降低机组主蒸汽氢电导率偏高的措施

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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。

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。

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：２０２３０９０４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。

Ｅｍａｉｌ：３０８０７８２２２＠ｑｑｃｏｍ１０５０ＭＷ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０１４μｓ／ｃｍ但未超过规定限值０１５μｓ／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２１　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０１４μｓ／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０１５μｓ／ｃｍ。

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发表时间：2019-12-27T09:10:53.447Z 来源：《当代电力文化》2019年第17期作者：王华王露[导读] 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 makeup water 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。

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。

火力发电厂水汽氢导率超标常见原因及对策分析

火力发电厂水汽氢导率超标常见原因及对策分析作者：常海强来源：《科学与财富》2016年第18期摘要：关于火力发电厂中水汽氢导率超标的问题，由于会影响到整个机组的运行，因此需要进行研究与分析。

本次研究以火力发电厂水汽氢导率超标进行研究，在分析其超标常见原因的基础上提出针对性的解决措施，并结合实例进行实际分析，希望能够为一线工作提供参考。

关键词：火力发电厂；水汽氢导率超标；常见原因及对策0 引言水汽氢导率能够间接反映出水肿杂质阴离子的总量，是了解水汽品质的重要指标。

如果水汽氢导率出现上升的情况，这就说明在蒸汽中杂质的质量浓度上升[1]。

如果水汽中的氯离子的浓度较高，也就容易导致初凝水PH值下降引发对金属的酸性腐蚀。

特别是火电机组，其对水汽质量提出了更高的要求，针对其中水汽氢导率超标的原因进行分析具有现实意义。

1 火力发电厂水汽氢导率超标常见原因1.1凝汽器渗漏在以往的认识中，认为凝汽器渗透是导致水汽氢导率超标的主要原因也是常见原因，但是发现就算将机组的凝汽器更换为不锈钢管，仍然会出现水汽氢导率超标问题，这说明凝汽器渗透不是导致水汽氢导率超标的唯一原因。

1.2丙酮肟很多工厂在认识到联氨的问题之后，逐渐使用丙酮肟代替联氨，其主要是用于水的化学除氧剂。

但是，发现随着丙酮肟用量的增加，水汽氢导率指标也在随之增加，这是因为就算是很少量的丙酮肟在水汽系统的高温高压下，会产生低分子有机酸，再经过与阳离子的交换柱后，从而导致氢电导率上升。

但是，就算不加丙酮肟氢电导率的值都会超过0.3μS/cm，仍然超过控制标准，因此，添加丙酮肟会导致氢电导率上升，但不是主要原因。

1.3补给水有研究发现如果使用地表水作为水源的电厂会经常发生有机物污染补给水的情况[2]，其中原理在于有机物随补给水进入到锅炉中，经过一系列化学反应产生有机酸、无机酸，然后跟随蒸汽进入到汽轮机中，会腐蚀汽轮机隔板、轴和叶片。

补给水汇总的有机物在锅炉内会产生甲酸、乙酸，这是导致氢电导率超标的主要原因。

锅炉给水系统中电导率超标的原因及对策

锅炉给水系统中电导率超标的原因及对策【摘要】对锅炉给水电导率超高的原因进行分析，最后找出超高的原因并监护运行达一个月，监护运行工作取得圆满成功。

【关键词】锅炉给水；电导率；超高；泄漏；监护1.装置说明达州玖源化工有限公司是以普光气田的天然气为原料，从美国引进的二手合成氨和尿素设备，其中合成氨装置包括Farmland的转化系统和cytec的变换、CO2脱除、甲烷化、氨合成系统。

合成氨采用的是kellogg工艺，其生产能力是年产40万吨合成氨，从美国拆迁至达州市工业园区内重建，部分设备由国内配套。

尿素厂是Terra厂的年产45万吨尿素装置，采用Stamicarbon的CO2汽提法工艺。

公用工程采用国内配套新建，其中循环水规模为20246M3/H，脱盐水为新增加一套160吨/小时的超滤加反渗透的化水装置，并利用原有的阴阳离子交换树脂老装置，满足本工程的需要。

