某300 MW供热机组锅炉为亚临界汽包炉，汽轮机为亚临界、一次再热、双缸双排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽轮机。2018年10月机组C修后启机，对周边2个城市和机场进行供热。11-12月该机组频繁出现凝结水和给水氢电导率异常波动和超标现象，锅炉换热面和汽轮机叶片等热力设备存在腐蚀风险，严重威胁机组的安全运行和稳定供热。

为查明机组水汽系统氢电导率异常波动原因，笔者使用在线化学仪表检验装置、痕量TOCi分析仪和离子色谱仪，分别从仪表准确性、有机物污染、无机离子污染等方面查定水汽品质异常原因，通过理论计算得到凝结水脱气氢电导率，判定凝结水是否因携带CO₂而影响氢电导率，为电厂解决同类问题提供参考。

对凝结水、给水及蒸汽的氢电导率、pH、溶解氧、总铁及二氧化硅等进行连续测定。

采用YHJ-V型移动式在线化学仪表检验装置（西安热工研究院有限公司）测定凝结水、给水、蒸汽的氢电导率、pH和溶解氧含量。

测定结果表明，凝结水和给水的氢电导率存在异常波动和超标现象，其中凝结水氢电导率波动范围为0.22~0.83 μS/cm，给水氢电导率波动范围为0.13~0.39 μS/cm。给水氢电导率的变化趋势与凝结水的一致，但由于疏水的稀释作用，给水的氢电导率低于凝结水的氢电导率。饱和蒸汽、过热蒸汽、再热蒸汽氢的电导率基本一致，均符合GB/T 12145-2016的要求。

给水pH在9.45~9.52，符合GB/T 12145-2016要求，表明给水的电导率和加氨量控制合理。凝结水的溶解氧为30~45 μg/L，经除氧器除氧后，给水和蒸汽的溶解氧均＜7 μg/L，符合上述标准要求。

按照DL/T 955-2016、DL/T 502.3-2006对凝结水、给水、炉水及蒸汽中的总铁、二氧化硅含量进行测定，结果如表 1所示，可见机组水汽系统的总铁和二氧化硅含量均符合标准要求。

综上，该机组水汽品质的主要问题为凝结水、给水的氢电导率异常波动及超标。由于机组精处理系统为粉末树脂过滤器，无高速混床，凝结水中的杂质会进入给水中，使给水氢电导率随之波动。在汽包的汽水分离作用下，蒸汽氢电导率无明显波动且符合标准要求。水汽系统的pH、溶解氧、总铁、二氧化硅等指标均符合标准要求，无异常波动和超标情况。因此，解决该机组水汽问题的关键在于分析凝结水氢电导率的超标原因。

在线氢电导率表测量值偏高、有机物污染、无机离子污染以及水中溶解的CO₂均可能导致凝结水氢电导率发生异常，对以上因素进行排查。

该机组的氢电导率表采用标准溶液离线检验，由于脱离纯水和在线因素，经离线方法检验准确的氢电导率表在实际测量中往往存在一定偏差^[1-3]。DL/T 677-2018、DL/T 561-2013均要求采用在线方法对仪表进行检验。此外，氢电导率表的阳离子交换树脂采用静态浸泡方式再生，再生度偏低也会影响氢电导率表测量的准确性。依据DL/T 677-2018，用YHJ-V型移动式在线化学仪表检验装置对该机组的7台氢电导率表进行在线检验，整机工作误差和交换柱附加误差如表 2所示。

由表 2可见，凝结水、给水、过热蒸汽、再热蒸汽及粉末树脂过滤器的7台氢电导率表整机工作误差和交换柱附加误差全部超标，测量值偏低。氢电导率测量值偏低的主要原因是静态浸泡法再生的阳离子交换树脂再生度偏低，采用动态方式再生树脂，或采用氢电导率测量专用电再生离子交换器^[4]可有效解决再生度偏低的问题。

根据检验结果，氢电导率表电极响应正常，可及时反映氢电导率变化趋势，说明凝结水、给水确实存在氢电导率异常波动和超标问题，并非仪表测量异常引起。被检氢电导率表测量值偏低，说明氢电导率实际值比仪表显示值高，超标情况更为严重。

随着水源污染程度的加重及城市中水逐渐普及应用，越来越多的发电机组氢电导率超标与有机物有关^[5]。有机物分子在低温下虽对氢电导率基本无影响，但高温高压下可分解产生甲酸、乙酸、CO₂等，引起水汽氢电导率升高。因此，GB/T 12145-2008等标准将总有机碳（TOC）作为电厂化学监督的重要指标之一。田利等^[6]发现TOC仅能反映有机物中的碳含量，无法反映含氯、硫、氮等杂原子有机物分解后产生Cl^-、SO₄^2-、NO₃^-等情况，因此提出总有机碳离子（TOCi）指标。有机物分解产生的无机杂原子也会腐蚀热力设备，因此TOCi能更直观地反映含杂原子有机物的含量，更适于作为发电机组腐蚀防控的监测指标。GB/T 12145-2016也将锅炉给水和补给水的有机物控制指标修订为TOCi。

用TPRI-TW型痕量TOCi分析仪（西安热工研究院有限公司）对水汽系统的TOCi进行测定，考察机组凝结水、给水的氢电导率异常是否与有机物有关，结果见图 1。

由图 1可知，凝结水、给水及蒸汽中的TOCi基本在100 μg/L以下，远低于GB/T 12145-2016规定数值（200 μg/L）。凝结水、给水氢电导率超标并非有机污染物分解导致。

依据DL/T 301-2011、DL/T 954-2005，用离子色谱仪对水汽中的阴、阳离子含量进行测定。检测结果表明凝结水、给水及炉水中的Cl^-、Na⁺含量较高，因此以Cl^-、Na⁺作为特征离子分析污染源。

