化学汽水品质查定与风险评估

化学汽水品质查定与风险评估

广东电网公司电力科学研究院

卢国华

火力发电厂热力设备的腐蚀结垢风险采取预防为主的方针。通过汽水品质检测、水汽质量的控制和管理，使全厂水汽合格率满足规定的考核指标，是防止腐蚀结垢正确措施。但化学监督过程中发现仍有欠缺，难以将腐蚀结垢故障消除在萌芽阶段，其结果是尽管水汽质量合格率已达到考核指标，但腐蚀结垢故障仍不时出现，锅炉结垢速率高，化学清洗周期短。因此，要提高化学监督水平及消除设备隐患，保障热力设备长期安全稳定运行，需要加强并完善化学汽水品质查定工作，保障化学分析结果的准确性和可靠性。同时要建立并健全化学系统的风险评估体系。 一、 化学汽水品质查定

通过对热力系统汽水品质进行查定，可考查机组的运行工况、掌握其汽水品质变化规律、核定汽水品质的控制指标。根据汽水指标的分析试验结果，确定热力设备的水化学工况，判定系统是否存在热力设备结垢、腐蚀和蒸汽污染等问题，以便能够采取相关措施对热力系统运行工况进行优化调整。因此，化学监督工作开展离不开汽水品质查定，而分析的项目、分析方法和分析结果是汽水品质查定的核心。一直以来化学分析人员和管理人员均认真履行化学监督职责完成了常规汽水品质查定工作，减少了热力设备的腐蚀结垢风险。但随着超临界、超超临界等大型发电机组投用、汽水品质要求不断提高，分析

方法和标准规程的不断更新，要求汽水品质查定工作不断改进和完善。

2008年9月24日发布的《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145-2008）将于2009年8月1日实施，与GB/T 12145-1999相比，其修改了补给水、凝结水、给水、炉水、蒸汽、水内冷发电机冷却水和停（备）用机组启动时的质量指标，修改了水汽质量劣化时的应急处理。增加了闭式循环冷却水质量标准。补充“总有机碳（TOC）”作为补给水和给水的分析项目。此外，广东省内电厂采用超滤、反渗透等膜处理技术增多，COD、SDI(水质污染水质)、余氯等分析项目也需作为汽水品质查定的内容。

2006年10月1日电力行业标准《火力发电厂水汽分析方法》DL/T 502.1~DL/T 502.32共计32个分析方法进行了修改更新。从1999年至2008年与汽水品质查定相关的很多标准均进行了更新，都要求对汽水品质查定的项目和分析方法及时进行调整。 1 化学实验室水质查定

目前所有电厂均按照化学监督制度的要求,建立并实施了热力系统水汽质量的查定。由化学实验室定期取汽水水样进行二氧化硅、钠、磷酸根、铁离子、铜离子、溶解氧、pH等指标的化验。查定汽水品质的同时，核查炉内化学运行人员分析结果，以便及时发现分析仪器误差，提高化验结果准确性。但化学监督检查过程也发现化学实验室存在以下问题和难点。 1.1 仪器配置和更新问题

化学实验室分析仪器一般是在机组筹建期间统一购置，但随着使用年限的增加，pH表、钠表、溶解氧表以及电导率表电极污染、分光光度计元器件老化，硅分析仪和磷酸根分析仪等测量管路污染，移液管和容量瓶等器皿破损等情况均会造成测量结果精度和稳定性下降，均需要定期更换备件。化学分析仪表种类繁多、测量原理各异，特别是更新快，造成分析仪器难以更换配件。

