蒸汽氢电导超标,汽轮机酸腐蚀的问题分析及解决方案
汽水氢电导率超标原因分析及处理
汽水氢电导率超标原因分析及处理摘要：机组汽水氢电导时有超标情况，威胁发电机组安全运行，通过检查药品质量、离子交换器运行情况、在线仪表的准确性和可靠性、可溶性气体和加药量的影响、除盐水箱等，找出氢电导超标的主要原因是补给水中有机物含量高造成，并进一步确认补给水TOC高是由于混床部分阀门不严密和除盐水箱内部有机物滋生造成，采取相应措施，清洗除盐水箱内部，使补给水TOC降至合格，汽水氢电导率也降至合格范围，避免了因有机物污染水质而影响汽水品质，保证了机组的安全运行。
关键词：氢电导率；超标；有机物；补给水1 概况某电厂总装机容量4×320MW，其中#1、2机组选用东方锅炉厂生产的DG1025/17.4-Ⅱ4型亚临界自然循环汽包炉，配备东方汽轮机厂生产的C300/235-16.7/0.343/537/537型亚临界中间再热两缸两排汽采暖抽汽凝汽式汽轮机。
#3、4机组选用东方锅炉厂生产的DG1025/18.2-Ⅱ4型亚临界自然循环汽包炉，配备东方汽轮机厂生产的N320-16.7/537/537/3型号的高中压合缸、一次中间再热双岗双排汽凝汽式汽轮机。
锅炉给水采取加氨和联氨处理，炉水采用加磷酸盐处理。
4台机组锅炉补给水均为除盐水箱供水，补给水处理采用弱阳床+强阳床+除碳风机+弱阴床+强阴床++混床的处理形式，化学补给水处理共有容积1500立方米的除盐水箱两个。
2 存在的问题近一年运行中，发现给水、蒸汽氢电导率（CC）不稳定，时有超标情况，严重时连续超标，具体见表1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。
降低机组主蒸汽氢电导率偏高的措施
降低机组主蒸汽氢电导率偏高的措施摘要:通过查阅原水水质历史数据,结合对补给水处理方式和给水处理方式的分析,找到导致机组冬季主蒸汽氢电导率偏高的原因,并针对原因采取措施,解决了机组主蒸汽冬季氢电导率偏高的问题,提高了水汽品质。
关键词:氢电导率主蒸汽水汽品质1 引言在火力发电机组中,超临界机组热负荷较高,对水汽品质要求严。
因为含有杂质的蒸汽进入汽轮机会造成固体微粒磨蚀,形成沉积物,引起汽轮机腐蚀,以至于严重影响汽轮机运行的经济性、可靠性和安全性。
为此需要严格监督水汽质量,特别是直接与汽轮机接触的主蒸汽的品质。
华能南京电厂有2台320MW超临界俄供供热机组,从2004年至2006年,每年冬季11月份至次年3月份期间机组顶出阀、主蒸汽样水的氢电导率常常较其他月份的数据偏高,影响了水汽品质的总体水平。
针对这一现象,通过分析原水水质,结合整个水处理和水汽流程查找氢电导率偏高的原因,并对症采取措施。
2 水汽流程介绍补给水处理流程:水处理流程如下:长江水→生水泵→污凝水冷却器→澄清器→澄清水箱→澄清水泵→机械过滤器→一级阳床(强酸型)→一级阴床(弱碱型)→脱碳器→中间水箱→中间水泵→二级阳床(强酸型)→二级阴床(强碱型)→混床。
混床出水进入除盐水箱,经除盐水泵打入补给水箱经补给水泵补入汽机凝器。
凝结水及给水处理流程:补给水→凝器→一级凝泵→凝结水精处理装置→＃1低加→二级凝泵→＃2、3、4低加→除氧器→＃6、7、8高加→省煤器→水冷壁→主蒸汽在汽轮机做功后→凝汽器。
3 原因分析3.1 原水有机物含量季节性偏高查阅电厂段长江水质历史全分析数据:随着的季节性变化,长江水质变化明显,其中有机物变化明显,11月份至次年3月份的平均耗氧量为8.62mg/L,其他月份耗氧量的平均值为7.6mg/L,说明这段时间的生水中有机物含量就偏高。
有机物进入机组的给水系统,在机组水冷壁和过热器里,在高温高压的介质环境中,给水中有机物分解,产生可导电的离子,导致了机组给水、顶出阀前和主蒸汽的氢电导率的上升。
１０５０ＭＷ超超临界燃煤发电机组主蒸汽氢电导偏高运行分析及处置
收稿日期：２０２３ ０９ ０４作者简介：姚喜亮（１９８７－），男，中级职称，研究方向为脱硫、除灰、除尘、化水、精处理等。
Ｅ ｍａｉｌ：３０８０７８２２２＠ｑｑ ｃｏｍ１０５０ＭＷ超超临界燃煤发电机组主蒸汽氢电导偏高运行分析及处置姚喜亮（国能神福（石狮）发电有限公司，福建石狮 ３６２７００）摘要 福建省某百万千瓦４号燃煤发电机组在运行过程中发现机组主蒸汽氢电导有轻微上升趋势，峰值到０ １４μｓ／ｃｍ但未超过规定限值０ １５μｓ／ｃｍ。
火力发电厂热力系统水汽中所含有的物质比较简单并相对稳定，在其他化学仪表使用可靠性低的情况下要重视氢导电率表的作用，当水汽中阴离子（如氯离子、硫酸根、乙酸根等）的含量发生变化时，氢电导率能迅速直接地反映出来，而这些阴离子也正是水汽监督的对象。
主蒸汽氢电导偏高说明蒸汽内携带了一定量的对水汽系统有害的阴离子，长期偏高会造成炉水ｐＨ降低、汽轮机低压缸部件腐蚀等一系列问题。
本文通过问题导向分析、主蒸汽阴离子普查及除盐水分段排除法最终解决了导致主蒸汽氢电导有上升的根本原因，对电力行业超超临界机组水汽质量监督管理具有一定的借鉴意义。
关键词 氢电导；有机物；除盐水；除碳器中图分类号：ＴＱ０２８ 文献标识码：ＡＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００７－６２４７．２０２４．０１．００８１ 福建省某百万千瓦４号燃煤发电机组水汽系统概况 在福建省某百万千瓦４号燃煤发电机组正常运行的情况下，给水采用加氨、加氧联合处理（即ＯＴ处理），机组启动初期、机组停运前４ｈ或在机组运行不稳定、水质异常且不能立即恢复的情况下，采用给水加氨处理（即ＡＶＴ（Ｏ）处理）。
机组设置一套汽水取样装置，包括高温取样架和仪表屏。
样水经高温取样架减压冷却后至仪表屏，仪表屏由低温仪表盘和手工取样架两部分组成，能实现连续在线监测和手工分析。
冷却水来自闭冷水。
水汽系统流程见图１。
