a超临界机组水汽氢电导率表在线检验及误差分析
影响火电厂在线化学仪表准确性的原因分析及解决方法_1
影响火电厂在线化学仪表准确性的原因分析及解决方法发布时间：2021-06-16T02:36:55.818Z 来源：《河南电力》2020年10期作者：霍飞[导读] 因此分析化学仪表不准确的原因具有十分重要的意义，工作人员也需要在定期对设备进行维护以确保其安全运行。
（国电电力大同发电公司大同第二发电厂山西大同 037000）摘要：因为水汽的品质高低将直接影响到火电机组能否正常的运行，因此为了确保超临界大容量和高参数的机组能够安全持续工作，必须不断提高对水汽质量监测工作的重视程度。
在线化学仪表具有准确度高、实时性强等优点，因此逐渐取代了传统手工取样监测水质的方法。
但是现如今很多火电厂存在化学仪表准确度不高的严重问题，本文将探讨出现该问题的原因并分析解决方法。
关键词：火电厂；化学仪表；准确性；原因分析；解决方法引言：现如今我国许多火电厂内的热力设备都存在严重的积盐和腐蚀等问题，其根本原因是化学仪表准确性和水质检测工作质量较低，这使得我国火电厂的经济收益遭受了极大的损失。
因此分析化学仪表不准确的原因具有十分重要的意义，工作人员也需要在定期对设备进行维护以确保其安全运行。
一、火电厂在线化学仪表的构成和现状现如今国内火电厂最常见的在线化学仪表包括了磷表、氢电导率表、硅表和溶解氧表等等，其中被视为是水质质量检测中的核心在线化学仪表比较同意出现问题，如果能够确保核心仪表电导率表、PH表、溶解氧表和钠表的准确性，那么就能够有效的避免热力设备出现严重腐蚀等问题。
我国火电厂核心化学仪表设备普遍都具有准确率低和设备维修效果不理想的问题，即使火电厂为了提高准确性购进了进口仪表，但是该举措并没有使厂内化学仪表的平均准确度得到明显的提升。
二、影响火电厂在线化学仪表准确性的因素1.外界因素被视为核心的四种化学仪表都极易受到外界因素的影响，化学仪表所处环境的温度和湿度、维护工作人员的水平、冷却装置的冷却效果等等因素都会大大影响化学仪表的测量精度。
1000mw超超临界机组汽水系统氢电导超标原因分析及解决方案
2020年第2期总第227期JIANGXI ELECTRIC POWER0引言为适应国内电力市场的发展需求，传统的火力发电厂不断朝着更大单机装机容量、超低排放、可靠供电方向发展。
随着火电厂单机装机容量的不断增大，对于机组汽水品质的要求也越来越高。
在超超临界直流炉中，水是一次性通过锅炉各管段的，没有炉水的再循环，当不合格的汽水进入热力系统时，在日积月累下，往往会造成锅炉受热面大面积结垢，严重时将导致锅炉受热面大面积爆管，甚至进入汽轮机使汽轮机发生腐蚀，严重影响机组安全。
所以，对超超临界机组汽水系统指标的监控尤为重要，一旦发现异常必须尽快查找出原因并提出解决方案，以免影响机组的安全运行[1-3]。
1机组概况及存在问题某2×1000MW 发电机组锅炉为东方锅炉厂制造的超超临界参数、变压直流炉、前后墙对冲燃烧、固态排渣、单炉膛、一次中间再热、采用烟气档板调节再热汽温、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构，π型锅炉，型号为DG3060/27.46-π1。
汽轮机为东方汽轮机厂（N1000-26.25/600/600型）引进日立技术生产制造的超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机，设计额定功率为1000MW ，最大连续出力1054MW 。
锅炉补给除盐水采用高密度沉淀池预处理加二级除盐处理工艺。
每台机组的凝结水精处理由2×50%的前置过滤器及4×33.3%的球形高速混床组成，为中压凝结水精处理系统，按氢型运行。
炉水处理方式采用凝结水及给水加氨的弱氧化性全挥发处理，PH 值控制在9.2~9.6。
在机组正常运行过程中，通过辅控DCS 系统监控发现，自2019年2月19日开始该厂1号机汽水系统各段工质的氢电导率（CC ）在夜间低负荷时异常升高。
其中，主蒸汽氢电导（CC ）最高涨至0.22μs/cm ，已远高于GB/T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定的标准值0.1μs/cm [4]。
在线氢电导率仪表测量误差分析
０ 引言
氢电导率是发电厂严格控制的水汽指标之一， 可直观地反映水汽中阴离子杂质的总量。假设水样 中其他 阴 离 子 浓 度 为 零，可 根 据 氢 电 导 率 估 算 出 ＨＣＯ３－或 Ｃｌ－的最大浓度［１］。通过控制氢电导率， 可估算某有害阴离子最大浓度，控制有害阴离子整 体水平。因此，加强氢电导率的指标控制，对机组安 全稳定运行起着重要作用。
许多电厂仅以氢电导超标作为判别树脂失效终
收稿日期：２０１７－０６－１０；修回日期：２０１８－０４－１０
点。而在普遍采用的加氨处理水汽系统中，当氢型 树脂失效 后，穿 透 交 换 柱 的 阳 离 子 主 要 是 铵 离 子。 由于同样数量的铵离子电导率比氢离子要小得多， 因此在交换树脂失效初期，氢电导率测量结果反而 是偏小，易造成误差。
２ 温度补偿系数附加误差
发电厂通常采用电导率来监测水汽系统水质的 纯度。但是在不同温度下，同纯度水的电导率会发 生较大变化，因此必须将电导率换算到同一基准温 度 （２５℃）下。然而大量试验表明，超纯水的电导率
第 ６期
周洋，等：在线氢电导率仪表测量误差分析
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温度补偿系数已不再是一个常数，而是一个随温度 和纯度在 ２％ ～９％连续变化的变量。
此外，树脂在装填过程中操作不当会夹杂气泡， 树脂空隙间的气泡很难在短时间内被水流冲洗出， 空气中的二氧化碳进入测量系统，对氢电导率测量 也会造成影响。 １．２ 解决方案