2.装置工艺流程简要说明合成氨装置由合成气制备、气体压缩及净化、氨合成及制冷、弛放气回收、蒸汽和供水等几部分组成。

按工艺流程顺序可分为天然气脱硫、一段转化、二段转化、变换、甲烷化、氨合成及冷冻分类、弛放气回收和氨的贮运等工段。

尿素装置由压缩、循环、蒸发、造粒、工艺冷凝液处理等工序组成。

按其生产流程可分为原料液氨和CO2的压缩、合成和汽提、循环、尿液蒸发与造粒、工艺冷凝液的处理等工段。

脱盐水采用的是超滤加反渗透加混床的工艺，老装置采用阴阳离子交换树脂的方法，空压站单独设置了一套空分装置，能力为200/550NM3/H的氧气和氮气，以满足开车需要，空压站还设置了两台仪表空气压缩机，为开车提供仪表空气。

3.锅炉给水系统简述本装置的锅炉给水流程为：从公用工程来的脱盐水由脱盐水泵（401-J）经变换器锅炉给水换热器（106-C）和脱碳贫液换热器加热到100℃，然后进入除氧器上部（101-U）加入0.35Mp.a的蒸汽进行热力除氧，并在除氧器内加入联氨进行化学除氧，除氧后的水经过锅炉给水泵（104-JA/B）加压送出，分别经过一段炉锅炉给水预热器（EC-104）、甲烷化锅炉给水预热器（114-C）及合成气锅炉给水预热器（123-C）加热，最后送入汽包，产生10.0Mp.a的高压蒸汽，经合成气压缩机（103-JT）、空气压缩机（101-JT）、冰机（105-JT）做功冷凝后、冷凝液回到脱盐水装置回收。

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。

电厂机组凝结水氢电导钠含量超标原因及处理

设备管理与维修2021翼1（上）电厂机组凝结水氢电导钠含量超标原因及处理游友荣（福建晋江天然气发电有限公司，福建晋江302251）摘要：分析晋江燃气电厂4#机组凝结水氢电导率、钠超标问题，排查可能引起水质超标的原因，确定本次凝结水水质异常的原因为凝汽器钛管出现泄漏。

以中海水做为循环水的电厂，因海水水质含盐量高，在凝汽器出现泄漏时凝结水氢电导率和钠含量出现异常。

正确分析凝结水氢电导率变化，对监督凝汽器是否泄漏有重要意义。

关键词：凝结水；氢电导；钠含量；原因分析；处理中图分类号：TM621.7文献标识码：B DOI ：10.16621/ki.issn1001-0599.2021.01.170引言晋江燃气电厂建有4套9FA 燃气轮机联合循环发电机组，安装了4台LC85/N125-13.00/3.30/0.420/1.20型抽凝式汽轮机。

与其配套的N-9500-3型凝汽器采用单壳体、双分流、表面式结构，主要部件有凝汽器加长段、凝汽器上部、凝汽器下部、前水室、后水室及凝结水聚集器等。

主凝结区安装8474根直径为28.575mm伊0.5mm 、长11238mm 的钛管，1012根直径为28.575mm伊0.7mm 、长11238mm 的钛管安装在空冷区及顶部圆周段，管子两端胀接在管板上，借助中间管板支撑。