中压缸凝汽器凝结水泵凝结水精处理装置轴封加热器低压加热器省煤器高压加热器给水泵除氧器水冷壁汽水分离器过热器高压缸低压缸再热器图１ 水汽系统流程２ 当前存在的问题及原因分析２ １ 问题现象描述２０２３年８月２９日，上述机组主蒸汽氢电导有轻微上升趋势，峰值到０ １４μｓ／ｃｍ，２０２３年８月３１日回降至正常值，主蒸汽氢电导偏高期间，未超过规定限值０ １５μｓ／ｃｍ。
汽轮机腐蚀的原因和防治措施
汽轮机腐蚀的原因和防治措施文章介绍了汽轮机腐蚀形成的原因，分析了水质好坏对腐蚀的生成有重大影响。
腐蚀的根本原因来自凝结水精处理系统，提出了几种提高精处理效果的措施，取得了较好的效果。
标签：汽轮机；腐蚀；水质；精处理引言在超临界热力系统中，传统的汽包锅炉已不能适应技术的要求，取而代之的是有着更为优越的性能的直流锅炉。
但是直流锅炉致命缺点是不能对汽水进行排污，所以对水质有着极高的要求，水质的好坏直接影响着锅炉和汽轮机的安全健康运行。
文章针对我厂大修过程中发现的汽轮机腐蚀现象进行分析，在凝结水精处理方面采取了积极的防治措施，使汽轮机的腐蚀问题得到了有效的解决。
1 汽轮机腐蚀的原因水质的好坏，是导致汽轮机腐蚀的直接也是最重要的因素，汽轮机腐蚀和积盐与蒸汽的质量密切相关，汽轮机的腐蚀类型有酸性腐蚀、点腐蚀、冲击损伤和水滴磨蚀。
1.1 高压缸腐蚀积盐积垢在汽轮机的高压部分，蒸汽没有发生相变，始终是干蒸汽。
高压缸部分在运行中通常不会引起腐蚀问题。
但是机组在停运期间，由于高压缸附着的盐和垢的吸潮性，将会发生电化学腐蚀，其腐蚀的严重程度与垢的成分有关。
如果凝结水精处理投运不正常，或给水含铁量较高，高压缸容易发生铁垢沉积。
1.2 中压缸腐蚀积盐积垢汽轮机中压缸主要发生硅垢和NaCl等盐类的沉积。
蒸汽中的含硅量较高时，往往在汽轮机的中压缸和低压缸都发生沉积。
蒸汽中的氯化钠主要有两个来源，一是来自外部系统的漏入，包括凝汽器管的泄漏，二是来自凝结水精处理本身的释放，包括使用了不合格的碱再生阴树脂，凝结水混床运行终点控制不当，凝结水精处理氨化运行而再生又未按氨化运行的剂量再生。
1.3 低压缸腐蚀汽轮机低压缸一般发生腐蚀现象比较多，发生积盐的现象比较少，主要是湿蒸汽能清洗盐垢。
当蒸汽刚出现凝结水时一般出现在倒数第2级到第4级不等。
如果蒸汽的质量不好，特别是含有无机阴离子时，往往对汽轮机叶片造成腐蚀。
由于蒸汽中的各种盐类和无机酸等的汽、水分配系数都非常低，通常都在10-4数量级以下，汽轮机的初凝水不再是一般意义的凝结水，而是盐水。
蒸汽氢电导超标,汽轮机酸腐蚀的问题分析及解决方案
蒸汽氢电导超标、汽轮机酸腐蚀的问题分析及解决方案大唐保定热电厂李亚静摘要：通过对大唐保定热电厂两台机组蒸汽氢电导长期超标及其低压缸部位酸性腐蚀问题的查定分析，找出了蒸汽氢电导超标产生的原因是由于水汽样品中乙酸根含量偏高，锅炉补给水中有机物含量高所造成的。
为此，提出了去除补给水中有机物和防止阳树脂被过量氧化剂氧化的解决方案，结合不同工艺对两种滤料去除水中有机物的效果进行了现场试验研究。
关键词：氢电导率低分子有机酸树脂分解酸性腐蚀活性炭1引言锅炉蒸汽氢电导率是衡量热力系统水汽品质的重要指标，它可消除给水加氨处理时对电导率测量的影响，综合反映水汽质量的优劣；尤其当水汽系统阴离子含量异常时，通过氢电导率的测量能够准确反映锅炉水汽系统阴离子杂质含量的变化。
蒸汽氢电导上升，预示着蒸汽样品中杂质含量增加，杂质若在锅炉高热负荷区域析出成垢，便可引发垢下腐蚀；此外，当水汽中酸根离子，尤其是氯离子或某些低分子有机酸根含量较高时，由于碱化剂－氨的分配系数远高于酸根离子，在汽轮机低压缸初凝区，氨主要分配于汽相，初凝水中氨含量较低，无法起到调节pH的作用，将导致初凝水pH降低，引发金属基体的酸性腐蚀。
同时，在汽轮机蒸汽初凝区，由于蒸汽带水，水滴对叶片等部位的冲刷作用，更加快了腐蚀过程。
由于产生机理相同，汽轮机低压缸部位的酸性腐蚀通常与氢电导率升高现象结伴出现。
本文针对大唐保定热电厂两台机组蒸汽氢电导率超标并发生汽轮机低压缸酸性腐蚀现象，对机组水汽系统进行了全面的查定分析，找到了蒸汽氢电导超标的原因，并通过试验确定了解决方案。
2 问题分析2.1存在问题大唐保定热电厂#8、#9锅炉为由东方锅炉股份有限公司引进美国福斯特－惠勒公司技术生产的国内首台DG450/9.81-1型循环流化床锅炉，配备上海汽轮机有限公司设计开发的新型高压100MW等级系列CC100-8.83/1.98/0.196型双抽汽凝汽式汽轮机。
锅炉给水加氨调pH值，辅以联氨除氧，炉水采用磷酸盐处理。
燃气-蒸汽联合循环机组低压蒸汽氢电导率超标原因分析与处理
燃气-蒸汽联合循环机组低压蒸汽氢电导率超标原因分析与处理摘要：某电厂燃气-蒸汽联合循环机组的调试运行中，低压过热蒸汽的氢电导率超过了设计标准，通过排查分析，找出超标原因，并加以解决。
关键词：燃气-蒸汽联合循环；氢电导率；低压蒸汽；原因分析引言燃气－蒸汽联合循环机组通常需要根据调度要求启停，机组在频繁启停时，蒸汽氢电导都会比较高，特别是低压蒸汽经常会超标。
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]。
必须降低蒸汽氢电导并尽快合格，缩短机组启动时间。
一、机组概况全厂共2个Block，每个Block包括2台西门子F级燃气轮机（SGT5-4000F），2台余热锅炉以及1台汽轮机。
共配置4台BHI余热锅炉。
为三压再热、自然循环、卧式布置，单汽包。
低压系统设计取样2个，分别为低压炉水和低压过热蒸汽，低压过热蒸汽取样位于过热器出口集箱，低压主电动门前。
二、问题简述项目block10自整套启动以来，低压过热蒸汽氢电导一直偏高，对各种可能的因素进行了分析排查处理，最终达到合格。
三、分析排查（一）事件经过1月14日block10整套启动，24日在水汽系统干净后逐步投运氢电导表。
1月24日至29日HRSG11/12间断运行。
1月28日HRSG11锅炉运行,各蒸汽的硅、铁参数均小于15ppb，凝结水和低压炉水的氢电导明显低于低压蒸汽，整个系统的汽水品质处于一个较好的水平，唯独低压蒸汽氢导无法降至0.5us/cm以下，低压汽包溶氧在线表计投入后，溶氧参数小于1ppb。
