脱气氢电导率在电厂水汽品质异常诊断中的应用

王 浩

（中国大唐集团科学技术研究院有限公司华中电力试验研究院，河南 郑州 450000）

0 引言

氢电导率是水样连续地流过氢型强酸阳离子交换树脂后测得的电导率，可直接反映杂质阴离子的综合含量［1］。对于火力发电机组而言，氢电导率是水汽品质监

督的一项重要指标，GB／T 12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》 对给水、蒸汽、凝结水等水汽氢电导率的运行控制标准值进行了规定［2］。然而，当水汽系统中存在一定量的CO2时，将会引起氢电导率值升高，此时氢电导率反映的是杂质阴离子和CO2溶解产物的总含量，运行人员无法分辨氢电导率升高是危害较大的杂质污染物 （如引起的，还是相对无害的杂质（如CO2）含量升高引起的［3］，影响实际水汽品质的评估。而脱气氢电导率（DGCC）利用物理化学方法将水样中的CO2、H2CO3、等干扰因素去除，可真正反映杂质阴离子的实际含量，为水汽品质的正确评估提供依据。由于脱气氢电导率与氢电导率之间存在差异，可反映相关系统设备运行状况，因此脱气氢电导率可用于部分水汽品质异常问题的诊断。

1 脱气氢电导率测量原理

脱气氢电导率是水样先经过氢型强酸阳离子交换柱，再通过脱气装置除去水样中的CO2后测得的电导率［4］，其测量原理如图1 所示。

目前采用的脱气方法有以下3 种［5-7］：1）沸腾法，包括加热沸腾法和真空沸腾法，采用加热或者减压的方法去除溶解的CO2；2） 气体吹扫法，将N2或者He 通过喷嘴逆向喷入水样中，达到脱气效果，脱气原理是亨利定理；3）膜脱气法，其原理为半透膜组件（如聚砜膜气体交换器）对气体具有选择透过性从而去除CO2，应用时结合真空脱气法提升脱气效果，当样品从膜内流过时，膜外由真空泵产生真空区间，使CO2气体能顺利透过膜而进入真空区排去，而水分子不能透过膜，经膜内通道随出水管流出。

图1 脱气氢电导率的测量原理

2 脱气氢电导率的优势

根据脱气氢电导率的测量原理可知，脱气氢电导率去除了CO2相关因素（CO2、H2CO3、对氢电导率的影响，脱气过程对水样中的杂质阴离子没有去除作用［4］，可真实反映有害杂质阴离子含量的高低，对于监督水汽品质具有更实际的意义。

对于燃气-蒸汽联合循环机组而言，氢电导率的“虚高” 影响机组启动进程和水汽品质监测的可靠性。脱气氢电导率监测技术应用于该类型机组，冷态启动阶段蒸汽指标达到启动要求的边界条件所需时间会大幅度缩短，可加快余热锅炉的启动进程，同时燃气轮机在低负荷（低效率）下运转的等待时间也会随之缩短，可降低启动成本，增加经济效益［8］。此外，脱气氢电导率能更加灵敏、真实地反映机组调峰运行、频繁启停等运行方式带来的水汽品质波动，有助于有效控制余热锅炉的腐蚀结垢风险［9］。

脱气氢电导率对直接空冷机组的汽水品质监督具有重要意义，特别对于空冷岛面积大、真空严密性较差的直接空冷机组，凝结水溶解CO2较多，氢电导率受影响较大，监测水样的脱气氢电导率可避免CO2干扰导致的对水质恶化的误判，对指导机组正常运行、减小锅炉排污、加快机组启动速度具有显著的现实意义［10］。

3 脱气氢电导率在水汽品质异常诊断中的应用

脱气氢电导率可真实反映有害杂质阴离子含量，氢电导率与脱气氢电导率的差值可反映出CO2溶入量或者含量的高低。通常，机组正常运行时，水汽氢电导率与脱气氢电导率的数值无明显差异。结合电导率、氢电导率、脱气氢电导率3 个指标，能够更加准确地评价水汽品质状况，分析水汽品质异常原因。采用Digox 602 dac 型除气电导率分析仪，对下列几种水汽品质异常问题进行分析诊断。