（１）树 脂 再 生 度 低。 采 用 动 态 再 生、延 长 浸 泡 时间、加大再生液用量及提高再生次数，可提高树脂 再生度。
（２）由 于 保 存 或 使 用 不 当，树 脂 易 产 生 裂 纹。 新树脂保存应保持外包袋完整，存放在 ０～４０℃的 环境中；使用前先放入 ＮａＣｌ盐水中浸泡，并对树脂 进行显微镜检查，裂纹树脂比例最好小于 １％；对使 用中暂停运行的树脂应避免脱水、冰冻和细菌滋长。
水汽系统在线化学仪表测量误差的分析及改进措施
水汽系统在线化学仪表测量误差的分析及改进措施摘要：讲述了我国发电厂中水汽系统在线化学仪表在测量过程中主要会出现的误差及其产生的原因，提出合理的改进措施来减少误差以提高电厂仪器的投入使用率、保证电厂的安全和经济效益。
关键词：在线化学仪表；测量误差；改进措施引言：随着经济的发展，人民生活水平的日益提高，国内对发电厂的需求也日益增大。
要想确保电厂安全运行，水汽系统的化学监督是必不可少的一个环节，而发电厂水汽化学监督中的重要手段之一就是在线化学仪表。
提高在线化学仪表的准确性，尽最大可能的减小测量误差成了水汽系统使用在线化学仪表的一大迫切需求。
只有让测量结果更准确，才能确保化学监督的准确性和可靠性，才能进而发现水汽品质上出现的问题，并及时加以改正，最终保证电厂的安全和经济效益。
1.在线化学仪表测量误差出现的来源分析电导仪（或称电导率仪）、酸度计（pH表）、钠表（钠度计）、溶氧表（DO 表）以及硅表等都属于常用的化学检测仪表，在国内，前四种表在电厂的水汽监督中较为常见，以下便是这些在线化学仪表测量误差产生的主要原因。
1.1在线电导率仪产生测量误差的来源分析影响在线电导率仪测量准确度的因素大致可以分为两个部分，一是纯水干扰因素，二是在线干扰因素。
纯水干扰因素主要有电极常数和温度补偿等；在线干扰因素主要有温度测量、二次仪表引用误差、电极异常、测量回路漏气等。
温度补偿会根据不同温度下测量出的电导率进行改变，而温度补偿方式的不同也会影响电导率仪测量的准确度。
上述因素在实际运用中，往往温度补偿附加误差是产生误差的主要因素，并且电极常数标定误差也会占据较大的比例。
然而目前在我国，大部分电厂还是采用氯化钾标准溶液进行离线检测，与上述的干扰因素脱离，所以电导率仪无法保证在线测量时的准确度。
1.2在线酸度计测量误差的来源分析水汽系统金属腐蚀会给电厂带来巨大的安全隐患和经济损失，要想减缓水汽系统金属腐蚀程度，必要的做法就是连续准确的测量水汽的酸碱度并及时调节。
超临界火电机组化学在线仪表的维护
超临界火电机组化学在线仪表的维护单位省市：青海省湟中区单位邮编：810000摘要：化学在线仪表是火电机组汽水监督工作中的核心部分。
探讨各类在线仪表的误差来源，合理分析实际工作中仪表出现的常见缺陷和采取的有效维护方法。
以确保提供真实、准确和连续的汽水参数，对于提高电厂水汽系统化学监督的准确性和及时性具有重要意义。
关键词：在线仪表；误差来源；汽水监督引言国内火电厂都面临着同样的一个问题，初期投运期间，汽水品质监督合格率平均可高达百分之九十以上，通过机组几年的运行，A修工作时发现，腐蚀结垢和积盐问题就暴露了出来。
本质的原因还是汽水监督工作不到位，其中化学在线仪表的规范维护和及时消缺是重要的一环。
在线化学仪表的准确性、真实性和稳定性直接关系到热力设备的腐蚀、结垢和积盐速率。
结合我厂A修报告和检查过程，依据机组检修化学检查导则DL/T115-2009标准中规定的内容对机组A、B转子的腐蚀情况进行了化学技术监督检查工作，A、B转子表面整体情况良好，1至6级叶片pH值为中性，定性测定均无铜，如图1所示；1至6级转子轮盘表面均无氧化皮脱落，无水汽冲击麻点；1至5级转子围带完好，无裂纹；1至6级转子叶片有少量的水汽冲击麻点，进汽侧大于出汽侧；4至6级转子叶片有少量松软的附着物，呈红褐色；5至6级叶片间转子表面有少量的松软附着物，呈红褐色，分布量占表面积的2/3，如图2所示。
这与我们化学在线仪表科学的日常维护与管理密不可分。
因此，本文将从误差来源、常见缺陷以及维护办法等几个方面介绍我厂660MW超超临界燃煤间接空冷机组在化学监督中配备的各类化学在线仪表。
包括电导表、氢电导表、溶解氧表、pH表、钠表、硅表等。
化学在线仪表可大致分为两类，一类为可用标准物质检验仪表准确性的仪表如硅表，另一类是无法用标准物质检验实际测量条件下测量准确性的仪表，如电导率表、pH表、钠表、溶解氧表。
这4种在线化学仪表是化学监督中的核心仪表，需要科学的维护这类仪表以保证其准确性和稳定性。
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制超临界机组是一种高效、高温、高压的燃煤发电机组，其运行稳定性和安全性是关系到发电厂运行的重要因素。
在超临界机组中，水汽重要指标的化验法及质量控制是非常重要的，它直接影响机组的运行效率和安全性。
本文将详细讨论超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制的相关内容。
我们来了解一下超临界机组的水汽重要指标有哪些。
水汽重要指标主要包括水分、纯度和含气量等指标。
水分是指在水蒸气中所含的液态水的质量分数，它直接影响着锅炉的蒸汽干度和机组的稳定性。
纯度是指水汽中所含的杂质的质量分数，主要包括盐分、游离碱、游离酸等。
含气量是指水汽中所含的气体的质量分数，主要包括氧气、二氧化碳等。
这些水汽重要指标的化验法及质量控制对于保障机组的安全稳定运行起着非常重要的作用。
我们来介绍一下超临界机组水汽重要指标的化验方法。
针对不同的水汽重要指标，化验方法有所不同。
对于水分指标，一般采用热容湿度法或冷凝湿度法进行化验，这两种方法可以准确快速地测定水汽中的水分含量。