1月30日至2月7日，由于试验APS，HRSG11和HRSG12每日交替间断运行3~10小时，期间通过调整加氨量维持低压汽包给水PH在9.1~9.6区间运行，主蒸汽氢电导最低能降至0.3us/cm左右，中压饱和最低0.2us/cm左右，低压过热最低降至0.5us/cm左右不再下降。
2月7月，HRSG11启动后连续运行，至8日，高压及再热氢电导降至0.3us/cm以下，低压过热和饱和蒸汽氢电导为0.5/0.4us/cm左右，11点调整氨水浓度，连续加药，至16:30各系统PH维持在9.6以上，停运加氨泵。
联合循环余热锅炉主汽氢电导率超标原因分析
质中阴离子杂质质量浓度的变化，是衡量汽水 品质的重要指标。氢电导率上升，预示着蒸汽 中杂质浓度的增加，杂质若在锅炉高热负荷区 域内析出成垢，会引起垢下腐蚀。当主汽中的 酸根离子尤其是氯离子或某些有机酸根离子的 质量浓度较高时，由于氨的分配系数远高于酸 根离子，在汽机低压缸初凝区，氨主要分配于 汽相，初凝水中的氨质量浓度较低而无法起到 调节PH值的作用，这将导致初凝水PH值降 低，继而引发金属的酸性腐蚀。同时，在汽机 蒸汽的初凝区，由于蒸汽中的水滴对叶片等部 位的冲刷作用更加快了腐蚀的过程。
2.氢电导率超标原因分析 根据电厂反映的情况，我们要求电厂在低 压省煤器进口、低压汽包、低压饱和蒸汽、低 压过热蒸汽四处分别取样，并将样水送至某电 科院进行分析，检测结果列于表1。
表1 1号炉氢电导率数据
项目
1号炉 低压省煤器
1号炉 低压炉水
燃机负荷
低压汽包 排氧门开度
低压汽包 顶部压力
低压汽包 进水温度
通常，影响氢电导率的因素有以下几种： (1) 介质中阴离子(如cr, so?-)质
量浓度高； (2) 介质中总有机碳(TOC)的影响； (3) 介质中可溶性气体二氧化碳的影响。
针对第一个影响因素，我们可以从图1看 出阴离子质量浓度与氢电导率的关系。在锅炉 的低压系统中，无中间补水等接口，所有水侧、 汽侧的杂质阴离子应不会发生变化，所以从汽 侧氢电导率异常升高看，氢电导率偏高并非由 杂质阴离子质量浓度造成。因此，第一个影响 因素可以排除。
由于扩大式省煤器的使用，低压省煤器出口可 能会出现汽化现象。从表1运行数据可以看出， 低压省煤器出口的水温和低压汽包的饱和温度 基本一致，当低压省煤器中压力较高的介质通 过调节阀进入低压汽包后，压力的降低导致介 质汽化，低压汽包汽侧空间聚集大量C02不能 及时排除，进而导致大量co2进入低压饱和蒸 汽和低压过热蒸汽，致使氢电导率增大。实际 上，我们在设计扩大式省煤器时，已经考虑到 这种情况的发生，采取了相应的措施，如图3 所示。
300MW机组水汽氢导电度超标的治理
300MW机组水汽氢导电度超标的治理摘要以某热电厂300MW机组水汽氢导电度超标现象为研究对象，分析了热电厂水蒸汽系统中氢传导超导的原因，确定了水蒸汽系统漏入水汽的原因，造成了二氧化碳溶解在凝结水中。
这导致锅炉给水中氢气的电导率过高，最终导致饱和蒸汽和过热氢气的电导率超标。
根据原因分析结果，通过采取一系列相应的措施处理将水汽品质处理至合格为止。
关键词：氢电导率; 脱气氢电导率; 空气泄漏引言氢气电导率能敏感地反应火力发电系统水蒸气品质,是火力发电厂水蒸气品质检测的关键参数。
当储氢材料的电导率超标后,设备将容易遭受锈蚀、结垢处理、积盐和损伤。
如果氢的电导率指标高于世界平均值,则可能由于在线化学仪器不正确、采样管道的污染、离子交换的树脂损坏,或某些仪器的正负离子浓度差略大等。
它能够快速研究并探讨有关氢气电导率提高的问题,可以直接分析和研究氢电导率提高的原因，目标可以快速有效地解决水蒸气质量恶化的问题本文以辽宁华电铁岭发电有限公司一期为4台300MW汽包炉机组，始建于1991年，机组化验站凝结水、给水、过热均采用的是成都三可的氢电导表。
在运行过程中，凝结水、给水、过热氢导电度经常不合格，合格率只有50%左右，也影响了全厂水汽合格率。
针对此问题，我们化学QC小组拟进行深入的研究，查找超标原因，并希望通过针对性的治理，使凝结水、给水、过热氢导电度合格率提升到98%以上。
一、汽水系统氢电导率异常情况概述此次汽水系统氢电导率异常情况从2022年10月11日起，电厂开始调节４号机组外层的天然气供应，增加供水量（70/左右。
当14:00供水时，蒸汽氢的电导率开始上升，出现了氢电导率异常的情况。
给水、冷凝水、饱和蒸汽、过热蒸汽和过热蒸汽氢的电导率最低0.16，事故的发生严重威胁机组的安全运行。
10月11日07时00分，４号机组停止对外供汽。
10月13日08时，氢水供应和电导率达标。
供水量从10月10日14时20分开始增加，导致氢气管道和电导率增加，超标。
汽轮机组EH油酸值超标原因分析及对策
汽轮机组 EH油酸值超标原因分析及对策摘要:机械设备80%的安全隐患是由于润滑、磨损等故障造成的，这些问题是导致大型装置失效的一个重要原因。
机组油液是贯穿于整个机械设备的“血液”，并且始终贯穿于整个设备运行的全生命周期，它在各种机械设备中都起着了密封、润滑、降压、冷却、清洗、减振和抗蚀防腐的重要作用，其中蕴藏着丰富的来自机器运动摩擦副表面的信息。
关键词：EH油；酸值超标；水分引言在火电厂当中的汽轮机运行的过程中，其由于内部较为的复杂，就会导致在实际的运行过程中，会出现各种故障问题，因此就需要对其开展针对性的处理，以此保障系统的稳定运行，创造出更多的经济效益和经济效益，不会由于故障问题对整个发电工作造成严重的影响。
1、概况EH油通常称为燃料，是一种看起来透明和均匀的纯耐火磷酸盐液体；新石油呈淡黄色，无沉积物，挥发性低，耐磨性强，热氧化稳定；燃烧点高，可以在火灾后迅速熄灭，可以减少火灾，具有良好的热稳定性，广泛应用于汽轮机组的电液控制系统中。
EH油系统是蒸汽轮组非常重要的安全防护系统。
该股的稳定和可靠运作对该股的安全运作非常重要。
如果发生故障，会直接影响机组的运行状况，甚至可能导致计划外停车和重大设备事故。
