：618（河北大唐国际唐山热电有限责任公司河北唐山063029）
摘要：唐山热电公司蒸汽电导率超标，跟踪监测凝结水、给水和蒸汽的硬度、硅、钠等项目均未发现异常，只有凝结水溶解氧超标时间较长，通过开大除氧器向空排气门，提高凝结器真空，有效地解决了蒸汽电导率超标的问题。
关键词：氢电导率、凝结水溶解氧、凝汽器真空、除氧器
唐山热电公司#2容量为300MW机组于2004年9月投产，同年10月出现了饱和蒸汽氢电导率严重持续超标，瞬时最高值达到5.1微西每厘米。给水氢电导率由0.102微西每厘米逐渐上升至0.35微西每厘米的现象。同时凝结水溶解氧超标值最高达114.2微克每升，凝结器真空92。
1跟踪监测
根据上述现象，按照常规我们首先监测了包括凝结水、给水在内的水汽相关项目，硬度、硅、钠、和PH值等均未见异常。检查取样装置，取样装置和在线仪表工作正常。精处理混床运行正常，出水质量合格。监测炉水和蒸汽的其它相关项目，排除了蒸汽携带的可能性。
换一个思维发现，在饱和蒸汽和给水电导率呈逐渐上升趋势的同时，凝结水溶解氧超标时间较长，并且最高值达到114.2微克每升。
| 日期
| 时间
| 凝结水O2
μg/l
| 给水O2
μg/l
| 饱和蒸汽电导μs/cm
| 给水电导
μs/cm
|
| 10月12日
| 22：00
| 25．6
| 15．0
| 0．79
| 0．29
|
| 10月13日
| 0：00
| 114．2
| 31．1
| 5．10
| 0．35
|
|
| 2：00
| 111．0
| 30．5
| 4．98
| 0．32
|
|
| 4：00
| 109．9
| 26．5
| 4．32
| 0．30
|
|
| 6：00
| 104．4
| 20．0
| 3．80
| 0．31
|
|
| 8：00
| 80．1
| 17．1
| 1．64
| 0．29
|
|
| 10：00
| 44．2
| 10．5
| 1．06
| 0．26
|
|
| 12：00
| 18．3
| 5．9
| 0．45
| 0．21
|
|
| 14：00
| 22．8
| 6．7
| 0．78
| 0．31
|
|
| 16：00
| 34．6
| 8．2
| 0．84
| 0．34
|
饱和蒸汽电导率的变化与凝结水溶解氧的变化有明显连带关系。下面是饱和蒸汽氢电导率与凝结水溶解氧2004年12月15日至16日内32小时的历史曲线：
凝结水溶解氧上升，饱和蒸汽氢电导率上升，反之。蒸汽氢电导率下降。
2原因分析
2.1水中存在的CO2
高参数大容量的机组其除盐补充水纯度高，炉内加入的水处理药品均是优级工业品，甚至一部分药品是分析纯试剂，热力系统内各项水汽指标控制严格,水质缓冲性较差。#2机组凝汽器采用的不锈钢管，正常情况下泄漏极少，并且精处理混床运行正常。上述跟踪监测已经排除了水中杂质离子、蒸汽携带、在线仪表等的影响因素。从表面上看，蒸汽氢电导率受凝结水中溶解氧高的影响，而实际上，凝结水中的溶解气体不仅有O2,还有包括CO2、NH3等气体，大部分气体应在凝汽器中被除掉。由于#2机组凝汽器真空低，只有92左右，漏入凝汽器中的空气无法有效去除，使得这些气体残留在水中。CO2进入凝结水后，与加入系统中的氨发生中和反应：
NH4OH CO2═NH4HCO3，
NH4OH NH4HCO3═(NH4)2CO3 H2O.
生成物NH4HCO3和（NH4）2CO3均属于弱酸弱碱盐，经氢离子交换，发生以下反应：
NH4HCO3 R—H═R—NH4 H2CO3，
(NH4)2CO3 R—H═R—NH4 H2CO3.