对于纯度指标，一般采用离子色谱法或电导率法进行化验，这两种方法可以准确地测定水汽中各种杂质的含量。
对于含气量指标，一般采用气相色谱法或红外吸收法进行化验，这两种方法可以准确地测定水汽中各种气体的含量。
通过这些化验方法，可以及时准确地监测水汽重要指标，为机组的安全稳定运行提供重要的数据支持。
我们来谈谈超临界机组水汽重要指标的质量控制。
在实际运行中，为了保证水汽重要指标符合要求，需要对水汽进行严格的质量控制。
首先是对水汽的采样和制样进行质量控制，要确保采样器和制样器的准确性和精确度。
其次是对化验设备和仪器进行质量控制，要保证设备和仪器的准确性和精确度。
还需要对化验人员进行质量控制，确保化验人员熟练掌握化验方法，并能够准确地操作化验设备和仪器。
通过严格的质量控制，可以保证水汽重要指标的准确性和可靠性，为机组的安全稳定运行提供保障。
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制是非常重要的。
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制超临界机组水汽重要指标包含水含量、总硬度、pH、总碱度、总有机碳等，这些指标的测试对于保障超临界机组的稳定运行和提高机组的效率至关重要。
本文将介绍超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制。
一、水含量化验法及质量控制超临界机组水含量是指水蒸汽在单位体积内所占的体积比例，通常用于表征超临界机组的蒸汽质量。
化验过程如下：1、取一定量的样品，装入一只容器中。
2、加入干燥的NaOH等试剂并密封容器，避免水汽的逃逸。
3、进行加热直至样品完全蒸发，测定干燥后的重量，并计算出水含量。
水含量的误差应控制在±0.03%以内。
在化验中应当注意以下事项：1、取样时应避免样品受空气的污染，同时避免样品的温度过高或过低。
2、化验容器、分析器具等应高温高压下耐腐蚀。
3、样品中的湿气可能会与化验试剂反应产生误差，故样品应尽可能干燥。
总硬度是指超临界机组水蒸汽中镁和钙的含量。
化验过程如下：1、取一定量的样品，加入稀盐酸和指示剂，进行滴定测定。
2、一定量的乙二胺四乙酸盐（EDTA）溶液滴入，使可滴定钙、镁形成络合物。
3、根据滴定过程中指示剂变色的体积减去乙二胺四乙酸盐（EDTA）的体积，得出样品中总硬度的含量。
1、取样应当避免受到空气的污染。
2、化学试剂不应混杂。
1、采用电位滴定法，向样品中加入稀盐酸或稀碱，测定滴定体积，从而计算出样品的pH值。
1、应选用获得更准确pH值的电位滴定法。
2、电极应经常检查，校正。
3、样品应进行过滤处理。
1、加入甲酸和溴甲烷，使之转化为菲试剂，再加入指示剂，进行滴定测定。
2、钠氢碳酸溶液作为标准溶液，调节其体积浓度，进行可滴定碱度的试验。
样品处理时应注意以下事项：1、样品处理应注意离子对样品影响的避免，例如：高氯离子会使得总硬度低于实际值。
1、用高纯水配制恒定的碳酸钠溶液。
2、取一定量的样品，用燃烧方法将有机物氧化成二氧化碳。
3、将二氧化碳通入碳酸钠溶液中，形成碳酸根离子，然后进行滴定测定。
水汽系统在线化学仪表测量误差的分析及改进措施
２ ０ １ ５年 ２月
华 电 技 术
Ｈｕ ａ ｄ ｉ ａ ｎ Ｔｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ
Ｖｏ １ ． ３ ７ Ｎｏ ． ２
Ｆｅ ｂ． ２ ０１ ５
水 汽 系统 在 线 化 学仪 表 测 量 误 差 的分 析及 改进 措 施
郑 日桂
（ 福建华 电可门发 电有 限公 司 ， 福州 摘 ３ ５ ０ ５ １ ２ ）
不是 在线标 定 ） ， 脱 离 了上 述 纯水 和 在 线 干 扰 因素 ， 用标 准缓 冲溶 液检验 准确 的 ｐ Ｈ表 并 不 能保 证 实 际
在线 测量 时 的准确性 。 １ ． ３ 在线 Ｎ ａ 表 测量 误差 来 源分析
发 电机组的安全 、 经济运行 ， 应将提高在线化学仪表
要： 介绍 了火 力发 电厂水汽 系统在线 化学仪表测量过程 中出现的误差 ， 分析 了测量误差产 生的原因 ， 提出了减少测
量 误差的改进措 施 。改进措施 在某电厂 １ 机组实施后 ， 提高 了电厂在线 化学仪表测量 的准确性 ， 保 障了水汽化学 监督
的可靠性。 关键词 ： 在线化学仪表 ； 准确性 ； 检验 ； 化 学监督 中图分类号 ： Ｔ Ｍ ６ ２ １ ． ８ 文献标志码 ： Ｂ 文章编号 ： １ ６ ７ ４～ １ ９ ５ １ （ ２ ０ １ ５ ） ０ ２— ０ ０ ５ ４— ０ ３
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
纯水干扰 因素产 生 的测 量误 差 主要包 括 电极 常 数标 定误差 、 温度补偿 附 加误 差等 ； 在线 干 扰 因素 产 生 的 测量误 差主要包 括 交换 柱 附加误 差 、 电极 污 染 、 测量
回路漏气等。目 前， 国内大部分电厂使用的电导率表 检验方 法是采用 Ｋ Ｃ １ 标 准溶 液 （ 检验溶 液不是纯水溶
提高超临界机组化学在线仪表测量准确性的措施
确的Ｄ Ｈ表 ， 并 不 能 保 证 实 际 在线 测量 时 的准 确 性 。
线 化 学 仪 表 普 遍 面 临 的 问题 是 基 本 误 差 和 二 次 仪 表 的性能采用标准方法检验合 格的仪表 。 在 实际测量 中 ． 并不 能保证 实际在线测量
时 的 准 确 性
ｌ在线化学仪表测量存在 的主要问题
以前 国内标 准（ Ｄ Ｌ ／ Ｔ ６ ７ ７ — １ ９ ９ ９ 、 Ｊ Ｊ Ｇ标准 、 Ｇ Ｂ标准