4#机组在正常启机过程出现凝汽器钛管泄漏事件，直接影响了机组安全运行。

1凝汽器钛管泄漏的危害凝结水是锅炉给水的主要组成部分，其水质直接影响锅炉的水质。

锅炉补充水采用化学除盐工艺，基本上能保证水汽的质量，但是当凝汽器钛管泄漏后冷却水将进入凝结水中，会导致凝结水水质恶化，进而影响给水水质。

而且还会通过减温水带入盐分，影响蒸汽品质，使炉水含盐量升高，造成锅炉腐蚀。

如果冷却水为海拧开油过滤器，放尽各管路内的润滑油后，换上新油过滤器；打开加油口，加入新润滑油，使油位在油标刻度中线；拧紧加油口螺栓，检查有无渗漏现象。

在使用过程中如果发现润滑油的油位线太低，则应及时停机补充新润滑油。

水汽系统氢电导率异常分析及应对措施

水汽系统氢电导率异常分析及应对措施陈永光; 樊婷婷; 蒲东海; 陈世阳【期刊名称】《《电力安全技术》》【年(卷),期】2019(021)011【总页数】5页(P17-21)【关键词】水汽系统; 氢电导率; 凝汽器; 供热【作者】陈永光; 樊婷婷; 蒲东海; 陈世阳【作者单位】国电福州发电有限公司福建福州 350309【正文语种】中文【中图分类】TM611.20 引言某发电公司2×600 MW 机组采用超临界参数变压运行直流锅炉,锅炉型号为HG-1913/25.4-YM3。

汽轮机型号为N600-24.2/566/5660 机组型号为QFSN600-2。

锅炉补给水系统水源为该地区水库地表水,采用“预处理+碳滤器+阳床+除炭器+阴床+混床”除盐处理工艺。

该发电公司2台机组分别于2007 年7 月和10 月相继投产。

2009年7 月,该公司被确认为工业集中区集中供热唯一热源点,2010 年实现对外供热。

1 水汽氢电导率异常现象2017-04-10,该发电公司化学运行人员发现2 号机省煤器入口、主蒸汽氢电导率(cation conductivity,CC)上涨,并达到0.10 μS/cm 临界值,4 月12 日氢电导率达到0.15 μS/cm 并缓慢上升,5 月底氢电导率最高时涨至0.33 μS/cm,期间精处理出口氢电导率一直维持在0.06～0.07 μS/cm。

机组水汽系统氢电导率高低直接反映机组给水的品质优劣。

品质不良的给水易引起锅炉和汽轮机腐蚀、结垢和积盐,长此以往一方面会引起锅炉受热面大面积结垢、汽轮机通流部分积盐进而导致锅炉传热效率和汽轮机做功能力的下降,另一方面汽水品质处理不当很可能造成事故停炉和停机的危险。

机组正常运行时,氢电导率质量控制标准如表1 所示。

表1 氢电导率质量控制标准标准值期望值CC,μS/cm ≤0.10 ≤0.082 氢电导率上升原因分析2.1 监测表计分析将2 号机主蒸汽测点与精处理出口测点氢电导率电极对调,二者检测值与未对调时完全一致；同时为彻底排除电极的影响,给2 机主蒸汽测点更换了新电导率电极,检测值与未更换前一致,因此排除了监测表计的因素。

供热机组蒸汽氢电导率升高的原因及治理措施

摘要：通过对太原第一热电厂除盐水和１５号机组的蒸汽品质参数的检测分析，找到了机组蒸汽氢电导率升高的原因．
是锅炉补充水中有机物含量偏高；出了解决此问题的措施，提即增加反渗透膜处理设备。改造后检测结果表明：措施该是有效的。关键词ｉ热力发电厂；汽；电导率；渗透膜处理蒸氢反
中图分类号：Ｋ２．１Ｔ２３５
０引言
太原第一热电厂１５号机组为高温高压供热式背压机组锅炉为高压、热循环汽包炉，包是单段蒸再汽发，内设有切向导流式旋风分离器、叶窗式二次分百离元件以及均汽孔板等汽水分离装置。机组的热网
返回水为０，炉的补充水为１０的化学补给水。锅０％
１问题的提出
１５号机组在运行过程中发现其蒸汽的氢电导
率在０．８～０．４Ｊ／ｍ，严重超标。蒸汽的５３９５ＩＳｃ属，
３改造措施与结果
为了提高除盐水的品质，低除盐水中残余的降
ＴＯＣ，高１提５号机组的汽水质量，有对补给水处理只系统进行改造，原有的离子交换处理的基础上增在
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#2发电机氢气露点高的处理分析及预控措施