其弱酸H2CO3的电离度较大，导致凝结水氢电导率上升。
2.2气体的分配系数
当凝结水进入除氧器后，随水温的升高，CO2、NH3都会从水中分离出来，只有通过除氧器向空排汽排出。在除氧器内按理应将二氧化碳等气体全部除去，但实际运行中不易做到。如果除氧器排汽门开度较小，排出的CO2的量小于凝汽器漏入的量，则水汽系统中CO2不断富集，就将导致给水氢电导率上升。进入锅内CO2随蒸汽带出锅炉进入饱和蒸汽管道，使蒸汽的氢电导率上升甚至超标。开大除氧器排汽门后，由于排出的CO2量大于凝汽器泄漏进的量，给水、蒸汽氢电导率随之下降。
2.3补给水中CO2
进入系统中的CO2，除了来自于漏入凝汽器的空气，另一部分来自补给水。在补给水进入凝汽器的部位、装置均已固定的运行条件下，补给水的变化就是影响因素。#2机组投运时间短，部分疏水未达到回收标准而排放掉，加之冬季蒸汽拌热投入量大，疏水未有效回收等许多因素，使机组补水量增大。在凝汽器中，虽有部分CO2被抽气器抽走，但仍有部分CO2溶入凝结水中，当凝汽器真空低时，溶入凝结水中的CO2量就相应多一些。
2.4机组负荷
正常情况下由于调峰，#2机组负荷夜间往往低一些，蒸汽氢电导率达到最高值5.1微西每厘米，凝结水溶解氧也达到最高值114.2微克每升。当机组稳定运行时，凝汽器真空度随负荷的变化而变化，负荷高时，真空度相应高，漏进凝结水系统二氧化碳的量少，水汽系统的碳酸根的浓度降低，表现在水质指标上就是氢电导率下降。反之，负荷低时，蒸汽氢电导率上升。如果机组凝汽器真空严密性很好这种现象不会发生，当机组凝汽器真空严密性差时，一个非常直观的现象是凝汽器真空系统严密性的好坏直接反映凝结水溶解氧的高低，负荷高时，凝结水溶解氧较低，氢电导率一般都能保持在合格范围。而负荷低时，凝结水溶解氧越高，氢电导率超标的程度就越严重。
3解决的方法
3.1开大除氧器向空排气门
开大除氧器向空排气门可以有效的降低CO2在水中的含量，但汽水损失势必增加，对机组运行经济性不利，况且开大排气门只是临时性的解决措施，不是解决问题的根本，整体考虑还是应该适当的开启向空排气门的开度。
3.2降低凝结水中溶解氧
3.2.1凝汽器在真空严密性良好的状态下运行，凝结水的溶解氧本应是合格的。但往往由于凝结水系统的辅助设备和连接管路及接头等处存在泄漏点，影响了凝汽器的真空严密性，使凝结水溶解氧时有变化，出现超标。应提高检修质量，加强日常维护，对在真空状态下工作的部件，如阀门盘根处、法兰连接处、表管丝扣接头处等，用胶带、黄油等加强密封。
3.2.2凝结水泵应有密封装置，但有的泵是自密封的，靠泵本身在运行中压力水来封闭的。备用时无水自封而吸入空气，使凝结水含氧量增大。此处，凝结水泵倒换时，由于盘根状态有所改变，也会影响凝结水溶解氧，因此应及时进行调整。
3.2.3凝汽器热水井水位影响溶解氧，加装凝汽器水位自动控制装置，在机组低负荷运行时，自动控制补水量和出口流量，保持水位稳定，防止凝结水溶解氧不合格。
3.2.4将收入凝汽器的各泵密封水从凝汽器水位下改为水位以上，并在进水管上开许多小孔，使密封水流分成细小的水流，加大密封水与蒸汽的接触面积，加速热传导，以利溶解氧的析出。同时应加强维护和运行调整，消除各泵密封水系统的漏点。
3.2.5降低机组的汽水损失
机组稳定运行后，及时调整运行，维护到位，减少跑冒滴漏，尽量将各路疏水回收利用，降低机组的汽水损失，减少补给水量，最终达到降低凝结水溶解氧的目的。
4结论
300MW机组对水质的要求很高，监督水、汽的氢电导率是非常迅速和有效的手段，因为水质纯度高，缓冲性差，微小的变化都会造成氢电导率的超标。在异常处理方法上，应及时转换思路，迅速分析判断异常的根源。不仅溶解在水中的杂质影响氢电导率，漏入系统中的二氧化碳气体对氢电导率的影响不容小视。应彻底解决凝汽器真空严密性差的问题，降低凝结水溶解氧，才能有效的防止二氧化碳随空气漏入系统。