及Ｊ Ｂ标 准 ）只 能 检 验 仪 表 在 标 准 溶 液 中 的 基 本 误 差 和二 次仪 表 的性 能 ． 这些检验对 于普通化学仪表 的出 厂合格检验 、 生 产 许 可 证 的发 放 是必 须 的 。 但是 ， 在 纯 水 在线测 量 时 。 （ 氢） 电导率 表 、 ｐ Ｈ表 、 钠 表 和 溶 解 氧 表 会 受 到许 多 特 殊 环 境 的 干 扰 ． 并 且 测 量 回路 的许 多
０引言
水 汽 品 质 的 准 确 监 测 是 保 证 机 组 安 全 经 济 运 行 的必 要 手 段 之 一 由于 手 工 分 析 方 法 已 经 不 能 满 足高
制 的要 求 。 导 致 水 汽 系统 汽水 品 质 的 控 制 出现 较 大 偏
差 。这也是许多 电厂水汽 品质 “ 合格 率很高 ” ， 却仍 然
差、 电极污染 、 测量 回路漏气等。目前 国内大部份 电厂
使 用的电导率表检验方法是采用氯化钾标 准溶液 ｆ 检 验 溶液不是 纯水溶 液 ） 进行 离线检 验 （ 检 验 条 件 不 是 在线检验 ） ， 脱 离 了 上 述 纯 水 和 在 线 干扰 因素 ， 用 标 准
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制超临界机组是当今发电行业中使用广泛的一种新型发电设备，其高效、节能、低污染的特点受到了越来越多的重视。
在超临界机组的运行过程中，水汽是一个十分关键的参数，它直接关系到机组的整体运行和安全性能。
因此，进行水汽的重要指标化验是十分必要和重要的。
本文将介绍超临界机组水汽重要指标化验的方法及其质量控制。
1、水质分析法水质分析法是至今为止应用最为广泛的一种水汽指标化验方法。
通过对超临界机组的热力循环系统中取样进行分析、检测，确定水质的化学成分、pH值、电导率、溶解氧等指标。
其中，比较关键的指标是水中硅、钠、氯、铁、铜、铝、镁等指标。
这种方法使用较为便捷、成本较低，但其检测结果易受到外界干扰，例如外界游离离子等。
2、液体色谱法液体色谱法是一种常用的水汽化验方法，通过对取样进行溶解、净化后，使用液相色谱仪进行检测，测定水汽中的离子含量。
这种方法能够检测出水质中的各种离子成分，但其操作难度较高，需要较高的技术水平和操作经验。
3、红外光谱法红外光谱法是通过测定水汽中各种基元分子的振动频率来确定其组成和结构，从而分析出水汽中的各种成分的一种方法。
这种方法误差小，可靠性高，但无法分析出量级较小的成分。
1、对取样的要求样品的存放、取样过程应避免任何可能导致样品干扰、破坏或变质的因素。
在取样过程中应注意采样工具的清洁、消毒，避免任何污染。
取样过程中也应避免任何因素可能导致样品水分蒸发或水分过多。
2、样品的处理过程样品处理过程应避免任何可能导致样品污染或损伤的因素。
对于不同的取样方法需要进行相应的样品处理，例如：水质分析法需要进行梯度稀释，液体色谱法需要对取样进行溶解、净化等步骤。
对于样品的处理结果需要进行有效的记录和存档，以便于后期的比对和分析。
3、对仪器的校准液相色谱仪等分析仪器需要经过有效的校准才能够达到预期的分析结果。
仪器的校准应当严格依照相关的操作规程和标准，对校准结果需要进行记录和存档。
超(超)临界机组主蒸汽氢导超标分析及措施
20上海老力2019年第2期经验交流•超（超）临界机组主蒸汽氢导超标分析及措施朱巍(上海上电漕泾发电有限公司，上海201507)摘要:关于火力发电厂主蒸汽氢导超标，由于会影响到机组的安全运行，需要研究和分析。
本次研究以上海 漕泾电厂运行机组主蒸汽氢导超标进行研究，结合实例进行实际分析，从现场找答案，用数据讲事实,确定超 标原因，并针对原因采取措施,实现运行机组主蒸汽氢导超标问题的有效诊断。
关键词：主蒸汽;氢导超标;原因分析及对策1引言氢电导率是综合反映热力系统水汽品质的重 要指标，水汽氢电导率能够间接反映出水中杂质 阴离子的总量。
特别火力发电机组超（超）临界 机组热负荷较高，对水汽品质要求更为严格，因为 含有杂质的蒸汽进人汽轮机会造成固体微粒磨 蚀，形成沉积物，引起汽轮机腐蚀,甚至严重影响 汽轮机运行的经济性、可靠性和安全性。
为此，必 须严格监督水汽质量，特别是直接与汽轮机接触 的主蒸汽品质。
2水汽流程及存在问题漕泾电厂汽轮机是上海汽轮机有限公司引进 德国西门子技术设计制造的1 000 MW超超临界 汽轮发电机组，汽轮机型式是超超临界、一次中间 再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回 热抽汽；电厂锅炉是上海锅炉厂有限公司采用APBG公司的技术，根据机组的燃煤特性、蒸汽参 数特点以及相关要求进行设计的1 000 MW超超 临界塔式直流锅炉；锅炉出口蒸汽参数27. 46 1^0/605^/603^；，对应汽机的人口参数26. 25 M P a^OOt/^O O t，锅炉的最大连续蒸发量2 956 t/hD电厂锅炉采用超超临界一次中间再热直流锅 炉，由于直流炉的特殊结构（没有汽包），其对给 水的水质要求很高。
电厂的淡水取自黄浦江支流 的龙泉港，淡水用量约850 m3/h;预处理采用混 合絮凝反应沉淀池，预处理出水经空擦滤池、超 滤、二级二段反渗透以及除盐混床处理后进人除盐水箱，除盐水正常供水量为：110 mVh，最大供 水量为:220 m3/h。
660MW超临界直流机组蒸汽氢电导率超标的原因分析及处理对策
660MW超临界直流机组蒸汽氢电导率超标的原因分析及处理对策发布时间：2021-05-11T01:39:50.906Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第1期作者：李小斌[导读] 并结合锅炉补给水处理系统及原水水质查找分析出了导致蒸汽氢电导率偏高的原因，并采取措施加以解决。