#2发电机氢气露点高的处理分析及预控措施【摘要】本文对氢冷发电机氢气湿度超标的原因、危害进行了分析，针对我公司#2发电机氢气露点升高处理过程对如何有效控制氢气露点提出了技术措施。

【关键词】氢气露点氢冷发电机氢气干燥器技术措施一、概述华能酒泉发电有限公司两台发电机为东方电机厂生产的QFSN－330－2－20B型汽轮发电机组，发电机定子线圈及引出线套管和瓷套端子、中性点母线采用去离子水冷却，发电机转子线圈、定子铁芯及其它部件采用氢气冷却。

发电机氢气除湿采用牡丹江市联合电力设备有限公司生产的XFG-1F吸附式氢气干燥器，其由两个干燥塔组成，塔内装填有干燥剂和加热元件，当其中一个干燥塔工作时，另一个则加热再生。

公司#2机组氢冷发电机自2018年07月12日启动后氢气露点温度持续上升，从最初-11.3℃最高上升至8℃，为了查明原因，解决问题，根据公司领导要求特组织技术人员积极进行攻关。

二、氢气露点过高的危害氢气是一种无色无臭气体，极微溶于水、乙醇、乙醚。

无毒无腐蚀性，极易燃烧，燃烧时发出青色火焰并发生爆鸣，燃烧温度可高达2000℃，氢氧混合燃烧火焰温度高达2100～2500℃，遇氟、氯等能引起猛烈反应。

相对密度0.0899；沸点-252.8℃；熔点-259.18℃；气压在-214℃为10个大气压；临界温度-239℃，临界压力1297KPa；自燃点400℃；爆炸极限为4.1%～74.2%，最大爆炸压力740KPa，产生最大爆炸压力浓度为32.3%，最小引燃能量0.019mJ。

根据DL/T651-1998《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》的规定，运行中发电机内的氢气湿度露点温度应在-25～0℃。

为防止发电机内电气绝缘因机内过于干燥而开裂，发电机内氢气湿度露点温度不应低于-25℃；但氢气湿度超标通常是指运行中发电机内的氢气湿度露点温度超过0℃。

三、氢气干燥器工作原理XFG-1F 氢气干燥器对氢气进行干燥处理的原理是利用活性氧化铝对水分子具有吸引力特性。

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。

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。

降低机组主蒸汽氢电导率偏高的措施

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320M W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。

当给水中二氧化碳增加,会加剧有机物的分解。

因此,冬季给水中有机物的含量增加是导致机组给水、顶出阀前和主蒸汽的氢电导率偏高的最原始因素。

3.2补给水中有机物含量的增高长江水经过混凝澄清、过滤和离子交换处理,不能完全除去源水中的有机物,由于这期间的生水中的有机物含量增加,因此间接导致补给水中有机物含量增加。

火电厂氢电导率异常原因分析及整改措施

火电厂氢电导率异常原因分析及整改措施张文耀;田文涛;刘江【摘要】针对内蒙古2个火电厂水汽氢电导率异常情况,通过离子色谱分析仪和总有机碳分析仪对汽水系统中的痕量阴离子及有机物进行检测,认为A电厂氢电导率异常是由于新投运了尖峰冷却系统,尖峰冷却系统内杂质进入汽水系统,导致汽水系统氢电导率升高;B电厂氢电导率超标是由于生水加热器泄漏,生水经由辅汽疏水管路进入凝汽器,导致凝结水氢电导率超标,同时提出了相应的整改措施.【期刊名称】《内蒙古电力技术》【年(卷),期】2017(035)006【总页数】4页(P81-83,88)【关键词】氢电导率;汽水系统;凝结水;离子色谱;总有机碳;水汽品质【作者】张文耀;田文涛;刘江【作者单位】内蒙古电力科学研究院,呼和浩特 010020;内蒙古电力科学研究院,呼和浩特 010020;内蒙古电力科学研究院,呼和浩特 010020【正文语种】中文【中图分类】TM621.8氢电导率主要用于表征水中阴离子的质量浓度，能够及时反映水汽品质的异常变化，作为热力系统水汽品质的一项重要指标，越来越受到重视。