蒸汽氢电导率超标原因的探讨
陈北秦
（河北大唐国际唐山热电有限责任公司河北唐山063029）
摘要：唐山热电公司蒸汽电导率超标，跟踪监测凝结水、给水和蒸汽的硬度、硅、钠等项目均未发现异常，只有凝结水溶解氧超标时间较长，通过开大除氧器向空排气门，提高凝结器真空，有效地解决了蒸汽电导率超标的问题。
关键词：氢电导率、凝结水溶解氧、凝汽器真空、除氧器
唐山热电公司#2容量为300MW机组于2004年9月投产，同年10月出现了饱和蒸汽氢电导率严重持续超标，瞬时最高值达到5.1微西每厘米。给水氢电导率由0.102微西每厘米逐渐上升至0.35微西每厘米的现象。同时凝结水溶解氧超标值最高达114.2微克每升，凝结器真空92。
1跟踪监测
根据上述现象，按照常规我们首先监测了包括凝结水、给水在内的水汽相关项目，硬度、硅、钠、和PH值等均未见异常。检查取样装置，取样装置和在线仪表工作正常。精处理混床运行正常，出水质量合格。监测炉水和蒸汽的其它相关项目，排除了蒸汽携带的可能性。
换一个思维发现，在饱和蒸汽和给水电导率呈逐渐上升趋势的同时，凝结水溶解氧超标时间较长，并且最高值达到114.2微克每升。
| 日期
| 时间
| 凝结水O2
μg/l
| 给水O2
μg/l
| 饱和蒸汽电导μs/cm
| 给水电导
μs/cm
|
| 10月12日
| 22：00
| 25．6
| 15．0
| 0．79
| 0．29
|
| 10月13日
| 0：00
| 114．2
| 31．1
| 5．10
| 0．35
|
|
| 2：00
| 111．0
| 30．5
| 4．98
| 0．32
|
|
| 4：00
| 109．9
| 26．5
| 4．32
| 0．30
|
|
| 6：00
| 104．4
| 20．0
| 3．80
| 0．31
|
|
| 8：00
| 80．1
| 17．1
| 1．64
| 0．29
|
|
| 10：00
| 44．2
| 10．5
| 1．06
| 0．26
|
|
| 12：00
| 18．3
| 5．9
| 0．45
| 0．21
|
|
| 14：00
| 22．8
| 6．7
| 0．78
| 0．31
|
|
| 16：00
| 34．6
| 8．2
| 0．84
| 0．34
|
饱和蒸汽电导率的变化与凝结水溶解氧的变化有明显连带关系。下面是饱和蒸汽氢电导率与凝结水溶解氧2004年12月15日至16日内32小时的历史曲线：
凝结水溶解氧上升，饱和蒸汽氢电导率上升，反之。蒸汽氢电导率下降。
2原因分析
2.1水中存在的CO2
高参数大容量的机组其除盐补充水纯度高，炉内加入的水处理药品均是优级工业品，甚至一部分药品是分析纯试剂，热力系统内各项水汽指标控制严格,水质缓冲性较差。#2机组凝汽器采用的不锈钢管，正常情况下泄漏极少，并且精处理混床运行正常。上述跟踪监测已经排除了水中杂质离子、蒸汽携带、在线仪表等的影响因素。从表面上看，蒸汽氢电导率受凝结水中溶解氧高的影响，而实际上，凝结水中的溶解气体不仅有O2,还有包括CO2、NH3等气体，大部分气体应在凝汽器中被除掉。由于#2机组凝汽器真空低，只有92左右，漏入凝汽器中的空气无法有效去除，使得这些气体残留在水中。CO2进入凝结水后，与加入系统中的氨发生中和反应：
NH4OH CO2═NH4HCO3，
NH4OH NH4HCO3═(NH4)2CO3 H2O.
生成物NH4HCO3和（NH4）2CO3均属于弱酸弱碱盐，经氢离子交换，发生以下反应：
NH4HCO3 R—H═R—NH4 H2CO3，
(NH4)2CO3 R—H═R—NH4 H2CO3.