汽轮机控制系统采用数字液力调节系统(DEH)，液压调节系统控制机油每个进汽控制阀都有一组执行机构来控制其开关。
EH群油系统由上海公路水利控制技术公司设计制造，使用的介质是美国AKZO公司生产的合成磷酸盐型燃料强度，该系统的正常油压值为13.5~14.5MPa，正常油温值为37~60℃2020年3月，n3机组的油值首次超过酸值，由于n3机组的油值，全年不得不停止5次，直接影响了机组的长期运行。
2、EH油酸值超原因分析2.1局部过热EH油系统工作在汽轮机上，伴随着高温高压蒸汽，部分管路或元件处于高温环境，温度增加使EH油氧化速度加快，氧化会使抗燃油酸度增加，颜色变深。
现场油管道布置紧贴汽缸本体，这不仅使油管自身散热不良，而且要吸收大量来自汽缸、调门的辐射热量，加之该机组前轴封漏汽量大、汽缸本体泄漏，泄漏的高温蒸汽对EH油管进行传热（油管测温数据见表2），导致EH油局部严重超温，酸值加速恶化。
关于锅炉蒸汽电导超标原因的分析及解决措施
关于锅炉蒸汽电导超标原因的分析及解决措施摘要：锅炉蒸汽电导是衡量锅炉蒸汽品质的重要指标，它能够准确反映出锅炉蒸汽中离子含量的变化，锅炉蒸汽电导越来越受到生产单位的重视，本文对锅炉运行中可能出现的蒸汽电导超标的问题进行了分析，并提出了相应的对策，以保证合格的锅炉蒸汽品质。
关键词：锅炉蒸汽电导；蒸汽电导超标原因分析；解决措施前言：作为一种能源转换装置，锅炉在现代工业中扮演着十分重要的角色，它通过吸热生产蒸汽，为工业生产提供了动力及热源。
而蒸汽的电导是一个可以全面反应蒸汽质量的关键指标，可以精确地反应出蒸汽中的离子和杂质的浓度，蒸汽电导越高，说明蒸汽对热力设备的侵蚀和破坏作用也就越大。
蒸汽电导上升时，预示着蒸汽中杂质含量增加，杂质就会在锅炉的各个过热器中析出成垢，便可引发垢下腐蚀或影响换热而发生过热爆管，同时蒸汽进入汽轮机后也会造成汽轮机叶片结垢，影响锅炉和汽轮机的安全运行。
1锅炉蒸汽电导超标原因分析1.1锅炉给水电导对蒸汽电导的影响如果锅炉给水的电导不合格，说明给水中的离子及杂质含量就高，蒸汽电导就不会合格。
一方面：由于因蒸汽带水，使炉水中的盐带入蒸汽，当含盐量超过一定数值时，蒸汽带水量会明显增加，使蒸汽电导更高；另一方面：锅炉给水作为减温水直接进入减温器与蒸汽混合，减温水中含盐量及杂质全部进入蒸汽中，从而影响了蒸汽电导。
1.2锅炉给水中总有机碳对蒸汽电导的影响总有机碳是一种能够全面地反应出水汽中有机物含量的指标，能够体现出水中有机物的总量，能够直观地反应出水体被有机物污染的程度。
由于给水在进入汽包前温度不是太高，在这之前水中总有机物质可能不会分解，但进入汽包后在锅炉装置高温、高压的作用下，有机物质就会逐步分解，生成甲酸、乙酸、二氧化碳等物质进入蒸汽，从而使蒸汽电导升高。
1.3锅炉加药及排污对蒸汽电导的影响锅炉加药过量时会导致锅炉给水和炉水的电导升高，就会导致蒸汽中的含盐量升高，这时如果排污量不够就会使炉水和蒸汽中的离子含量都升高，最后就会导致过热蒸汽电导升高。
供热机组蒸汽氢电导率超标的原因分析
供热机组蒸汽氢电导率超标的原因分析摘要：通过对水汽系统各水质指标进行检测分析，发现补给水中有机物含量过高是导致供热机组蒸汽氢电导率超标的原因，建议严格控制供热机组补给水中的TOC含量。
研究不同补给水处理工艺对TOC的去除效果，表明反渗透对TOC的去除效果最好，且前置除碳器的阴床对TOC的去除率高于未设除碳器的系统，为化学水处理系统的优化设计提供了参考和建议。
关键词：供热机组，氢电导率，TOC，水处理工艺Whe Cause Analysis on Abnormal Hydrogen Conductivity of Heat Supply UnitWANG HUA1，WANGLU2East China Electric Power Design Institute Co.,Ltd.,Shanghai,200063Abstract：Based on the analysis of the steam and water quality, high content organic matter in makeup water is considered to result in the hydrogen conductivity of heat supply unit over standard. So the limit of TOC content in heat supply unit makeupwater should be more rigorous. Studying on the removal effect of TOC by different water treatment technologies，which indicates that TOC removal effect by RO is the best, and the anion exchange bed with degasifier ahead is better than that without degasifier. This paper provides reference and suggestion for water treatment optimizing design .Key words：heat supply unit; hydrogen conductivity; TOC; water treatment technology1 概况为满足厂址周边不断增长的供热需求，望亭电厂近年来分别对两台300MW亚临界燃煤机组（#11、#14机）和两台660MW超超临界燃煤机组（#3、#4机）实施了供热改造，并同步建设了供热一期化水车间和供热二期化水车间。
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。
关于锅炉汽水品质电导超标原因分析及解决方案
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关于锅 炉 汽水 品质 电导超标原 因分析及解决方案