中国电建甘肃能源投资有限公司甘肃省 744200摘要：对某厂2台超临界直流机组蒸汽氢电导率超标的原因进行分析，发现导致蒸汽氢电导率超标的直接原因为给水总有机碳超标，主要原因为原水有机物含量较高导致锅炉补给水总有机碳超标。
通过活性炭过滤器小型试验验证其对有机物有较高的处理能力，结合现场实际对锅炉补给水处理系统进行了改造，解决了原水有机物含量高导致锅炉补给水总有机碳超标引起的蒸汽氢电导率超标问题。
关键词：蒸汽，氢电导率，总有机碳，活性炭1.引言某厂2台660MW超临界直流机组于2011年初投运，机组给水采用A VT处理方式，至2019年11月20日，1、2号机组水汽品质未出现异常情况。
2019年11月20日下午同时出现1、2号机组主、再热蒸汽氢电导率超标的情况（>0.15us/cm），同时1、2号机组凝结水、除氧器入口、给水、启动分离器排水氢电导率全部合格，最初判定可能是由于氢离子交换树脂失效，更换氢离子交换主树脂后无任何改观，且出现上升趋势，主、再热蒸汽氢电导率最高高达0.72 us/cm。
针对这一现象，通过对给水水质和锅炉补给水水质进行分析，并结合锅炉补给水处理系统及原水水质查找分析出了导致蒸汽氢电导率偏高的原因，并采取措施加以解决。
2.原因分析针对该厂1、2号机组主、再热蒸汽氢电导率超标情况的分析，初步认为蒸汽氢电导率偏高的原因为给水TOC超标，TOC超标的给水进入锅炉后，在高温、高压条件下分解为低分子有机酸和二氧化碳等，进而表现为氢电导率偏高。
为了验证这一推断，首先对给水水质进行了查定，确认了导致蒸汽氢电导率超标的直接原因就是给水TOC超标。
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制在超临界机组中，水汽是一种重要的工质，影响着机组的安全运行和发电效率。
对于超临界机组水汽的重要指标进行化验，并进行质量控制非常必要。
超临界机组中的水汽主要包括其含水量、水质、水中离子浓度等重要指标。
下面将介绍超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制的内容。
超临界机组水汽含水量的确定是非常重要的。
确定含水量的方法主要有几种：干燥法、比重法和分光光度法。
干燥法最为常用。
该方法是将一定量的水样放入高温高压下，通过对样品的恒温恒重，可以得到含水量。
超临界机组水汽的水质也是需要进行化验的指标。
水质主要包括溶解氧含量、总硬度和总碱度等。
采用运动电位法可以对水样中溶解氧含量进行测定。
而总硬度和总碱度则可以采用配合滴定法进行测定。
超临界机组水汽中的离子浓度也是需要进行化验和控制的指标。
离子浓度主要包括游离氧浓度、氧化还原性离子、阴阳离子等。
对于离子浓度的测定，常用的方法有离子选择电极法和滴定法。
在进行超临界机组水汽重要指标化验的过程中，需要进行质量控制，以确保化验结果的准确性和可靠性。
质量控制主要包括样品的取样、存储和处理，实验仪器的校准和验证，操作过程的标准化等。
还需要建立一套完善的数据记录和分析体系，对化验结果进行统计和分析。
在超临界机组水汽重要指标化验的过程中，有几个需要注意的地方。
要确保样品的取样是代表性的，避免因为取样不当导致化验结果的误差。
要确保实验仪器的准确性和可靠性，避免因为仪器的误差导致化验结果的偏差。
要建立一套严格的操作规程，确保每一步操作都符合标准和要求。
超临界机组水汽重要指标的化验和质量控制是确保机组安全运行和发电效率的重要手段。
只有通过科学准确的化验和严格的质量控制，才能保证机组水汽的质量达到要求，从而实现机组的高效运行。
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制摘要：主蒸压力大于18.3MP的直流炉机组由于饱和蒸汽对杂质携带系数迅速增大故采用全挥发处理，水汽品质要求很高。
对水汽品质准确监督化验是防止热力设备的结垢、腐蚀和积盐，避免锅炉爆管事故;防止过热器和汽轮机积盐的重要手段，对节能降耗有重要意义。
本文从超临界机组水质氢电导、铁离子、pH、硬度等重要指标化验方法入手，并围绕影响电厂水汽质量化验结果的因素进行分析，据此提出针对性的注意事项及质量控制举措，为超临界机组水汽品质化验工作提供帮助。
关键词：超临界机组;水汽质量;化验方法;注事意项;质量控制1 电厂水汽重要指标化验方法及注事意项1.1 氢电导测量及注事意项氢电导可灵敏反映水汽中阴离子总量，是监测凝结水、给水、蒸汽中有害阴离子的主要手段。
测量时避免水样与空气接触，一定按照仪器说明书操作，读数要标注温度。
超临界机组氢电导率小于0.2，其温度系数随温度和电导变化，因此要严格控制水样温度或选用非线性温度自动补偿的电导表测量。
1.2 铁离子对系统铁进行查定尤为重要，可反映出腐蚀产物的分布情况，了解其产生原因，从而针对问题采取措施，以减缓和消除水、汽系统中的腐蚀。
1.2.1 邻菲罗啉法测铁离子取样前先在玻璃瓶中加入1毫升盐酸使溶液中的铁全部转化为离子状态，50毫升式样倒入锥形瓶中，加入（1+1）盐酸，煮沸至稍小于25毫升，冷至30℃左右，再加入1毫升盐酸羟胺溶液，摇匀，静置5分钟后加入5毫升0.1%邻菲罗啉溶液，摇匀后在锥形瓶中加入一小块刚果红试纸，慢慢滴加氨水调节pH值至3.8～4.1，使刚果红试纸恰好由蓝变紫，然后加入5毫升HAC—NH4AC缓冲溶液，摇匀后移入原50毫升容量瓶中，用无铁水稀至刻度。
在分光光度计上用510纳米波长，以高纯水为参比测吸光度，算出浓度。
1.2.2 铁离子化验注事意项一是取样因素。
所取水样要有代表性、准确性，取样要严防污染。
取样前取样架要严格排污，水样要放15至30分钟，取样时水流要稳定。