目前GB/T 12145-2008的新标准要求过热蒸汽压力5.9~18.3MPa的主蒸汽的钠≤5ug/kg，铜≤3ug/kg，对锅炉过热蒸汽压力>18.3MPa要求钠≤3ug/kg，铜≤2ug/kg，二氧化硅≤10ug/kg。而部分电厂炉内运行人员使得的分光光度计、钠表、硅分析仪等仪表精度差将难以满足要求。也有电厂购置离子色谱仪、极谱仪，紫外可见分光光度计、浊度计、TOC(总有机碳)、COD(化学需氧量)分析仪。这些进口仪器分析精度高、操作简便，但其购置费用高且特别要求配套使用其专用药剂，部分药剂只有编号没有化学成分说明，只能向仪表厂家定购，造成水质分析成本高，测量过程与检验方法均只能参照产品说明书进行，造成计量确认和量值传递工作难以落实。此外，离子色谱仪、极谱仪等精密仪器对使用和维护人员要求也高，出现问题时也只能由厂家派专业人员指导才能解决。造成有些化学分析仪器买不起、用不好和检不了的情况，这些因素都制约了汽水品质查定项目、分析次数和分析结果。

1.2 标准溶液的配制问题

硅标准溶液的稀释需要无硅水，钠标准溶液配置也需要高纯水，

相关配药用的器皿洁净度也要高。有条件的实验室均配备了高纯水装置，而有些实验室采用蒸汽代替均会造成偏差。此外，电导率标准溶液受外界影响大、联氨标准溶液要求无氧水且联氨也易受空气影响，氧标准溶液采用无氧水调零。这些均会影响分析结果准确性。 1.3 计量确认存在难点

DLT 677-1999火力发电厂在线工业化学仪表检验规程对酸度计（pH表）、钠表、电导率表、溶解氧表和二氧化硅分析仪提供了校验标准，而对磷酸根分析仪、联氨分析仪等表计的校验方法没有明确。此外，同样是测氧和钠分析仪器的测量原理有多种，校准方法也不同。新购置的离子色谱仪、极谱仪、原子吸收分析仪、荧光分析仪、有机碳分析仪和SDI分析仪均只能依照厂家要求进行自校验，甚至有些只能调零，对仪器测量误差和稳定性难以量值。 2 在线化学仪表水质查定

按照《化学监督导则》（DL/T 246-2006）的要求，不同参数的机组均配备了在线化学仪表，配置微机进行在线化学仪表的数据采集，实时显示、自动记录、报警、储存，自动生成日报、月报。溶解氧、阳电导率、pH值、联氨等受环境影响较大的汽水指标均有赖于在线化学仪表的准确测量。此外，受限于人工分析间断性，也只能依靠在线化学仪表对水汽品质实时监测。但在线化学仪表的准确性取决于仪表校准、电极维护、取样回路、恒温冷却以及故障判断等多个环节的控制。

2.1 在线化学仪表校准同样面临校验标准规程滞后的问题。

目前有些在线溶解氧表只能采用空气标定，联氨分析仪的标定受限于标准联氨溶液。电导率表可以按照标准规程进行检定，但整机校验中采用100和1000uS/cm的标准溶液校准，然后用于测量小于1uS/cm的阳电导。钠表与电导表的情况类似，采用pNa5和pNa4标定后测量蒸汽钠≤5ug/kg的情形均会引起测量结果偏差。

2.2 电极维护问题，在线化学仪表配套新电极更换费用高。不及时更换或修正，在线化学仪表测量的稳定性和可靠性会下降。电厂检查发现有些氧电极膜内充溶液已干，银电极表面氧化，仍继续使用。联氨、钠表、硅表和磷表的电极表面污染情况下也会造成精度下降。 2.3 取样回路对在线化学仪表的准确性影响很大，钠表、联氨表、氧表受水样流量较大，人工取样和在线仪表流量分配不均的问题也经常出现。

2.4 水样温度对在线化学仪表准确性影响很大，同一水样温度变化，测得的pH和电导的数值偏差较大。部分电厂的恒温冷却装置一直难以正常投运，水样温度超过35摄氏度，而GB/T 12145-2008中的控制标准均是基于25摄氏度的测量值，因此，温度超标时测量误差大，数据指导作用不强。

2.5 电厂目前均很重视在线化学仪表的投用率、合格率，但未加强对在线化学仪表的故障判断。比如现场检查发现发电机内冷水的pH表现是一直在7.5以上，但经了解该厂内冷水未经离子交换柱处理，只是采用除盐水排补。虽然采用6.86和9.18的pH标准溶液校准没有问题，但测量结果偏高，最后确认是配套电极不是专用的纯水pH测

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