引起氢电导率升高的成分，既可能是无机阴离子（如Cl-、SO42-、NO3-等），也可能是有机物分解产生的甲酸根、乙酸根等。

对汽水系统进行取样并通过离子色谱分析和总有机碳分析，可初步判断氢电导率异常原因，进而采取有效的措施及时进行整改。

内蒙古某A电厂2×350 MW燃煤直接空冷机组，配1176 t/h亚临界自然循环汽包炉。

锅炉补给水处理采用多介质过滤、活性炭过滤、超滤、反渗透预脱盐、一级除盐加混床的全除盐方式。

凝结水精处理系统设置2台粉末树脂覆盖过滤器。

2016年4月，2号机组停机检修，5月15日，启动并网，正常运行后汽水系统氢电导率超标，其中凝结水氢电导率最高达0.7 μS/cm，运行1个月后，凝结水氢电导率降至0.25 μS/cm左右，满足GB/T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》[1]的要求（小于0.3 μS/cm），但仍大于检修前正常运行期间汽水系统氢电导率（0.15 μS/cm）。

超临界600MW机组冲转时主蒸汽温度偏高的防治措施

超临界600MW机组冲转时主蒸汽温度偏高的防治措施摘要：电厂锅炉主蒸汽温度是电厂生产运行中的一个非常重要的监测和控制参数，过高或过低都会影响到机组的安全性和经济性，一般要求主蒸汽温度基本上维持在额定值(即给定值)附近。

主蒸汽温度的控制多年来一直是电厂过程控制中的一个难点，这主要是因为：首先，主蒸汽温度被控对象总是存在一定的迟延，而且机组容量越大迟延就越严重，常常使得反馈控制作用来不及进行调节；其次，主蒸汽温度被控对象的动态特性随着工况的变化会发生变化，即其数学模型在不同的工况下是不同的，这会导致参数固定不变的控制器在变工况情况下的实际控制效果恶化；另外，主蒸汽温度被控对象的动态特性是非线性的，也增加了控制的难度。

关键词：超临界600MW机组；冲转；主蒸汽温度偏高；防治措施1 机组概况江苏阚山发电有限公司一期扩建的2×600MW机组锅炉为DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉,配日本三菱技术制造超超临界、一次中间再热、单独、两缸两排汽凝气式汽轮机，型号，CCLN600-25/600/600(TC2F-48)。

锅炉主要设计参数见图1。

采用TI型布置、单炉膛、M-PM低氮燃烧器+偏置周界风+SOFA燃烧器系统、四墙切圆燃烧方式。

每只燃烧器配备出力为250kg/h的机械雾化点火油枪,前、后墙中层各燃烧器中心配有出力为4700kg/h的启动油枪;在三层燃烧器上方,前、后墙各布置了一层燃尽风口。

过热汽温主要通过调节燃料和给水配比并配合一、二级减温水调整,减温水来自省煤器出口的给水。

一级减温器设在低温过热器和屏式过热器之间,二级减温器设在屏式过热器和高温过热器之间,事故减温器设于低温再热器和高温再热器之间。

再热汽温主要通过置于尾部烟道的调温烟气挡板调节。

2 存在问题在机组调试期间,普遍存在汽轮机冲转时锅炉侧主蒸汽温度高、压力低的现象,与汽轮机要求的参数不匹配。

东方汽轮机厂最初要求汽轮机冲转主蒸汽参数为8.73MPa、370～400℃,后被迫将汽轮机冲转参数修改为5.5MPa、430℃,直接影响到机组冲转、空负荷和带初始负荷的安全经济运行。