热力系统水汽氢电导率超标原因研究

华能(天津)煤气化发电有限公司IGCC机组检修后启动,出现水汽氢电导率超标现象。通过对机组热力系统水汽品质查定分析,初步查明问题的原因是新更换的汽水取样架的管道、阀门、换热器等部位在高温水汽中溶出杂质氟离子,导致汽水氢电导率偏高,而实际水汽品质仍然良好。

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

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。

火力发电厂1000MW机组水汽氢电导率超标的原因分析及处理方法

火力发电厂水汽系统中的氢电导率对热力设备腐蚀的监督有着重要意义。本文针对某火力发电厂1000MW机组水汽系统氢电导率超标进行了排查及分析。从该机组水汽系统在线仪表检查、凝汽器是否泄露、是否出现油污染、阴离子含量、总有机碳含量、可溶性气体等方面分析,查定出是机组热力系统中TOC数值异常升高,确定有机物含量超标,有机物在高温、高压水汽系统内分解成甲酸、乙酸,造成氢电导率超标,有机物含量异常的原因是循环水排污水用于除盐水制水的水源,杀菌剂投放量不足所致。

水汽脱气氢电导率多参数协同监测方法研究

提出了一种基于双水膜脱气法和电再生离子交换技术相结合的水汽脱气氢电导率多参数协同监测系统及方法,可快速测量电导率、氢电导率、脱气氢电导率和pH值等多项关键水质指标,对水质做出综合评判,指导停机启动及正常运行水工况调整,对保障水汽品质及热力设备腐蚀、积盐、结垢的防控具有重要意义。其中,脱气氢电导率测量采用双水膜脱气技术,可高效脱除水中CO_(2),在此基础上提出标准溶液校准脱气氢电导率测量值的方法,可有效评判测量值的准确性。该方法用于典型的燃气联合循环机组、供热机组的现场监督,结果表明其测量准确性高,可快速综合评估水汽品质,能辅助解决现场出现的各类技术问题,具有很强的推广应用价值。

660 MW超超临界燃煤机组水汽氢电导率异常原因分析

华东地区某电厂2×660 MW超超临界燃煤发电机组水汽指标氢电导率超标。对热力系统和锅炉补给水处理系统水质指标分析,发现机组主蒸汽氢电导率超标原因是除盐水TOC含量过高。通过烧杯试验确定澄清池聚合氯化铝添加量,并加强活性炭过滤器反洗及对阳床、阴床及混床再生优化调整,优化运行后锅炉补给水系统各设备产水TOC含量明显降低,除盐水TOC含量达到运行要求。

热力系统油污染对水汽氢电导率的影响分析

常规方法检测氢电导率是采用阳离子交换树脂柱对水样进行预处理,其中树脂易失效,需要频繁进行树脂再生或更换,增加了运行人员的工作量,还容易引入测量误差,导致测量准确性较差。为了解决以上问题,本文介绍了一种采用连续电再生离子交换器测量氢电导率的新技术及其技术优势。通过某电厂油污染案例,证明了该表在应用于含油污染的条件下,测量得到的氢电导率比传统树脂柱测得的数据更接近真实值。除油后,智能氢电导率表得到的氢电导率值与传统树脂柱测得的数据相比较,二者偏差较小,仪器可靠性强。通过现场应用情况表明,该技术在后续的维护工作中无需再生或更换树脂,节省了大量的人工,实现了氢电导率的连续准确测量,对电厂获得准确的氢电导率测量值以及提高水汽化学监督与控制可靠性具有指导意义。

某电厂供热机组给水、蒸汽氢电导率超标原因分析及应对措施

针对某电厂供热机组运行过程中出现的水汽氢电导率超标情况,通过仪器仪表联用,检测除盐水箱TOCi含量的变化,快速确定是高浓度有机物进入机组热力系统,高温下分解成低分子有机酸,造成氢电导率超标。造成这一现象的原因出自反渗透环节中的非氧化性杀菌剂,小分子的非氧化性杀菌剂进入水处理系统使得除盐水箱的TOCi值升高,在后续热力系统中分解导致氢电导超标。