凝结水及给水的氢电导率、Cl^-、Na⁺变化曲线如图 2、图 3所示。

由图 2、图 3可见，凝结水及给水中Cl^-、Na⁺的变化趋势与氢电导率的趋势一致，氢电导率波动超标期间，Cl^-、Na⁺含量严重超标：凝结水中的Cl^-为8.78~45.20 μg/L，Na⁺为7.98~42.08 μg/L；给水中的Cl^-为5.63~20.64 μg/L，Na⁺为4.05~19.19 μg/L。给水进入锅炉后进一步浓缩，导致炉水Cl^-、Na⁺含量也严重超标，其Cl^-波动范围为1 532~2 396 μg/L，Na⁺波动范围为1 653~2 082 μg/L。

经汽包汽水分离后，该机组蒸汽中的Cl^-、Na⁺均低于1 μg/L，符合标准要求，如图 4所示。

综上分析认为，凝结水中携带大量Cl^-和Na⁺，由于精处理系统无高速混床，Cl^-和Na⁺通过给水进入锅炉中。

凝结水是凝结水泵从机组排汽装置抽出的水。排汽装置管道系统如图 5所示，排汽装置主要回收空冷岛冷凝水、锅炉补给水和各类疏水。

用离子色谱仪对进入排汽装置的锅炉补给水、机场热网疏水、热网加热器疏水、小机凝汽器疏水、余热凝汽器疏水的Cl^-和Na⁺含量进行测定，结果见表 3。

由表 3可见，锅炉补给水、机场热网疏水、热网加热器疏水中的Cl^-、Na⁺均＜1 μg/L，不是凝结水的污染源；小机凝汽器疏水的Cl^-为0.93~2.47 μg/L，Na⁺为0.86~1.95 μg/L，但其水量不足凝结水的1/10，也不是主要污染源。余热凝汽器疏水中携带较多Cl^-和Na⁺，分别在6.85~9.06、8.49~11.21 μg/L；机组供热期间，大部分汽轮机排汽通过余热凝汽器与热网循环水进行换热，因蒸汽中Cl^-和Na⁺含量合格，因此余热凝汽器疏水携带的杂质离子是由热网循环水渗漏而来。

此外，余热凝汽器疏水中的Cl^-和Na⁺基本在10 μg/L以内，远低于同期凝结水中Cl^-、Na⁺的最大值，表明凝结水的离子杂质还存在其他来源。对排汽装置相关系统和管路进行现场勘察发现，定排扩容器的回收蒸汽也回收到排汽装置中，但定排扩容器的液位计发生故障，导致定排扩容器存在液位偏高甚至满水情况，其中的水（主要为炉水）进入排汽装置，从而污染凝结水。

发电机组的水汽系统携带CO₂也会使氢电导率升高，使得氢电导率不能准确反映水汽中的阴离子总量。脱气氢电导率对于水汽品质监督，尤其是直接空冷机组水汽品质的监督更具实际意义^[7]。目前脱气氢电导率的测量手段匮乏，电力行业也未普及脱气氢电导率的在线检测。笔者通过计算获得凝结水的脱气氢电导率，将计算结果与氢电导率测量值（标准表检测结果）进行对比，判断凝结水中是否携带CO₂。

水汽系统的杂质含量为痕量级，可将其视作无限稀释溶液。脱气氢电导率按式（1）进行计算。

(1)

式中：DCC—脱气氢电导率，μS/cm；

[H⁺]—氢离子浓度，mol/L；

λ_H^∞ —氢离子极限电导率，μS·cm²/mol；

[OH^-]—氢氧根浓度，mol/L；

λ_OH^∞—氢氧根极限电导率，μS·cm²/mol；

[M]—阴离子M浓度，mol/L；

λ_M^∞—阴离子M的极限电导率，μS·cm²/mol。

阴离子浓度用色谱仪测定^[8]。凝结水的脱气氢电导率计算结果见表 4。

由表 4可见，凝结水的脱气氢电导率计算值略低于测量值，表明凝结水携带少量CO₂。

分析认为，凝结水携带的Cl^-和Na⁺主要来源于余热凝汽器疏水和定排扩容器的炉水。针对这2个污染源，采取相应措施并考察实施效果。

在定排扩容器蒸汽回收管路的阀门处设置堵板，彻底阻止定排扩容器的水进入排汽装置。加装堵板前后，凝结水、给水、炉水的Cl^-和Na⁺含量变化如表 5所示。

由表 5可见，加装堵板后凝结水、给水和炉水中的Cl^-和Na⁺显著降低，其中凝结水的Cl^-和Na⁺基本维持在8 μg/L以下，该数量级与余热凝汽器疏水的携带量相近。

为进一步降低凝结水中的杂质含量，切出当前余热凝汽器，启动另一台余热凝汽器。切换余热凝汽器后凝结水、给水中的Cl^-和Na⁺降至1 μg/L以下，如表 6所示。炉水中的Cl^-为440 μg/L，略高于400 μg/L的标准值，适当加大排污可使炉水Cl^-降至标准值以下。

从仪表测量准确性、有机物污染、无机离子污染及是否携带CO₂等方面考虑，综合分析了某供热机组凝结水、给水氢电导率异常波动及超标原因。分析认为，凝结水受到余热凝汽器疏水和定排扩容器中炉水的污染，导致机组水汽氢电导率发生波动。脱气氢电导率计算结果表明，凝结水携带少量CO₂。隔离污染源后，该机组凝结水、给水的氢电导率与离子含量均符合GB/T 12145-2016要求，可为发电企业解决同类问题提供参考。