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制超临界机组是一种新型的高效发电机组，其核心装置是超临界锅炉。
在超临界锅炉中，水蒸汽是发电的重要介质，其质量对发电效率和安全运行起着关键作用。
对超临界机组水汽的重要指标进行准确的化验和质量控制非常必要。
超临界机组水汽的重要指标主要包括：主蒸汽温度、主蒸汽压力、主蒸汽流量和水含量。
这些指标反映了锅炉内部水蒸汽的热力学性质和运行状态。
为了准确测量和化验这些指标，需要用到一些相关的化验方法和仪器设备。
针对主蒸汽温度和压力的测量，可以使用高精度的温度计和压力传感器进行实时测量。
这些传感器通常会安装在锅炉内部，通过仪表和电缆连接到控制室。
在化验过程中，可以不断监测和记录主蒸汽温度和压力的变化，以便及时发现和纠正异常情况。
对主蒸汽流量的化验需要使用流量计进行测量。
常用的流量计有差压流量计和热式流量计。
差压流量计利用蒸汽流过孔板或喷嘴时的差压来测量流量，热式流量计则利用热敏电阻或热电偶测量热量来推算流量。
这些流量计需要经过校准和调试，以确保其准确性和稳定性。
对水含量的化验需要使用水含量分析仪进行测量。
水含量分析仪通常是基于重量法或湿度法原理，通过测量水蒸汽中的水分含量来推算水含量。
这些分析仪需要经过校准和验证，以确保其测量结果的准确性和可靠性。
在质量控制方面，可以采取以下措施来保证超临界机组水汽的质量稳定和可靠：1.定期对仪器设备进行维护和保养，确保其工作状态正常和准确性；2.建立质量管理体系，包括水汽化验规程、质量控制标准和工作指导书等；3.严格执行化验操作规程，遵循操作步骤，减少人为误差；4.对化验数据进行分析和比对，及时发现和纠正异常情况；5.进行监督检查和内部审核，发现问题及时整改；6.加强人员培训，提高操作人员的化验技能和质量意识。
超临界机组水汽的重要指标化验法及质量控制对于发电效率和安全运行具有重要意义。
通过使用准确的仪器设备，严格执行化验方法和质量控制标准，可以保证水汽的质量稳定和可靠。
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制超临界机组是目前火力发电技术的主流，其具有高效、节能、环保等优点。
在超临界机组中，水汽指标是非常重要的性能指标之一，因为水汽对机组的稳定运行和发电效率有着非常重要的影响。
因此，在超临界机组中，水汽的指标化验法和质量控制非常重要。
一、水汽指标化验法超临界机组的水汽指标包括水分含量、总烷值、总氮、总硫和氧含量等。
水汽指标化验法的主要测试设备是水汽分析仪。
一般超临界机组的水汽指标化验法的流程如下：1. 样品准备：首先需要收集需要测试的水样，然后通过滤纸等装置将水样中的固体杂质去除。
2. 沸腾干燥法：将水样加热至沸点，持续加热至水完全蒸发，然后将样品放入氧气气氛下，试样中的有机物质被氧化成CO2和水，并计算出水分含量。
3. 碳氮硫元素分析法：将水样分解成无机酸后，用离子色谱仪测定碳、氮、硫等元素的含量。
4. 烷基化技术：将样品中的碳族化合物烷基化，然后用气相色谱仪进行分析，测定出总烷值和总氮含量。
5. 氧化还原技术：将样品加入具有特定氧化还原能力的试剂后，通过气相色谱仪测定氧含量。
二、水汽指标的质量控制1. 采样点的确定：采样点应该尽可能靠近超临界机组前后的关键设备，如减压器、分离器和蒸汽发生器等。
采样点数量应根据实际情况确定，必须保证采样点能覆盖整个超临界机组的水汽系统。
2. 采样时间的确定：在正常运行状态下，需要开展连续的水汽指标采样。
采样时间应在30分钟至120分钟之间，这样可以保证样品的代表性。
3. 采样频率的确定：采样频率需要根据水汽指标的变化情况确定。
当水汽系统状态发生变化时，采样频率应相应调整，以保证质量控制的有效性。
4. 实验室的质量控制：在进行水汽指标化验以前，需要针对水汽分析仪进行校准，确保样品测试结果的准确性。
此外，需要制定实验室的质量控制措施，比如校正、重复测试等，以保证化验数据的可靠性和准确性。
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制随着超临界机组在发电行业中的广泛应用，对其水汽重要指标的化验法及质量控制也越发重要。
本文将从超临界机组水汽重要指标的意义、化验方法以及质量控制方面进行介绍，希望能够为相关行业提供一些参考。
一、超临界机组水汽重要指标的意义1. 含水率的化验方法（1）干燥法。
将取样水汽经过干燥剂吸附后，通过称重计算含水率。
该方法操作简便，但对干燥剂要求高，且对环境湿度和温度的影响较大。
（2）滴定法。
通过加入一定量的滴定液，可以和水汽中的水发生化学反应，根据滴定液的用量来计算含水率。
该方法精确度高，但操作较为复杂。
超临界机组的水汽酸度主要由水汽中的酸性物质而来，一般可采用酸度计来进行检测。
酸度计能够准确快速地测量水汽的酸度，是目前使用较为广泛的一种方法。
电导率是水汽中离子传导的能力，通常使用电导率仪进行测量。
电导率仪能够通过测量水汽中的电导率来得出相关的数据，具有较高的精度和准确性。
以上介绍的是超临界机组水汽中含水率、酸度和电导率等重要指标的化验方法，这些方法各有利弊，具体选择应根据实际情况来确定。
1. 合理采样要合理采样。
好的水汽采样方式可以保证取得准确可靠的样品，保证后续化验过程的准确性。
2. 定期检测要进行定期检测。
定期检测可以及时发现水汽中的问题，及时进行处理，避免问题的扩大。
3. 建立完善的记录系统建立完善的记录系统也是水汽质量控制的关键。
通过记录下每一次的化验结果和操作过程，可以及时发现问题并加以解决。
4. 加强人员培训加强人员培训也是非常重要的。
只有操作人员具有专业知识和丰富经验，才能够保证水汽质量的稳定和可靠。
通过以上的质量控制措施，可以有效地保证超临界机组水汽重要指标的稳定性和可靠性。