连续电再生阳离子交换器在线测量氢电导率技术研究

介绍了在线氢电导率测量技术原理及存在问题,详细分析了测量过程中阳离子交换树脂再生度、树脂破碎裂纹、树脂漏出、交换柱设计、交换柱内水样流向、空气漏入、再生树脂冲洗程度等因素对氢电导率测量准确性的影响。同时,介绍了一种采用连续电再生阳离子交换器在线测量氢电导率的新技术及其技术优势,并结合该新技术在电厂的实际应用情况,对在线氢电导率测量技术的发展前景进行了展望,对电厂获得准确的氢电导率测量值以及提高水汽化学监督与控制可靠性具有指导意义。

某电厂1000MW超超临界机组水汽系统氢电导率异常原因分析

某超超临界1000MW机组在加氧处理工况中出现了水汽系统氢电导率异常升高的现象,导致自动加氧异常退出。通过排查在线电导率表、加药系统、精处理系统和机组运行日志,结果表明:低温省煤器投入运行后,由于水汽品质不合格,将失效的3#混床在极短的时间内被击穿,直接导致给水和蒸汽品质恶化,引起水汽系统氢电导率异常升高。

某火力发电厂水汽氢电导率超标问题分析与对策

本研究旨在探讨水汽氢电导率超标问题,并以某火力发电厂为案例,分析凝汽器泄漏对其产生的影响。通过凝汽器检漏装置以及灌水荧光查漏法,定位并处理了泄漏问题,从而使水汽氢电导率恢复至规范标准,避免了机组非停事件的发生。本研究结果表明,凝汽器泄漏是导致水汽氢电导率超标的重要因素,为火力发电厂水汽氢电导率管理提供了新的参考依据。

氢电导率和脱气氢电导率联合测试技术在凝结水系统故障识别中的应用

针对大机组存在的凝汽器真空度不佳和微量渗漏现象无法有效甄别的问题,提出了氢电导率和脱气氢电导率联合测试技术加以解决。采用凝结水氢电导率和脱气氢电导率联合测试技术,实现对氯离子和二氧化碳含量的监控,可有效识别凝结水系统故障,其原理在于凝结水中二氧化碳含量过高的主要诱因为真空严密性不良,而不挥发性杂质含量升高则与凝汽器泄漏有关。

炉水氢电导率偏高的原因分析及解决措施

某330 MW机组炉水氢电导率偏高,导致锅炉排污量大,造成水汽损失和热量损失,影响了机组运行的经济性。通过对机组的水汽品质和水处理药品进行检测分析,发现水汽系统加药用的氨水质量不合格,其中氯离子和硫酸根离子明显超标。此质量不合格氨水进入系统导致炉水氢电导率偏高,更换质量合格的氨水后炉水水质恢复正常。

采用氢电导率监测炉水阴离子含量研究

阐述了通过监测炉水中氢电导率来监测炉水阴离子含量的原理,并在炉水全挥发处理(AVT)和低磷酸盐处理(LPT)工况下,对炉水中阴离子(主要为氯离子)与氢电导率的对应关系进行了探讨。研究指出,在AVT工况下,由于炉水组成相对简单,用氢电导率监测氯离子的方法可靠性较高,可满足炉内化学处理工艺要求;在LPT工况下,由于炉水成分较为复杂,影响因素较多,这一方法得出的结果会有一定偏差,需对计算所得数据进行适当修正。

一种智能型氢电导率测量方法研究及应用

氢电导率是表征电厂水汽纯度及其浸蚀性的一个重要指标。本文提出了一种智能型氢电导率测量方法,该方法利用电再生离子交换装置替换传统的离子交换树脂柱,解决了电厂氢电导率测量存在的诸多问题,真正意义上实现了氢电导率的连续在线测量。将该智能型氢电导率测量方法应用于2个电厂,结果表明:测量数据准确、可靠,且相较于常规氢电导率测量方法可迅速反映水汽品质的变化,同时能减少机组频繁启动时仪表的冲洗时间,大幅降低取样水量。该方法对推动电站化学监督水平的提升及综合防治水汽系统设备腐蚀具有重要意义。