其弱酸H2CO3的电离度较大，导致凝结水氢电导率上升。
2.2气体的分配系数
当凝结水进入除氧器后，随水温的升高，CO2、NH3都会从水中分离出来，只有通过除氧器向空排汽排出。在除氧器内按理应将二氧化碳等气体全部除去，但实际运行中不易做到。如果除氧器排汽门开度较小，排出的CO2的量小于凝汽器漏入的量，则水汽系统中CO2不断富集，就将导致给水氢电导率上升。进入锅内CO2随蒸汽带出锅炉进入饱和蒸汽管道，使蒸汽的氢电导率上升甚至超标。开大除氧器排汽门后，由于排出的CO2量大于凝汽器泄漏进的量，给水、蒸汽氢电导率随之下降。
2.3补给水中CO2
进入系统中的CO2，除了来自于漏入凝汽器的空气，另一部分来自补给水。在补给水进入凝汽器的部位、装置均已固定的运行条件下，补给水的变化就是影响因素。#2机组投运时间短，部分疏水未达到回收标准而排放掉，加之冬季蒸汽拌热投入量大，疏水未有效回收等许多因素，使机组补水量增大。在凝汽器中，虽有部分CO2被抽气器抽走，但仍有部分CO2溶入凝结水中，当凝汽器真空低时，溶入凝结水中的CO2量就相应多一些。
2.4机组负荷
正常情况下由于调峰，#2机组负荷夜间往往低一些，蒸汽氢电导率达到最高值5.1微西每厘米，凝结水溶解氧也达到最高值114.2微克每升。当机组稳定运行时，凝汽器真空度随负荷的变化而变化，负荷高时，真空度相应高，漏进凝结水系统二氧化碳的量少，水汽系统的碳酸根的浓度降低，表现在水质指标上就是氢电导率下降。反之，负荷低时，蒸汽氢电导率上升。如果机组凝汽器真空严密性很好这种现象不会发生，当机组凝汽器真空严密性差时，一个非常直观的现象是凝汽器真空系统严密性的好坏直接反映凝结水溶解氧的高低，负荷高时，凝结水溶解氧较低，氢电导率一般都能保持在合格范围。而负荷低时，凝结水溶解氧越高，氢电导率超标的程度就越严重。
3解决的方法
3.1开大除氧器向空排气门
开大除氧器向空排气门可以有效的降低CO2在水中的含量，但汽水损失势必增加，对机组运行经济性不利，况且开大排气门只是临时性的解决措施，不是解决问题的根本，整体考虑还是应该适当的开启向空排气门的开度。
3.2降低凝结水中溶解氧
3.2.1凝汽器在真空严密性良好的状态下运行，凝结水的溶解氧本应是合格的。但往往由于凝结水系统的辅助设备和连接管路及接头等处存在泄漏点，影响了凝汽器的真空严密性，使凝结水溶解氧时有变化，出现超标。应提高检修质量，加强日常维护，对在真空状态下工作的部件，如阀门盘根处、法兰连接处、表管丝扣接头处等，用胶带、黄油等加强密封。
3.2.2凝结水泵应有密封装置，但有的泵是自密封的，靠泵本身在运行中压力水来封闭的。备用时无水自封而吸入空气，使凝结水含氧量增大。此处，凝结水泵倒换时，由于盘根状态有所改变，也会影响凝结水溶解氧，因此应及时进行调整。
3.2.3凝汽器热水井水位影响溶解氧，加装凝汽器水位自动控制装置，在机组低负荷运行时，自动控制补水量和出口流量，保持水位稳定，防止凝结水溶解氧不合格。
3.2.4将收入凝汽器的各泵密封水从凝汽器水位下改为水位以上，并在进水管上开许多小孔，使密封水流分成细小的水流，加大密封水与蒸汽的接触面积，加速热传导，以利溶解氧的析出。同时应加强维护和运行调整，消除各泵密封水系统的漏点。
3.2.5降低机组的汽水损失
机组稳定运行后，及时调整运行，维护到位，减少跑冒滴漏，尽量将各路疏水回收利用，降低机组的汽水损失，减少补给水量，最终达到降低凝结水溶解氧的目的。
4结论
300MW机组对水质的要求很高，监督水、汽的氢电导率是非常迅速和有效的手段，因为水质纯度高，缓冲性差，微小的变化都会造成氢电导率的超标。在异常处理方法上，应及时转换思路，迅速分析判断异常的根源。不仅溶解在水中的杂质影响氢电导率，漏入系统中的二氧化碳气体对氢电导率的影响不容小视。应彻底解决凝汽器真空严密性差的问题，降低凝结水溶解氧，才能有效的防止二氧化碳随空气漏入系统。
来源：中国电厂化学