随着超临界机组在发电行业的广泛应用，对其水汽重要指标的化验法及质量控制也越发重要。
了解和掌握这些指标的化验方法以及质量控制措施，是保障超临界机组稳定工作和发电效率的重要保证。
在实际操作中，应根据超临界机组的具体情况和要求，合理选择化验方法和质量控制措施，不断优化工艺流程，提高发电效率，保障超临界机组的可靠运行。
影响氢电导率测量准确度的因素及解决方法
影响氢电导率测量准确度的因素及解决方法1. 温度补偿系数的影响由于温度的变化影响水的电导率，同一个水样的电导率随着温度的升高而增大，为了用电导率比较水的纯度，需要用同一温度下的电导率进行比较，按国标规定，用25ºC时的电导率进行比较。
由于测量时水样的温度不总是25ºC，需要将不同温度下测量的电导率进行温度补偿，补偿到25ºC时的电导率值。
电导率温度补偿如下式：DD= X t样／［1+β(t-25)］(1-5)(25ºC)式中 DD(25ºC)——换算成25ºC时水样的电导率，μS/cm；X t样——tºC时测得水样的电导率值,μS/cm；β——温度补偿系数。
对于pH为5～9，电导率为30μS/cm～300μS/cm的天然水，β的近似值为0.02。
对于电导率大于10μS/cm的中性或碱性水溶液，其温度校正系数一般在0.017～0.024的范围内，因此取温度校正系数为0.02,一般可满足应用需要。
对于大型火力发机组水汽系统，给水、蒸汽和凝结水的氢电导率一般小于0.2μS/cm，接近纯水的电导率，此时温度校正系数是随温度和水的纯度（电导率）而变化的一个变量。
表1-5表示理论纯水电导率、温度系数与温度的关系，可见温度系数是随着温度的变化而发生变化的。
表1-5 理论纯水电导率、温度系数与温度的关系例如35ºC时测得水样的电导率为0.0911μS/cm,从表1-5查出温度系数为0.066,根据（1-5）式进行温度补偿，DD(25ºC)＝0.0911/［(1+0.066×10)］=0.055μS/cm；如果按一般的温度系数0.02进行温度补偿, DD(25ºC)＝0.0911/［(1+0.02×10)］=0.076μS/cm，由此产生的误差为：(0.076-0.055)/ 0.055=38%由此可见，如果将电导率表的温度补偿系数设定为0.02，对于给水、凝结水和蒸汽氢电导率的测量会产生较大的误差。
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制
超临界机组水汽重要指标化验法及质量控制超临界机组是一种新型的汽电联产机组，其工作流程中使用水汽作为传热介质。
水汽的质量对于机组的运行和效率至关重要，因此需要进行重要指标的化验并进行质量控制。
超临界机组水汽的重要指标包括：含汽量、质量流速、过热度、饱和度、湿度、酸度、碱度和总硬度等。
含汽量是指单位时间内通过设备的水汽质量，通常以千克/小时为单位。
质量流速表示水汽的流动速度，通常以千克/秒为单位。
过热度是指水汽的温度超过饱和温度的程度，可以通过控制加热器的加热功率来控制水汽的过热度。
饱和度是指水汽的温度等于或略高于饱和温度的程度，可以通过控制凝汽器中的冷却器来控制水汽的饱和度。
湿度是指水汽中水分子的含量，通常以相对湿度的百分比表示。
湿度的控制可以通过增加或减少水汽中的水分子来实现。
酸度和碱度是指水汽中酸性和碱性物质的含量，通常以pH值来表示。
酸度和碱度的控制可以通过添加酸性或碱性物质来实现。
总硬度是指水汽中溶解的钙和镁的含量，通常以mg/L来表示。
总硬度的控制可以通过水处理设备来实现。
1. 采样：从机组的主蒸汽管道或凝汽器的排气管道中取得水汽样品。
2. 样品处理：根据不同的指标要求，对样品进行处理。
对于含汽量的测定，可以通过重量差的方法将样品进行蒸发，并称量残留物的质量来计算含汽量。
3. 化验分析：使用适当的化学分析方法对样品中的各项指标进行测定。
对于pH值的测定，可以使用酸碱滴定法。
4. 质量控制：根据化验结果，对超临界机组的运行参数进行调整，以确保水汽的质量符合要求。
根据含汽量的测定结果，可以调整加热器的加热功率。
5. 记录及分析：将化验结果记录下来，并进行分析。
如果出现异常，及时采取措施进行修复。
通过以上步骤，可以对超临界机组的水汽重要指标进行化验，并进行质量控制。
这样可以确保机组的正常运行和高效工作。
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a超临界机组水汽氢电导率表在线检验及误差分析
作者：闫桃红
来源：《中国科技博览》2016年第12期
[摘要]氢电导率表是火力发电厂最普遍、最常用的在线水汽品质监督仪表。
但是，随着机组容量和参数的不断提高，对水汽品质的要求也越来越高，因此，对在线化学仪表的误差提出了更高的要求，氢电导率表测量中存在的一些影响测量结果准确性的问题也逐渐暴露出来。
本文通过现场仪表检验实例，分析了影响氢电导率测量准确性的因素和消除方法，并对氢电导率表的日常维护提出了具体措施和建议。
[关键词]氢电导率，在线检验，误差
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）12-0091-02
1 前言
火电厂水汽系统化学监督不准确，水汽品质恶化问题得不到及时发现，化学控制出现偏差，会导致发电机组水汽系统发生腐蚀、结垢和积盐，造成巨大的经济损失。
水汽系统化学监督依靠的最重要的化学仪表包括在线（氢）电导表、PH表、钠表和溶氧表，确保这四种在线化学仪表测量准确，并控制其测量值在合格范围内，基本上就可以有效防止热力设备的腐蚀、结垢和积盐问题。
