准确反应水汽中阴离子的含量。但是，当给水加氨量过大，即：氨离子质量浓度高时，氨与水中的二氧化碳反应生成（NH4）2CO3，会导致氢电导率超标。
3 问题及处理措施
通过简单分析后，该厂技术人员对#1机组凝结水及给水采样送检，分析水样中各离子的质量浓度。根据外检报告的显示，给水及凝结水中氨离子的质量浓度最高，而凝结水及给水中的氨的质量浓度主要是由于给水加氨的引入。由于机组运行期间为了避免热力设备腐蚀，要求提高炉前给水pH值，一般采用炉前给水加氨的方式[2]。调整试验前，该机组炉前给水按照pH≥9.2控制加氨量，一般控制在9.5左右。为了验证炉前给水加氨量高是造成氢电导率超标的原因，对给水中氨的质量浓度进行调整，将给水pH值调整到9.0-9.1，同时将连排开度调小。通过7天的连续监督，在减少炉前给水加氨量后，给水电导率一直在合格范围内，证明了由于炉前给水加氨量大，使蒸汽中氨的质量浓度增高，造成蒸汽氢电导率高。
4 结论及建议
a. 300 MW机组氢电导率超标直接影响机组安全经济运行，应采取加开连排的措施尽快将水汽品质降至合格。氢电导率超标主要是由于氨离子的质量浓度高引起的，给水加氨量调整不当是导致氨离子质量浓度高的直接原因。
b.试验结果表明，为确保机组水汽氢电导率达标，炉前给水的pH值应控制在低限，即9.2左右运行，连排开度应控制在5%以上。
c.应强化化学监督作用，加强对化学人员培训，将化学仪表、加药设备等纳入正常生产管理，落实人员责任，确保机组安全运行。
参考文献：
[1]李培元，火力发电厂水处理及水质控制[M].北京：中国电力出 版社，1999.
[2]王杏卿，热力设备的防腐与防护，水利电力出版社，1998.
关键词：氢电导率；阴离子；给水加药；补水量
1 前言
某火电厂采用2×300MW直接空冷凝汽式机组，配2×1058t/h亚临界、一次中间再热循环流化床锅炉。原水取自附近煤矿的井下疏干水。预处理采用平流沉淀池，预处理出水经过滤器、超滤、一二级反渗透以及EDI处理后进入除盐水箱。给水采用加氨和联氨处理[1]，炉水采用低磷酸盐处理。
该机组于2015年6月正式投产。#1机投运不久，发现给水、蒸汽、凝结水氢电导率严重超标，其他水汽指标如二氧化硅、钠离子基本控制在合格范围内。根据GB12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》，该机组蒸汽、给水、凝结水的氢电导率（25℃）应≤0.3us/cm。统计资料显示，表1表示的是该热电厂#1机组2015年11月至2016年4月份水汽系统凝结水和给水氢电导率范围及其合格率表统计。
表1：凝结水和给水氢电导率范围及其合格率表统计
从表中可以看出，其凝结水氢电导率在0.18-0.47us/cm之间，平均合格率仅为36.7%，给水氢电导率在0.22-0.46us/cm之间，平均合格率仅为36%。同时，在该机组水汽系统氢电导率超标期间，凝结水硬度为零、钠含量也在合格范围内。
氢电导率是综合反映热力系统水汽品质的重要指标，氢电导越大，表明水汽对热力设备的腐蚀和危害程度也越大[1]。因此，有必要尽快对该机组水汽系统氢电导率超标的原因进行分析。
2 水汽系统氢电导率影响因素分析
2.1 水汽样品中阴离子含量
在低温取样中，氢电导率测量是被测水样经过氢型阳离子交换树脂，将阳离子去除，水样中仅留下阴离子，如Cl-，SO42-，PO43-，NO3-，HCO32-和F-）和相应的氢离子，而水中的氢氧根离子则与氢离子中和消耗掉，不在电导中反应。因此测量氢电导率可直接反映水中杂质阴离子的总量。锅炉水汽中，阴离子质量浓度越高，氢电导率越大。
2.2 水汽中总有机碳（TOC）影响