3.1 凝结水负压系统漏入空气

凝结水负压系统包括凝汽器真空负压系统和凝汽器热井水平面至凝结水泵的管路。如果负压系统存在漏点而吸入空气，由于CO2的溶解会使凝结水氢电导率上升，但脱气氢电导率则不会发生明显变化。由于凝汽器抽真空系统本身具有除氧作用，真空负压系统漏空气不一定会造成凝结水溶解氧浓度超标，但凝汽器热井水平面至凝结水泵的管路如果漏入空气，凝结水溶解氧浓度通常升高较明显且易超标。

某330 MW 机组凝结水在线氢电导率表的示值短期内升高至约0.24 μS／cm，并随负荷变化在0.20～0.25 μS／cm 之间波动，在线化学仪表检验装置确认该在线仪表测试准确。查阅历史数据，该机组凝结水氢电导率均低于0.15 μS／cm，溶解氧质量浓度低于16 μg／L。经不同时段检测（如表1 所示），凝结水脱气氢电导率无明显变化，均低于0.15 μS／cm，且明显低于氢电导率，溶解氧浓度在控制上限值左右波动，这说明凝结水中含有CO2气体，溶解氧浓度有所升高，而腐蚀性阴离子含量正常。由此推断，凝结水负压系统存在泄漏而吸入空气，其中的CO2与碱性凝结水接触生成，导致氢电导率升高，由于泄漏点较小，溶解氧浓度未升高至连续性超标。经排查，凝结水泵入口滤网法兰处存在漏点，紧固后凝结水氢电导率和溶解氧浓度恢复至正常水平。

3.2 水冷凝汽器泄漏

凝结水氢电导率是反映凝汽器是否泄漏的一项重要指标，尤其对于蒸汽采用直流冷却、敞开式循环水冷却方式的机组，凝汽器泄漏会引起凝结水氢电导率明显升高甚至超标，同时脱气氢电导率会以相同趋势随之波动，与凝结水负压系统漏入空气有所不同。基于两种情况的差异，借助脱气氢电导率可区分两种原因。

表1 某330 MW 机组凝结水水质数据

某600 MW 机组冷却方式为敞开式循环冷却，运行时凝结水在线氢电导率表的示值3 h 内由0.12 μS／cm 升高至0.51 μS／cm 左右，已超标，但给水、蒸汽合格。通过初步排查，确认在线氢电导率表准确，且无不合格疏水排至凝汽器。经检测（如表2所示），凝结水溶解氧质量浓度不超标，但氢电导率和脱气氢电导率均超标，且相差较明显。根据以上数据可确定循环冷却水漏入凝结水系统导致氢电导率升高；由于循环水中含有，故凝结水脱气氢电导率稍低于氢电导率；漏入蒸汽侧的循环水所含溶解氧在凝汽器真空负压环境下被除去，故凝结水溶解氧浓度无明显变化。对凝汽器投加锯末堵漏后，凝结水水质恢复正常。之后，利用机组停机机会进行了查漏，发现多根凝汽器管存在腐蚀穿孔问题，证实了上述结论。

表2 某600 MW 机组凝结水水质数据

在排查凝结水水质异常期间，同时对给水、过热蒸汽、凝结水进行了离子色谱分析，数据如表3 所示。由表3 可知，凝结水硬度和Na+质量浓度均超标，其常见阳离子（Na+、Ca2+、Mg2+）和腐蚀性阴离子（Cl-、的质量浓度均高于蒸汽，表明凝结水受到了其他水体污染，与脱气氢电导率结论一致。相对于离子色谱分析，采用脱气氢电导率诊断更加便捷。

表3 离子色谱分析结果

3.3 取样管路不严密吸入空气

某300 MW 汽包炉给水在线氢电导率表的示值在短期内升高至约0.28 μS／cm，且呈继续上升趋势，更换氢离子交换柱内的树脂后无改善。经检测（如表4 所示），给水手工取样口水样的氢电导率和溶解氧浓度均远低于控制上限值，且脱气氢电导率与氢电导率相近，说明实际给水水质正常；给水在线氢电导率表流通池入口水样的氢电导率和溶解氧质量浓度均超标，但脱气氢电导率合格，说明水样中有CO2溶入。据此可推断，氢电导率升高是由取样管道不严密吸入空气所致。经检查发现，在线氢电导率表离子交换柱前的浮子流量计不严密，间断性出现小气泡，更换浮子流量计后，在线表的示值恢复正常。