为了防止火力发电厂热力系统中金属的腐蚀，电厂普遍采用给水加氨处理，机组正常运行时，水汽循环系统中氨含量大约在0.3～1mg/L，Cl-、SO42-、Na+等杂质含量基本上是μg/L级，由于μg/L级的杂质含量对电导率的贡献非常小，而mg/L级的氨的直接电导率很高，因此，给水加氨的波动完全掩盖了微小杂质离子对电导率的贡献，因此，检测直接电导率不能反映水汽中杂质成份的含量。
在被测水样经过氢型阳离子交换树脂后，阳离子被去除，水样中仅留下阴离子（如C1-，SO42-，PO43-，NO3|，HCO3-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，不在电导中反映，因此，测量氢电导率可直接反映水中杂质阴离子的总量[1]。
而且，相对于钠表，氢电导率表购买成本低、日常维护工作量小、使用可靠性高。
因此，氢电导率表是火力发电厂最普遍、最常用的在线水汽品质监督仪表。
2 影响在线氢电导率表测量准确性的因素
水汽系统在线氢电导率表常见的误差来源主要有：氢交换柱阳树脂性能和再生度，系统漏气和电极污染等在线干扰因素产生的误差，以及二次仪表的测量频率、电极常数、温度补偿（包括温度测量误差）等纯水因素产生的误差（参见图2-1）。
1）氢交换柱附加误差
氢交换柱附加误差主要由氢交换柱阳树脂性能和再生度引起，以及运行时交换柱树脂层中存在气泡。
比如，树脂裂纹和污染会引起树脂性能下降；静态浸泡的再生方式使树脂的再生度不高，再生液的纯度不高也引起树脂再生度不高，更换树脂时造成树脂层中有气泡。
2）温度测量误差
由于电极的温度测量传感器出现问题，导致温度测量误差较大，而现场的在线仪表示值都是将测量值自动补偿到25℃后的结果，温度测量偏差就会导致温度补偿不准确。
3）温度补偿附加误差
现在的电导率表针对不同的水质有不同的温度补偿系数，由于温度补偿系数设定不合适，导致温度补偿产生较大偏差。
4）二次表引用误差
这是由变送器的电子单元导致的测量误差，如测量频率不合适等。
5）电极常数误差
电导率电极的电极常数是由两个电极板的几何形状、相对距离、表面状态决定，厂家给定的电极常数是电极出厂前标定的数值，但是在使用过程中电极的表面状态会常常因为腐蚀、污染等发生一定的变化，从而导致测量结果出现偏差，这就需要对其进行在线标定，以消除电极常数变化导致的测量误差。
6）系统漏气产生的误差
由于管路系统不严密（如流量计、阀门、电极杯密封不严），导致空气中的CO2漏入测量系统，它们与水分子作用后会发生化学反应，导致氢电导率测量结果偏高。
3 实例分析
某厂#3机组660MW超临界直流炉水汽取样间配置了5块氢电导率表，电导率表均为Honeywell生产的UDA2182型电导率分析仪，其中再热蒸汽CC电极常数为0.01级，其余均为0.1级。
采用西安热工研究院研制生产的YHJ-V型移动式在线化学仪表检验装置这5块氢电导率表进行了在线检验，整机工作误差检验结果如表1。
所示，检验结果表明5块氢电导率表整机工作误差均超标。
由于5块氢电导率表整机工作误差均超标，于是对可能的误差原因进行了分步分析查找。
3.1 氢交换柱附加误差分析
对于氢电导率的测量，氢交换柱用阳离子交换树脂再生不彻底会造成测量结果偏低，而实际检验结果表明被检的5块氢电导率测量均偏低，因此，对这5块电导率表的氢交换柱附加误差进行了检验，检验结果如表3-2所示，检验结果表明5个氢交换柱附加误差均超过DL/T677-2009标准要求的±5%，这是造成整机测量结果偏低的主要原因。
3.2 二次仪表引用误差分析
凝结水泵出口和省煤器入口氢电导率值不大于0.3μS/cm，依据DL/T677-2009，二次仪表检验应采用模拟电路作为电导率标准输入信号，具体连接方式如图3-1所示，二次仪表引用误差检验结果如表3-3～3-4所示。
检验结果表明，凝结水泵出口和省煤器入口氢电导率表二次仪表引用误差均超过了DL/T677-2009标准要求的±0.25%，而且均偏低较多，因此，二次表引用误差是造成整机测量结果偏低的又一重要原因。
3.3 电极常数误差分析
电导率表电极在长时间使用过程中可能会造成电极常数的微小改变，因此，对省煤器入口氢电导率表的电极常数进行了纯水在线标定，标定后仪表测量误差较小，能满足水汽监测需要，具体结果见表3-5。
经过上述一系列误差来源查找及消除工作后，对#3机组水汽系统在线氢电导率表整机工作误差进行了复检，具体复检结果如表3-6所示，复检结果表明，5块氢电导率表的整机工作误差均符合DL/T677-2009标准要求的小于±1%。
4 氢电导率表的维护建议
根据仪表检验中发现的氢电导率表一般产生的原因，在日常维护中需要注意以下几点：
1）对氢交换柱阳离子交换树脂进行动态逆流再生，以提高树脂的再生度；
2）使用变色阳树脂，以便准确可靠的观察树脂的失效时间，及时更换树脂；
3）定期对二次仪表的引用误差进行检验；
4）检查管路系统的严密性，确保空气不漏入测量水样中；
5）将电极从流通池外套中取出，检查内外电极有无异物；
6）定期对电极常数进行纯水在线标定；
7）针对不同水质，选择正确的温度补偿方式；
8）投运水样恒温装置，尽量保持水样在25℃附近，水样恒温至25±2℃；
9）调整合适的水样流量，避免水样过大或过小。
10）如电极轻微污染，用试管刷蘸洗涤剂清洗他，如果电极严重污染，将点到电极的不绣钢部分浸泡于浓度为10g/L的稀盐酸溶液中1h左右，取出后用除盐水淋洗。
电极表面污染，对症采取稀盐酸或洗涤剂进行表面清洗。
5 结语
1）引起氢电导率测量误差的因素很多，但主要因素是氢交换柱阳树脂的再生度不够、二次仪表引用误差、电极常数误差等。
2）按照DL/T677-2009标准规定的方法对氢电导率表进行在线检验，可以快速检验在线氢电导率表的准确性，并查找出误差原因，使在线氢电导率表恢复准确测量，满足水汽化学监督的需要。
参考文献
[1] 曹杰玉.火力发电机组水汽系统氢电导率的测量[J].热力发电，2003，（11）.。