锅炉停用保护剂对水汽氢电导率的影响研究

电站锅炉停用保护剂多采用十八胺和表面活性胺。对这2种停用保护剂进行了应用效果对比研究,即对湿冷机组、空冷机组采用十八胺或表面活性胺、有无凝结水精处理系统等6台机组停机和启动过程中给水、主蒸汽和凝结水的氢电导率变化情况进行分析。研究结果表明:在停机过程和启动过程,2种保护剂均会在水汽系统中发生部分分解,导致水汽系统的氢电导率显著升高;表面活性胺和十八胺比较,使用前者,机组启停机过程可保持凝结水精处理系统正常投运,因而可使水汽质量迅速达标,对机组安全运行有利,因此推荐采用表面活性胺作为锅炉停用保护剂。

保定热电厂蒸汽氢电导率超标的故障诊断及解决对策

针对保定热电厂8#、9#机组蒸汽氢电导率长期超标及汽轮机低压缸部位酸性腐蚀的故障现象,通过对热力系统水汽品质的查定分析和试验研究,查明了故障原因是由于锅炉补给水的原水中有机物含量高并且部分透过除盐系统,以及一级除盐系统阳树脂接触过量余氯发生氧化降解,造成补给水中有机物含量过高,进而在热力系统高温高压下分解为低分子有机酸。结合现场实际,根据中试研究结果提出了除去和减少补给水中有机物的解决方案。

在线氢电导率表离子交换柱附加误差研究

大量试验表明,目前火力发电厂在线氢电导率表测量值普遍存在着氢交换柱附加误差,这种误差主要由树脂再生度低而引起。通过理论推导及相关计算,从理论上定量得出树脂再生度与氢电导率测量偏差之间的关系,并对消除氢交换柱附加误差提出建议:(1)氢交换柱采用变色阳离子交换树脂,以便及时发现失效终点;(2)改变原离子交换树脂柱外浸泡的再生方式,采用合理的工艺对树脂进行动态再生;(3)在线氢电导率表应配备双离子交换柱系统。

脱气氢电导率评价水汽品质的可行性研究

由于CO2的存在,使得氢电导率不能直接反应水汽中侵蚀性杂质阴离子的含量。对此,结合某600MW直接空冷机组实际测量的脱气氢电导率数据,分析研究加热沸腾法脱气对CO2脱除效果以及对水样中F-、Cl-等的影响。结果表明,加热沸腾脱气技术能有效去除溶解的CO2,同时对水样中的Cl-、F-等阴离子几乎无去除作用;实际测定的脱气氢电导率非常接近理论值,能够真实反映水样中的侵蚀性杂质阴离子含量;采用脱气氢电导率评价水汽品质比氢电导率更有实际意义。

某供热机组水汽氢电导率异常波动及超标原因分析

联合使用在线化学仪表检验装置、痕量TOCi分析仪和离子色谱仪,从仪表测量准确性、有机物污染和无机离子污染等方面分析了某供热机组发生凝结水、给水氢电导率异常波动及超标的原因。根据计算得到的凝结水脱气氢电导率,判定凝结水是否因携带CO_(2)造成氢电导率偏高。分析认为,导致机组氢电导率异常波动及超标的主要原因是凝结水受到余热凝汽器疏水和定排扩容器炉水的污染,从而携带大量无机离子。另外,凝结水脱气氢电导率的计算值略低于氢电导率的测量值,表明凝结水携带少量CO_(2)。

电厂高纯水电导率及氢电导率温度系数的试验研究

在模拟电厂高纯水条件下,研究电导率和氢电导率随温度的变化情况,得出了适合电厂高纯水电导率测量的温度系数曲线。试验表明:(1)电厂高纯水的电导率和氢电导率随温度增加而增加,并呈抛物线状关系;(2)同一高纯水水样的电导率温度系数和氢电导率温度系数不同;(3)高纯水的电导率和氢电导率的温度系数随温度的增加而增加,并且在同一温度下,各温度系数都随着电导率或氢电导率的增加而减少;(4)各类高纯水所含的不同离子对高纯水电导率及氢电导率温度系数影响不大。