闫俊 峰 ， 李 国凤 ， 马 靖
（ 内蒙古伊泰煤 制油有限责任公司 ， 内蒙 古 鄂 尔 多斯
摘
０ １ ７ ０ ０ ０ ）
要 ： 简要 分析 对 比锅 炉给 水 电导超 标 而其 余 水质 指标 均合 格 的 原 因 ， 得 出准确 结 论 ， 并提 供 相
降低 炉水 中酸性 物质 含 量 ， 是 解 决 酸 性 腐 蚀 的 最 根本 方法 ， 这 就要 求 明确 炉 内杂质 的来源 。 通 常 水 汽系 统 中 的杂 质来 源不 外 乎 两种 ： 补给 水带 入 或换 热系 统泄 漏［ １ ］ 。补 给 水质 不 合格将 使 原水 中的杂质 进 入锅 炉 ， 包括 各种 离子 、 有 机物 、 二 氧化硅等 ； 换热 系统接 触 的冷却 介 质 通 常 含 有大 量 杂质 ， 若 发 生 泄 漏 ， 冷却 介 质进入 锅 炉水 汽 系统 ， 也 将 导 致 锅 炉 水 质 的大 幅下 降 。 由以上 两种来 源引起 的炉 水杂质 增加 ， 各 自处 理 方 法 不 尽 相 同 。 所以， 必 须 首 先 确 定 水 汽 中 ３ ． １ 当选择 声源 为 套管 气进 行测试 ， 当 套 压 值 低 于 ０ ． ５ ０ ＭＰ ａ时 ， 测 出液 面 波不 明 显或 无 液 面 波 ； 选 择 声 源为 气 瓶 进 行测 试 ， 当套 压值 低 于 ０ ． ２ ０ ＭＰ ａ时 ， 测 出液 面波不 明 显或无 液 面波 。贝中作业 区平均套 压 ０ ． ５ ０ ＭＰ ａ， 所 以测 试 时建 议 声 源类 型都 选 择气瓶
过程 。
内蒙 古 伊 泰 煤 制 油 有 限 责 任 公 司 煤 制 油 项 目位 于 准格 尔旗 薛 家湾 镇 大路 开 发 园 区 ， 是 我 国 煤 炭 间 接 液 化 完 全 自主 技 术 产 业 化 的 第 一 条 生 产 线 ， 一 期 １ ６万 ｔ煤 基 合 成 油 项 目 于 ２ ０ ０ ６年 ５月 开 工 建 设 ， ２ ０ ０ ９年 ３月 ２ Ｏ日合 成 装 置 试 车 出 油 ， 公 司 配 套 ２台 液 面测 试设 置参 数 主要 有 四项 ： 液 面灵 敏度 、 接 箍 灵敏 度 、 击 发 门 限 与 声 源 类 型 。液 面 灵 敏 度 、 接 箍 灵 敏度 、 击发 门 限分 别有 １ ～ ７个 选 项 ， 声 源 类 型 有
汽轮机叶片腐蚀水蚀原因分析及防范措施
汽轮机叶片腐蚀水蚀原因分析及防范措施摘要：叶片是汽轮机的关键部件。
在高温、高压、高速的条件下，它们承受着巨大的离心力、蒸汽力和蒸汽激振力。
蒸汽质量差会导致叶片的通流面积减小和叶片表面的损伤。
汽轮机叶片腐蚀水蚀对机组热经济性和安全可靠性的影响不容忽视，如不及时发现叶片腐蚀和水蚀损坏，并采取有针对性的处理措施，将使损坏加剧甚至叶片断裂，造成机组强烈的不平衡振动或整个汽轮发电机组损坏。
因此，研究汽轮机叶片腐蚀和水蚀的原因及预防措施，对保证汽轮发电机的安全经济运行，防止事故的发生具有重要意义。
关键词：汽轮机叶片腐蚀；水蚀原因；防范措施引言本文以额定出力为110MW的某海外火电项目为例，针对汽轮机大修中发现的高压叶片腐蚀现象和低压转子末级动叶片水蚀现象，通过收集、统计运行数据，分析其产生的原因和机理。
1机组概况1.1汽轮机技术规范型号：N110-8.83型额定功率（THA工况）：110MW额定蒸汽参数：（1）主汽门前蒸汽压力：8.83MPa；（2）主汽门前蒸汽温度：535℃；（3）背压：8.2kPa主蒸汽流量：414.05t/h给水温度（THA工况）：229.2℃额定转速：3000r/min；回热抽汽级数：共7级非调整抽汽，2级高加，1级除氧，4级低加。
1.2汽轮机结构形式高温、高压、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。
通流级数共26级，其中高压缸1调节级+15压力级，低压缸2×5压力级。
2叶片损伤概况机组于2016年7月启动，2016年11月投产，2018年6月汽轮机揭大盖检修。
揭缸后，发现高压缸静叶、动叶腐蚀严重，低压转子正、反第五级动叶进汽边、出汽边存在严重的水蚀现象。
3高压叶片腐蚀原因分析3.1高压缸通流部分材料调查本机组高压隔板、静叶片、动叶片材料如表1、2所示。
研究显示，金属材料Cr的含量超过12%，则该金属材料具有良好的耐腐蚀性。
表1、2显示高压隔板、静叶片、动叶片材料Cr的含量均低于12%，属于抗腐蚀性能较差的材料，易在有氧化剂和活性离子的环境中发生腐蚀现象，即高压通流部分材料自身的属性决定了当外在条件满足时，腐蚀现象必然发生。
低负荷时过热蒸汽氢电导率不合格
低负荷时过热蒸汽氢电导率不合格标题：深度探讨：低负荷时过热蒸汽氢电导率不合格一、引言低负荷时过热蒸汽氢电导率的不合格，是一个在工业生产中极为重要的问题。
这不仅关乎生产运行的安全和稳定，同时也影响着设备的维护和使用寿命。
在本文中，我们将深入探讨这一问题，并探索其中的原因和可能的解决方法，以期给读者带来全面的理解和启发。
二、问题阐述1. 低负荷状态下过热蒸汽氢电导率不合格的现象在低负荷状态下，过热蒸汽的氢电导率常常出现不合格的情况，这可能会导致设备的异常运行和损坏，甚至会对生产过程造成严重影响。
2. 问题可能带来的后果低负荷时过热蒸汽氢电导率不合格可能导致设备性能下降，甚至出现安全隐患。
这也会增加设备的维护成本和能源消耗。
三、问题分析1. 影响过热蒸汽氢电导率的因素过热蒸汽氢电导率受多种因素影响，包括水质、压力、温度等。
在低负荷状态下，这些因素可能发生变化，从而导致氢电导率不合格。
2. 低负荷状态对过热蒸汽的影响在低负荷状态下，设备运行参数发生改变，可能会导致过热蒸汽的性质出现变化，从而影响氢电导率。
3. 解决方法探讨针对低负荷时过热蒸汽氢电导率不合格的问题，我们可以从水质处理、设备调整等方面着手，以期找到解决之道。