表4 某300 MW 汽包炉给水水质数据

3.4 热网加热器泄漏

某供热机组1、2 号热网加热器在供热期投入运行10 天后，热网疏水氢电导率约为0.54 μS／cm，超出GB／T 12145—2016 对回收至除氧器的热网疏水的水质要求。经检测（如表5 所示），热网疏水的氢电导率、脱气氢电导率均超标，二者差值较大，表明热网加热器存在泄漏，且可排除取样管路不严密吸入空气导致水质超标的可能。由于该机组回收到除氧器的热网疏水仅占总给水量的15%～20%，所以暂未导致给水水质和蒸汽品质超标。通过交替关闭两台热网加热器的疏水取样阀进行排查，确定1 号热网加热器存在泄漏，将该热网加热器退出运行后，经查漏、堵漏后，热网疏水氢电导率降至0.122 μS／cm，恢复正常。

表5 某供热机组热网加热器泄漏相关水质 μS／cm

3.5 发电机内冷水系统漏入CO2

目前火力发电机组的内冷水普遍采用碱性处理法，当内冷水系统有CO2漏入时会引起内冷水电导率升高、pH 偏低、小混床使用周期短等系列问题［11-12］。内冷水系统CO2一般有以下几个来源：1）作为内冷水补水的除盐水携带CO2，通常除盐水箱密封效果差时，除盐水中CO2浓度高会导致内冷水水质异常；2）内冷水系统泵和阀门有空气漏入；3）内冷水箱未采取密封方式运行，直接与空气接触的部位也未加装CO2呼吸器；4） 发电机H2置换过程中残留在H2中的CO2随H2漏入内冷水系统［13］，发电机正常运行时，会存在极少量H2微渗到内冷水中的正常情况［14］，但不会明显影响内冷水水质，如果存在异常漏入，则对内冷水水质影响较大。

某660 MW 机组内冷水系统采用旁路离子交换加碱碱化处理方式，多次出现小混床失效、内冷水pH 突降情况，更换离子交换树脂后，内冷水水质可满足要求，但树脂使用周期仅为3 个月，不到厂内相同机组的一半。采用脱气氢电导率监测仪表和pH 表对内冷水系统各测点进行检测，并根据计算模型计算CO2溶入量［15］，数据如表6 所示。发电机回水的氢电导率高于内冷水箱水（发电机进水），内冷水回水CO2浓度较进水高，说明内冷水在发电机内溶入了CO2气体，应是H2进入内冷水系统携带CO2造成。此后检修、查漏发现，内冷水进水母管波纹补偿器波纹管与不锈钢法兰接口焊接处存在细小砂眼裂纹，CO2随H2由此处漏入内冷水系统。补漏处理后运行11 个月未再出现pH 异常降低情况，小混床树脂的使用周期也恢复正常。

表6 内冷水水质及CO2 浓度

4 结语

脱气氢电导率可排除CO2因素对氢电导率的影响，可真实反映有害杂质阴离子含量的高低，其与氢电导率的差值可反映CO2溶入量或者HCO3-、CO32-含量的高低，进而反映设备运行状况。通过脱气氢电导率，有效地诊断了5 类水汽品质异常问题。由于水汽品质异常通常涉及多方面因素，在采用脱气氢电导率分析时还需结合系统设备考虑以下3 个方面：在线化学仪表的准确性；水质异常期间与监测水样相关的疏水或补水水质；相关设备运行参数的变化。对于水冷凝汽器泄漏问题的诊断，脱气氢电导率比离子色谱能更加便捷地确认原因，有利于电厂更早地采取措施。建议火电厂凝结水系统加装在线脱气氢电导率表，可有效识别凝结水系统严密性差及凝汽器泄漏的故障。