热电厂水质检测的核心指标包括 pH 值、电导率、溶解氧、硅含量、钠离子、磷酸根等，它们主要通过安装在线的化学仪表进行实时、连续的监控。

热电厂锅炉如同一个巨型 “高压锅”，水质不佳会立刻引发三大危机：结垢、腐蚀和积盐。一层仅 1 毫米的水垢，就能让燃料消耗飙升 2%~5%。更可怕的是，腐蚀可能导致爆管停炉，一次非计划停机带来的经济损失动辄上百万元。因此，在线水质监测不再是 “辅助”，而是保障电厂安全、经济和环保运行的 “神经中枢”。

给水系统监测 – 守护锅炉的 “第一道防线”

给水，即进入锅炉前的补充水，其纯度直接决定了锅炉内部的健康环境。国标《GB/T 12145-2022 火力发电机组水汽质量》对此有明确规定，给水系统监测是热电厂水质检测的首要环节。

核心指标与对应仪器

pH 值：国标要求范围通常为 8.8~9.3（有铜系统）或 9.2~9.6（无铜系统）。pH 过低会加速酸性腐蚀，过高则可能引起碱性腐蚀。在线 pH 分析仪是必不可少的设备，其电极需耐受高温高压。

溶解氧：要求降至 7 μg/L 以下，甚至超临界机组要求低于 5 μg/L。溶解氧是造成锅炉系统氧腐蚀的元凶。在线溶氧分析仪（通常采用极谱法或荧光法）能实时监测除氧器效果，为加药除氧提供精准依据。

电导率：给水电导率（氢离子交换后）是衡量水中离子杂质总量的综合指标。在线电导率仪结构简单，但数据至关重要，能快速反映精处理系统是否失效。

实战应用场景

在某 600MW 亚临界机组的应用中，运维人员通过在线溶氧表发现溶解氧数值从 3μg/L 缓慢升至 8μg/L，及时排查发现除氧器内部装置有松动，避免了系统性的氧腐蚀风险，凸显了在线水质监测的预警价值。

炉水与蒸汽系统 – 高纯度蒸汽的 “质量把关人”

锅炉本体的水和产生的蒸汽处于高温高压状态，对其品质的要求更为苛刻，这一环节的水质检测指标管控直接影响机组出力效率。

核心指标与对应仪器

硅含量：二氧化硅（SiO₂）在高压蒸汽中溶解度大增，会析出在汽轮机叶片上形成坚硬难除的硅酸盐垢，极大影响出力效率。国标对蒸汽中的 SiO₂有严格限值（如≤20 μg/kg）。在线硅酸根分析仪通过钼蓝比色法，能实现 μg/L 级别的精准监测。

钠离子：钠是盐类物质的代表，其含量是判断蒸汽纯度的重要标志。在线钠离子监测仪（使用离子选择性电极）灵敏度极高，能检测到 ppt（万亿分之一）级别的钠含量，是诊断过热器、再热器泄漏的 “听诊器”。

磷酸根：对于采用磷酸盐处理的炉水，维持一定的 PO₄³⁻浓度（通常 2~10 mg/L）能在金属内壁形成保护膜并调节 pH。在线磷酸根分析仪同样基于比色法，实现自动加药控制。

仪器选型参考

在近几年的电厂化学仪表招标文件中，像赢润 ERUN-SZ 系列电厂在线式锅炉水质分析仪这样的集成化方案频繁出现。它将多种参数的测量模块（如硅、磷、电导率、溶解氧等）集成于一体，减少了取样管路，提升了数据集中度和运维效率，特别适合在空间有限的现场部署。

凝结水系统 – 回收利用的 “质检中心”

汽轮机做完功的乏汽凝结成水，是电厂最主要的工质回收。但此过程极易被冷却系统泄漏污染，凝结水系统的水质检测是工质回收安全的关键保障。

核心指标与对应仪器

电导率与钠离子：依然是检测冷却海水或循环水泄漏的最灵敏指标。一旦在线钠表读数出现阶跃性升高，几乎可以立刻断定有凝汽器管泄漏。

溶解氧：监测凝结水系统是否严密，有无空气漏入，避免溶解氧引发的二次腐蚀。

案例分析

沿海某百万千瓦机组曾遭遇凝结水水质突然恶化，常规巡检难以定位。正是依靠安装在凝结水精处理系统出口的在线电导率仪和钠表的实时数据曲线，精准判断出泄漏发生在 B 侧凝汽器的特定位置，为快速隔离和检修赢得了宝贵时间，体现了在线水质监测的实战价值。

构建智能水汽监测体系的价值

总而言之，现代热电厂的水质管理早已超越了传统的人工化验，转向以在线化学仪表为核心的自动化、智能化监控。这套系统不仅是满足国标要求的合规之举，更是电厂实现多重目标的核心支撑：

安全运行：预警腐蚀与结垢风险，杜绝恶性事故；

经济效益：提高热效率，延长设备寿命，减少停机损失；

环保减排：优化排污和加药，降低化学品消耗与环境负荷。

热电厂水质检测绝非简单达标，而是保障能源效率与安全的基石。按国标精准配置在线设备，能将水质风险降低 90% 以上（数据来源：中国电机工程学会 2023 白皮书）。做好在线水质监测，选用适配的锅炉水质分析仪，才能让热电厂稳定、高效、经济地持续运行。