四、解决方法1. 水质处理针对低负荷状态下蒸汽水质的特点，可以采取一些特殊的水质处理方法，以保证蒸汽的氢电导率处于合格范围内。
2. 设备调整在设备运行参数发生改变时，需要及时调整设备，以适应低负荷状态下的运行要求，保证蒸汽的性质和性能。
五、个人观点低负荷时过热蒸汽氢电导率不合格是一个值得深入研究的问题。
在解决这一问题的过程中，我们需要结合工程实践和理论研究，以期找到更好的解决方法和技术手段。
六、总结与回顾低负荷状态下过热蒸汽氢电导率不合格，是一个需要引起重视的问题。
我们需要从多个方面入手，理解其中的影响因素和原理，寻找解决方法，并不断优化和改进。
在本文中，我们深入探讨了低负荷时过热蒸汽氢电导率不合格的问题，从问题阐述、分析、解决方法到个人观点，希望读者能对这一问题有一个全面、深刻和灵活的理解。
机组凝结水氢电导率超标原因分析与排查
机组凝结水氢电导率超标原因分析与排查结合机组凝结水氢电导率超标原因分析，介绍河南某电厂机组凝结水氢电导率超标后的处理案例，总结经验，制定对策，以供参考。
标签：凝结水氢电导率超标原因不锈钢管泄漏射水抽气器一、概述河南省南阳市某电厂两台125MW机组，投产于上世纪九十年代末期。
生产用水取自龙王沟、冢岗庙水库、水质类似。
来水预处理后经一级除盐加混床进入除盐水箱，由除盐水泵补入凝结器内。
GB12145-2008标准规定：125MW机组汽水质量：凝结水DDH≤0.3μS/cm，YD≤1.0μmo l/L。
实际运行中，凝结水YD控制在0，一旦有YD，由运行人员加锯末堵漏，当≥1.5μmol/L，停凝结器半边查漏堵管，确保汽水合格率。
该电厂#1，2机组凝结器型号：N-7100-6，型式：单壳体对分双流程表面式，冷却水管12076根。
原设计管材为HSn70-1-As，2008年，因铜管耐腐蚀性差，泄漏频繁，#1，2机组先后在当年6、10月份更换为有缝TP304螺纹管。
2008年11月-2014年1月，#1，2机组凝结水DDH、YD大部分时间能够保持在合格范围内，自2014年1月以来时有超标，部分时段达水质异常三级处理值，对机组的安全运行构成隐患。
该电厂技术人员根据现场设备性能，系统设置，科学分析，排查处理，控制了凝结水氢电导率的合格率。
二、机组凝结水氢电导率超标原因分析1.除盐水电导超标：除盐水箱密封球层高度不足，隔离空气效果不佳；运行监督操作不当等导致除盐水超标。
2.原水有机物含量升高：水库水位下降，水质浓缩，有机物含量升高。
现有的水处理系统对有机物的去除能力有限，带有大量有机物的除盐水被补入凝汽器、进入锅炉后发生高温分解产生低分子有机酸，导致水汽氢导异常升高。
3.循环水漏入凝结器汽侧，导致凝结水电导超标。
3.1凝结器冷却水管泄漏，导致循环水进入凝结器汽侧；冷却水管疲劳断裂；冷却水管受热冲击产生裂纹或断裂；低加振动或汽轮机低压缸末级叶片断裂，损伤冷却水管；冷却水管腐蚀产生泄漏；冷却水压超限，冷却水管损坏产生泄漏；冷却水管管板胀口泄漏都会导致电导超标。
火力发电厂汽轮机腐蚀原因分析与处理
火力发电厂汽轮机腐蚀原因分析与处理摘要：汽轮机是火力发电厂的主要设备之一，是机组安全运行的重要保证，汽轮机在运行中会出现腐蚀和积盐而影响机组的安全和经济运行，因此查明汽轮机腐蚀的主要原因、产生腐蚀物质的来源及防止腐蚀发生的措施，是电厂化学工作的重要内容之一。
以下通过对腐蚀产物成分、除盐水水质、水处理使用树脂的检测，查找汽轮机腐蚀原因并提出防范措施。
关键词：火力发电厂；汽轮机；腐蚀原因；分析与处理前言在超临界热力系统中,直流锅炉逐渐取代了传统的汽包锅炉,以更优越的性能适应了目前的技术要求.但是直流锅炉运行的过程中,对汽水排污工作不能很好的进行,因此对使用的水质要求比较高,而水质的好坏对整个汽轮机和锅炉的健康安全运行有很大的影响。
1 FAC机理及影响因素FAC是碳钢管内的保护性氧化膜被水流或湿蒸汽破坏的情况下才发生的一种腐蚀过程。
FAC分为2个过程：一是腐蚀过程，另一个是流动动力过程（物理过程）。
腐蚀过程是引起FAC的基本过程，而流体动力过程则加快了FAC的发生。
碳钢管壁上附着的磁性氧化铁是FeO和Fe2O3混合物，FeO中的铁是二价的铁离子，FAC对其十分敏感。
在不考虑流动所产生的影响的情况下。
其中过程包括以下2个化学反应Fe+2H2OFe2++2OH-+H2Fe(OH)2+H2（1）3Fe2++4H2O=Fe3O4+6H++H2（2）过程②为式（1）中释放的亚铁离子融入水中的过程。
过程③为式（2）中生成的Fe3O4逐渐沉积在金属表面形成覆盖层的过程。
虽然Fe3O4在金属表面形成氧化膜阻碍了铁的进一步氧化，但Fe3O4本身是多孔疏松且微溶于软化的、中性或稍微碱性（pH在7.0～9.2之间）的水中，且化学反应过程中所产生的H2会使其变得更加疏松，不能很好地隔断水与金属铁的直接接触。
当流体在静止状态时，液固界面处被溶解物质的浓度较高，化学腐蚀的速率也很低，在一定时间内甚至可达到平衡。
由于流动的存在，过程④不但使流体中的被溶解物质（如二价铁离子）的浓度不断地被稀释，当流速大到一定程度时，金属表面疏松的覆盖层可能被冲蚀，使更多的金属直接暴露在水中，化学反应的平衡被打破，向着金属被“水解”的方向快速推进，越来越多的金属离子溶入水中，管壁逐渐变薄，当金属管壁变薄到一定程度时就将导致管壁的突然爆裂。
火力发电厂汽轮机腐蚀原因分析与处理 武兴龙
火力发电厂汽轮机腐蚀原因分析与处理武兴龙摘要：精处理设备的正常运行是保证水汽品质的关键手段，其经济效益表现在水系统腐蚀速率降低，蒸汽中杂质离子浓度降低，可减轻汽轮机通流部位的腐蚀，提高蒸汽做功效率和机组负荷率，节省机组煤耗，延长机组主体设备的使用寿命，降低设备检修维护费用。
随着国内机组容量越来越大，更加需要重视化学监督指标的微量变化，加强化学监督管理及相关人员技术培训，方能有力保证机组安全经济运行。
关键词：火力发电厂；汽轮机；腐蚀原因；处理在超临界热力系统中，传统的汽包锅炉已不能适应技术的要求，取而代之的是有着更为优越的性能的直流锅炉。
