爱华网1.现象分析 大唐宝鸡热电厂2号机组锅炉补给水采用二级除盐水，锅炉给水采用加氨和联氨的AVT(R)处理，炉水采用磷酸盐处理，该机组与2012年7月1 日停运，停运后采用热炉放水余热烘干法进行保养，在停运期间，对2号机凝汽器内的补水喷嘴进行了全雾化改造，2012年8月24日2号机组启动后，投运在线化学仪表，发现2号凝结水氢电导率超标，凝结水钠离子含量超标。 大唐宝鸡热电厂2号机组自8月24日2号机组启动后，凝结水、给水、炉水、蒸汽主要水汽分析指标如下表1： 由上述2号机组水汽分析的数据初步分析：引起2号机组水汽品质恶化的主要原因为凝结水水质恶化，引起给水水质差，导致炉水水质差，对2号炉加大排污后，蒸汽品质维持在合格范围。 2号机凝结水水质超标主要反映在氢电导率超标严重，达到水质异常三级处理值， 2.影响凝结水氢电导率的因素分析 在水汽系统中，造成氢电导率超标的主要因素有如下几点： 水中阴离子含量高。水汽样品中，阴离子含量越高，氢电导率越大，同时对热力设备的腐蚀和危害程度也越大，表2~3 表示的是水汽样品中氯离子、硫酸根含量与氢电导率的关系 水汽样品中总有机碳含量高。水汽样品中总有机碳是综合反映水汽中有机物含量的指标。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
水汽样品中总有机碳含量越高，氢电导率越大，同时对热力设备的腐蚀和危害程度也越大。 水汽样品中的有可溶性气体。水汽样品中的可溶性气体主要是二氧化碳和氧气。水汽系统中可溶性气体的主要来源一方面是从凝汽器负压系统漏入到凝结水中，另一方面是随机组补充水带入到凝结水中。 二氧化碳会与水汽中的氨反应生成(NH4)2CO3，其对氢电导率的影响如上文所示。表4 表示的是水汽样品中二氧化碳浓度与氢电导率的关系。 表4：二氧化碳浓度与氢电导率的关系（无其他阴离子25℃） 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，使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。 3. 2号机凝结水氢电导率、钠超标的原因分析排查： 在线凝结水氢电导率表前的氢离子交换柱失效，在线仪表分析不准确，造成误判断。测量电导率前对水样进行氢离子交换的目的是消除水样中氨的干扰，如果树脂一旦失效，氨离子穿透交换层，水样的电导率会出现大幅度上升（很快超过1.0 S/cm），8月26日、27日两天，对2号凝结水氢电导率表前的氢离子交换柱树脂进行了更换，同时将2号机饱和蒸汽电导率表换至测定2号凝结水氢电导率，观察2号机凝结水氢电导率测定数据无变化，排除了上述原因。 2号机回收至凝汽器的各类疏水水质差，影响了2号凝结水水质。发电部检查生水加热器疏水、厂内采暖加热器疏水、锅炉暖风器至凝汽器疏水门关闭严密，并关闭了2号机全厂疏水、热网抽汽逆止阀后疏水，观察4小时后对发现对凝结水氢导无影响。 2号机凝补水箱水质差，塑料密封球老化，防腐层破损，污染除盐水，影响了凝结水水质。8月28日对2号机凝补水箱水进行了就地取样分析，发现凝补水箱水钠含量偏高，为35μg/L，远远超过除盐水中钠含量，解列2号机凝补水箱，29日取样分析，钠含量明显增加，判断为塑料密封球老化，释放出钠离子和其他阴离子污染水质，打开补水箱检查发现防腐层破损，部分塑料密封球发黄， 彻底解列2号机凝补水箱，改为将除盐水直接补至2号机凝汽器，发现凝结水氢电导率和钠的分析数据并没有明显下降趋势，判断为凝结水水质异常并不完全是塑料密封球老化引起。 2号机组凝汽器真空低，空气中二氧化碳漏入影响水质。凝汽器真空系统不严密漏入空气也会影响凝结水电导率，空气中主要含有氧气、二氧化碳及气体气体，而凝汽器具有除氧效果，漏入空气中的氧气被排出，一部分二氧化碳与凝结水接触后，于加入系统的氨发生中和反应，生成碳酸根和碳酸氢根，导致凝结水氢电导率上升，为排除此项原因，对2号机进行真空严密性试验186pa/min，已对照真空系统查漏标准，进行检查未发现问题；专门开启2号机凝汽器B侧汽侧压力表门，降低真空0.1KPa维持1小时，观察对凝结水氢电导无影响。 除盐水水质差。因长期阴雨，造成自来水有机物含量高，制水系统无法除去，化学仪表分析不出来，除盐水有机物含量高进入系统后发生热分解，造成凝结水氢电导率升高，2012年9月3日安排对除盐水送热工院进行微量离子测定，水质各项指标均在合格范围， 2号机组停运时间太长，点炉凝汽器冲洗不彻底，影响了系统水质。8月24日13：18 ，2号机启动后，锅炉连排开度一直维持50%左右，并且凝结水系统已进行大量换水，水质未见好转。 凝结水加药系统和凝结水精处理系统存在问题，影响水质。凝结水精处理设备树脂分离不彻底，再生效果差，出水氢电导率会出现上升，检查我厂2号机凝结水精处理出水氢电导率及其他指标合格，2号机2月28日，将凝结水精处理装置退出运行后，2号给水氢电导率由0.3μs/cm上升至1.0μs/cm左右，说明精处理设备运行正常，为了保证给水水质合格，全部关闭了精处理旁路门，给水氢电导率合格。 2号机凝汽器存在微量渗漏。凝汽器发生泄漏，冷却水漏入凝结水中污染了凝结水水质，是引起凝结水水质异常最常见的一种原因，一般情况下，凝汽器发生泄漏，凝结水中最容易分析出的指标就是凝结水硬度，当凝结水分析出硬度时，一般判断为凝汽器泄漏，本次2号机凝结水水质异常过程中，凝结水硬度一直分析为0，主要反映在氢电导率超标、钠离子含量增加，对如上7条原因进行排除后，2012年9月3日，送2号机凝结水至热工院化验微量离子含量，其中氯离子、硫酸根离子，乙酸，硝酸根含量均高，初步判断2号机凝汽器存在微量泄露引起水质异常，9月10，发电部对2号机凝结器B侧加锯末一袋，2小时后，凝结水水质回复正常，9月20日，2号机组停运后，对凝汽器水侧进行了灌水查漏，发现有渗漏管道。 4.结论与建议 引起本次2号机凝结水水质异常的原因为2号机凝汽器存在微量泄露，在凝结水出现上述水质异常时，为了保证给水水质，防止水汽系统发生腐蚀，应全关精处理旁路门，加大炉内磷酸盐的加入量，调整锅炉排污。因大唐宝鸡热电厂循环水采用中水，并加硫酸对循环水进行处理，循环水中各种阴离子的含量都比较高，当凝汽器出现微量渗漏时，循环水中钙、镁离子含量还很低，用现场采用的EDTA法无法分析出凝结水硬度，但凝结水的氢电导率已经严重超标，纯净的水缓冲性很小，稍有杂质，其水质变化（特别是氢电导率）就很大。氢电导率作为一种监视水质的重要手段，越来越受到人们的重视，在国内一些先进的发电厂，氢电导率已成为检测机组水质的最主要手段，因此，正确分析凝结水氢电导率变化的原因，对监督凝汽器是否存在泄漏有着重要的意义。