TOC是综合反应水汽中有机物质量浓度的指标。有机物在热力设备高温高压的条件下，会逐渐分解产生低分子的的有机物（HCOOH、CH3COOH）和二氧化碳，并与水汽中的氨反应生成HCOONH4、CH3COONH4、（NH4）2CO3等。当含有低分子有机物的水汽样品经过氢型强酸阳离子交换树脂时，会发生下述反应：
HCOONH4+RH=RNH4+HCOOH
CH3COONH4+RH=RNH4+CH3COOH
（NH4）2CO3+2RH=2RNH4+H2CO3
根据反应的结果，表明水汽样品中总有机碳质量浓度越高，氢电导率越大，同时对热力设备的腐蚀和危害程度也越大。
2.3 水汽中可溶性气体二氧化碳和氧气对氢电导率的影响
火力发电厂锅炉水汽系统中的可溶性气体主要是二氧化碳和氧气，其中二氧化碳会与水汽中的氨反应生成（NH4）2CO3，其对氢电导的测量影响很大。二氧化碳的主要来源一方面是随机组补充水带入，或是真空系统泄露，漏入空气。另一方面是有机物在高温高压下的分解产生。若补给水处理工艺无去除有机物工艺设备，单靠离子交换，则难以有效去除有机物，导致补给水TOC质量浓度明显偏高。机组在供热工况下，高补水率运行，使得高有机物质量浓度的补给水进入热力系统，直接影响热力系统的水汽。
同时，水汽中的氧气以及碳酸还可能在离子交换柱内形成气泡。气泡不仅会使水样在流经氢型强酸阳离子交换树脂时发生偏流和短路，是部分树脂得不到有效的冲洗，这些树脂再生时残留的酸会缓慢扩散释放，并使得测量结果偏高，影响氢电导率的测量准确性。同时气泡在交换柱内会发生移动，并导致树脂在交换柱内发生乱层现象，这样很有可能使得交换柱下部的失效树脂移动到上部而发生逆交换，并使得测量结果偏高，影响氢电导率的测量准确性。
2.4 炉前给水加氨量大的的影响
氢电导率抑制了氨对水汽品质的影响。火力发电厂热力系统中为了防止金属腐蚀，普遍采用给水加氨处理。氨是挥发性物质，除了与碳酸反应消耗一部分外，也基本上留在热力系统循环。而在机组正常运行时，在除盐水、凝结水、蒸汽中的其他杂志成分含量，比起氨在系统中的含量要小，造成普通电导率检测不能反应其他杂质成分，所以通过阳离子交换柱将氨跟除去后，检测出的氢电导率就能准确反应水汽中阴离子的含量。但是，当给水加氨量过大，即：氨离子质量浓度高时，氨与水中的二氧化碳反应生成（NH4）2CO3，会导致氢电导率超标。
3 问题及处理措施
通过简单分析后，该厂技术人员对#1机组凝结水及给水采样送检，分析水样中各离子的质量浓度。根据外检报告的显示，给水及凝结水中氨离子的质量浓度最高，而凝结水及给水中的氨的质量浓度主要是由于给水加氨的引入。由于机组运行期间为了避免热力设备腐蚀，要求提高炉前给水pH值，一般采用炉前给水加氨的方式[2]。调整试验前，该机组炉前给水按照pH≥9.2控制加氨量，一般控制在9.5左右。为了验证炉前给水加氨量高是造成氢电导率超标的原因，对给水中氨的质量浓度进行调整，将给水pH值调整到9.0-9.1，同时将连排开度调小。通过7天的连续监督，在减少炉前给水加氨量后，给水电导率一直在合格范围内，证明了由于炉前给水加氨量大，使蒸汽中氨的质量浓度增高，造成蒸汽氢电导率高。
4 结论及建议
a. 300 MW机组氢电导率超标直接影响机组安全经济运行，应采取加开连排的措施尽快将水汽品质降至合格。氢电导率超标主要是由于氨离子的质量浓度高引起的，给水加氨量调整不当是导致氨离子质量浓度高的直接原因。
b.试验结果表明，为确保机组水汽氢电导率达标，炉前给水的pH值应控制在低限，即9.2左右运行，连排开度应控制在5%以上。
c.应强化化学监督作用，加强对化学人员培训，将化学仪表、加药设备等纳入正常生产管理，落实人员责任，确保机组安全运行。
参考文献：
[1]李培元，火力发电厂水处理及水质控制[M].北京：中国电力出 版社，1999.
[2]王杏卿，热力设备的防腐与防护，水利电力出版社，1998.