但是直流锅炉致命缺点是不能对汽水进行排污，所以对水质有着极高的要求，水质的好坏直接影响着锅炉和汽轮机的安全健康运行。
文章针对我厂大修过程中发现的汽轮机腐蚀现象进行分析，在凝结水精处理方面采取了积极的防治措施，使汽轮机的腐蚀问题得到了有效的解决。
1汽轮机系统停运后的腐蚀机理1.1汽轮机本体停运后的腐蚀机理汽轮机停运后，系统疏水不畅、凝汽器汽侧积水等现象是不可避免的。
随着本体金属温度逐渐下降，这些漏入的蒸汽和潮湿气体会在汽轮机本体金属上凝结，形成水膜。
潮湿气体或水膜能够溶解沉积在通流部分的钠盐，使其导电性大幅度提高。
钠盐溶液的出现加剧了金属的腐蚀程度。
1.2汽轮机系统停运后的腐蚀危害首先，停用时金属温度低，其腐蚀产物大都是疏松状态的Fe2O3，它们容易被水流带走，当锅炉二次运行时，就会转到炉水中，使炉水含铁量增大而加剧炉管中沉积物的形成。
其次，停用时的腐蚀产物即Fe2O3在运行时能起去极化作用，这也是促使金属继续遭到腐蚀的因素，其电化学过程如下：阴极过程：Fe2O3+2e+H2O→2FeO+2OH-阳极过程：Fe→Fe2++2e因此，运行过程中生成的腐蚀产物是亚铁化合物（FeO），它在锅炉下次停用时又会被氧化成高铁化合物（Fe2O3），这些腐蚀进程就会反复进行下去。
汽轮机停用期间腐蚀的危害极大。
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蒸汽氢电导超标、汽轮机酸腐蚀的问题分析及解决方案大唐保定热电厂李亚静摘要：通过对大唐保定热电厂两台机组蒸汽氢电导长期超标及其低压缸部位酸性腐蚀问题的查定分析，找出了蒸汽氢电导超标产生的原因是由于水汽样品中乙酸根含量偏高，锅炉补给水中有机物含量高所造成的。
为此，提出了去除补给水中有机物和防止阳树脂被过量氧化剂氧化的解决方案，结合不同工艺对两种滤料去除水中有机物的效果进行了现场试验研究。
关键词：氢电导率低分子有机酸树脂分解酸性腐蚀活性炭1引言锅炉蒸汽氢电导率是衡量热力系统水汽品质的重要指标，它可消除给水加氨处理时对电导率测量的影响，综合反映水汽质量的优劣；尤其当水汽系统阴离子含量异常时，通过氢电导率的测量能够准确反映锅炉水汽系统阴离子杂质含量的变化。
蒸汽氢电导上升，预示着蒸汽样品中杂质含量增加，杂质若在锅炉高热负荷区域析出成垢，便可引发垢下腐蚀；此外，当水汽中酸根离子，尤其是氯离子或某些低分子有机酸根含量较高时，由于碱化剂－氨的分配系数远高于酸根离子，在汽轮机低压缸初凝区，氨主要分配于汽相，初凝水中氨含量较低，无法起到调节pH的作用，将导致初凝水pH降低，引发金属基体的酸性腐蚀。
同时，在汽轮机蒸汽初凝区，由于蒸汽带水，水滴对叶片等部位的冲刷作用，更加快了腐蚀过程。
由于产生机理相同，汽轮机低压缸部位的酸性腐蚀通常与氢电导率升高现象结伴出现。
本文针对大唐保定热电厂两台机组蒸汽氢电导率超标并发生汽轮机低压缸酸性腐蚀现象，对机组水汽系统进行了全面的查定分析，找到了蒸汽氢电导超标的原因，并通过试验确定了解决方案。
2 问题分析2.1存在问题大唐保定热电厂#8、#9锅炉为由东方锅炉股份有限公司引进美国福斯特－惠勒公司技术生产的国内首台DG450/9.81-1型循环流化床锅炉，配备上海汽轮机有限公司设计开发的新型高压100MW等级系列CC100-8.83/1.98/0.196型双抽汽凝汽式汽轮机。
锅炉给水加氨调pH值，辅以联氨除氧，炉水采用磷酸盐处理。
补给水二级除盐，原水为保定市城市管网供地表水，预处理以亚硫酸钠除余氯并通过高效纤维球过滤器除浊。
两台机组分别于2002年、2003年投产发电。
投产后不久，发现水、汽氢电导率超标（>0.3μS/cm），最高曾达到0.9μS/cm，平均为0.53μS/cm。
此问题长期未能得到解决。
在2004年4月机组投产后的第一次大修中，揭缸检查发现汽轮机低压缸最末二级叶片边缘出现锯齿状水冲刷性酸腐蚀。
2.2原因分析大唐保定热电厂#8、#9机组在投产初期，由于运行不稳定，在频繁启停过程中，蒸汽带水量偏高，加大了对低压缸的冲刷作用；另外，从汽机低压缸已发生酸性腐蚀的事实，怀疑机组水汽中存在过量酸性物质，造成水汽品质下降、金属腐蚀，同时表现为氢电导超标。
当机组正常运行时，炉水中杂质含量较低；但机组存在泄漏，或补给水品质下降，或有水处理树脂进入锅炉时，炉水中的杂质含量将急剧升高，使蒸汽中相应的离子携带量增加，造成蒸汽氢电导率超标；随着蒸汽在汽轮机内做功，温度及压力逐级降低，蒸汽中溶解杂质逐渐达到饱和而析出，杂质若以盐型析出，则发生结垢；若以酸型析出，便形成腐蚀，保定电厂#8、#9机组出现的问题属于后者。
2.3查定思路降低炉水中酸性物质含量，是解决酸性腐蚀的最根本方法，这就要求明确炉内杂质的来源。
通常水汽系统中的杂质来源不外乎两种：补给水带入或换热系统泄漏[1]。
补给水质不合格将使原水中的杂质进入锅炉，包括各种离子、有机物、二氧化硅等；换热系统接触的冷却介质通常含有大量杂质，若发生泄漏，冷却介质进入锅炉水汽系统，也将导致锅炉水质的大幅下降。
由以上两种来源引起的炉水杂质增加，各自处理方法不尽相同。
所以，必须首先确定水汽中的杂质来源，才能制定相应的解决方案。
2.4水质查定大唐保定热电厂#1~#7机组补给水水源与#8、#9机组不同，前者为#1除盐送出的除盐水，水源为地下水；后者为#2除盐送出的除盐水，水源为地表水。
两套除盐系统独立运行，补给水系统由联络管连通。
表1为2006年10月25日联络门关闭后对#4机组和#8、#9机组水汽品质阴离子色谱分析与氢电导率测试结果。
表2和表3为联络门开启后#1除盐送出的除盐水供#8机组补水，#2除盐送出的除盐水供#9机组补水情况下水汽品质阴离子色谱分析与氢电导率及TOC值测试结果。
表1. 水汽品质阴离子色谱分析与氢电导率测试结果注：表中“/”表示未检测到；空白为未检测；以下相同。
表2. #8机组水源置换后水汽品质阴离子色谱分析与氢电导率测试结果表3. 蒸汽氢电导率与TOC值注：“#1除盐水”指以地下水为水源的除盐系统送出除盐水,“#2除盐水”指以地表水为水源的除盐系统送出除盐水；2.5结果分析a. TOC较高是导致氢电导率超标的直接原因由表中可知，#8机组补水转换后蒸汽氢电导率转为合格，这样可排除凝汽器泄漏的可能。
对比#4、#8、#9机组给水、饱和蒸汽品质，其无机阴离子含量差别不大，但补水为#2除盐水的#8、#9锅炉水、汽中乙酸根含量远高于以#1除盐水为补水的#4机组及以#1除盐水为补水时的#8机组，且对应水样的TOC含量也明显偏高。
由此确定：造成#8、#9机组蒸汽氢电导率超标及汽轮机初凝区的酸腐蚀的原因与水汽介质中的TOC含量有关，主要超标物质为乙酸根。
b.地表水是除盐水中有机物的重要来源#1除盐水与#2除盐水电导率接近，但TOC测定差异明显，除盐水中TOC含量高意味着有机物含量高。
查阅水厂供水水质分析记录，地表水中COD Mn年均含量为1.2mg/L，现场实测离子交换器进水TOC 为1886μg/L，远高于地下水TOC159μg/L的有机物水平，而#2除盐中未设针对有机物的去除工序，由此判断，城市管网供地表水可能是除盐水中有机物的主要来源。
c.余氯含量高给树脂氧化造成可能现场亚硫酸钠除余氯装置运行不稳定，有时阳床入口余氯含量达到0.25mg/L，存在阳树脂被余氯破坏而降解溶出有机物的可能，通过采用气/质联用的方法对阳床进、出水中分子量低于650的有机物种类进行测定，结果显示：阳床出水中超过一半的有机物为具有芳香环结构的邻苯二甲酸二丁酯（DBP），它们主要来自原水；另有少部分为树脂交联剂二乙烯苯长链受到破坏的分解产物，其丰度占总有机物含量的10％左右；管网供水中饱和烃总含量小于5%，由此推断，阳树脂受余氯氧化降解是有机物的另一来源。
由以上结果分析可知，#8、#9机组蒸汽氢电导超标及汽轮机酸腐蚀的根本原因在于：城市管网供地表水中携带的部分有机物和阳树脂受余氯氧化降解产物在随除盐水进入炉内，受热分解为低分子有机酸[2]，并随蒸汽遍布锅炉水汽系统，造成蒸汽氢电导率升高及汽轮机酸腐蚀。
因此，只有降低除盐水中的残余有机物，才能使问题得到解决。
3 补给水去除有机物及游离氯的试验研究由于地下水资源开采的限制，大唐保定热电厂不能以改变#8、#9补给水水源的途径解决氢电导超标及腐蚀问题。
因此从现有实际情况出发，提高补给水水质，一方面应设法降低进入除盐设备的有机物含量，另一方面应避免阳树脂受到余氯的氧化破坏。
由气/质联用仪分析可知，水中绝大多数有机物为含苯环的疏水性有机物，分子量适中（小于1000），对这类有机物的处理方法首选物理吸附法[3]。
这里选用在电厂水处理系统中应用最为广泛活性炭及近年来国内开发的丙烯酸系大孔强碱Ⅰ型有机物吸附树脂D730，对现场城市管网供水进行有机物吸附中试试验。
通过初步试验，其结果显示活性炭吸附有机物的效果优于D730树脂。
另外，由于活性炭能与水中余氯发生化学反应，可以起到除去余氯的作用，故选用活性炭进行不同工况下去除水中有机物的试验。
3.1活性炭去除有机物试验研究用直径380mm，长2000mm的交换柱5根，分别装入活性炭、阳树脂、阴树脂、阴阳混脂；活性炭选用吸附效果较优的椰壳活性炭，进行如下试验。
3.1.1活性炭去除有机物效果试验活性炭装填高度为2200mm（两根柱串联使用），树脂装填高度1100mm。
以原水→活性炭过滤器→阳床→阴床→混床方式运行3个除盐周期，控制流速10m/h，分别监测各柱出水COD Mn及TOC的变化；出水水质见图1,图2。
图1 原水经活性炭及离子交换器后出水COD Mn 图2 原水经活性炭及离子交换器后出水TOC图中所示数据为3个运行周期的平均值，原水TOC 含量为1.459m g/L ，活性炭过滤器出水TOC 含量达到0.248m g/L ，由此得出活性炭对水中有机物的截留率约为83％；阳床出水有机物较过滤器出水略有升高，为树脂降解溶出少量有机物造成；水中部分有机物为阴树脂所吸附，阴床出水TOC 含量0.05mg/L ，混床出水TOC 含量0.047mg/L ，较未经活性碳过滤器时除盐水TOC （0.406mg/L ）降低了88%，表明活性炭去除有机物的效果是比较理想的。
3.1.2活性炭不同流速下去除有机物试验研究在活性炭填充高度1100mm 条件下，以原水→活性炭过滤器→阳床→阴床→混床方式，调节流速7m/h ，监测出水COD Mn ，及TOC ，如图3。
从图中看出，低流速对于活性炭吸附有机物较为有利。
在7m/h 流速下的有机物去除率较10m/h 时提高17％，较20m/h 时提高37％，因此使用活性炭过滤器去除水中有机物时，其运行流速越低，吸附效果越好，但鉴于制水的经济性，选取8～10m/h 流速运行较为合理。
3.1.3活性炭装填高度对有机物去除效果的影响试验研究以原水通过活性碳过滤器，调节流速10m/h ，从不同填充高度取样监测出水TOC 的变化。
结果见图4。
由图4中活性炭不同高度出水TOC 的变化趋势可以看出，此时活性炭对水中有机物的吸附主要发生在上层，而并非随高度均匀下降。
因此，活性炭过滤器中填料高度并非越高越好，由于目前水处理活性炭经验吸附容量大约为200mg(COD Mn )/g(活性炭)[4],填料过高时，很长时间（数月以上）内有机物的吸附主要发生在上层，下部的填料无法发挥吸附作用，却成为微生物生长的温床，形成有机物的又一来源。
并且运行中压实的填料会造成过滤器反洗困难，给现场运行和维护造成诸多不便。
从图4中试验结果来看，对于现场水质，设计活性炭滤床高度为1800mm ～2000mm 比较合理，此时有机物去除率大于80%。
3.2活性炭去除游离氯的试验在酸性或中性条件下，余氯主要以次氯酸形式存在，活性炭可将其还原为氯离子，反应式为：Cl 2 ＋ H 2O → HOCl ＋ HCl HOCl ＋ C → CO ＋ HCl或 2HOCl ＋ C → CO 2 ＋ 2HCl将余氯含量平均在0.56mg/L 左右的原水经填料高度1100mm 的活性炭过滤器，运行流速10m/h ，连续监测48小时，过滤器出水余氯几乎为零，由此断定活性炭去除余氯的效果是良好的。