中国发电机内冷水处理技术发展情况

概述

发电机内冷水处理方法选择不合理时，很可能导致水质指标达不到标准要求，并且容易发生空心导线的堵塞或腐蚀，严重时会使线棒发热、甚至绝缘烧毁，导致事故停机。据1993～1995年不完全统计，全国300Mw及以上容量发电机发生发电机本体事故及故障53台次，其中发电机定子内冷水系统事故及故障29次，占54.7﹪；堵塞事故9台次，占17.0﹪。堵塞事故处理所需时间长，造成的经济损失巨大。通常单台机组事故处理时间长达上千小时，少发电量数亿千瓦。

在1998年前，国内发电机内冷水处理主要以加缓蚀剂处理技术为主。自1998年华能岳阳电厂发生发电机绝缘烧毁事故以来，越来越多的电厂对发电机内冷水水质给予了高度重视。《关于防止电力生产重大事故的二十项重点要求》和《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》DL／T80l一2002的发布和实施，对发电机内冷水水质提出了更高的标准，加缓蚀剂处理方案已经不能满足新标准的要求。

国内经过40余年的研究和探索，使内冷水处理技术得到了长足进展，出现了多种内冷水处理技术：加缓蚀剂处理法、小混床处理法、超净化处理法、H／OH混床+Na／OH混床交替处理法、加NaOH处理法、除氧法等等。

国内发电机内冷水处理技术的发展状况

国内发电机内冷水处理技术的发展历程，大致可以分为三个阶段：20世纪60年代开始的初步研究阶段、20世纪70年代形成的加药处理技术为主常规离子交换处理为辅的阶段和碱性离子交换处理技术为主阶段。

初步研究阶段(1958--1976)

1958年上海电机厂生产出了世界上第一台l2MW双水内冷发电机，自此开始了内冷水水质处理技术的试验研究。由于当时国外只有定子冷却水处理的经验，因此需要自行研究解决双水水质的处理技术和控制方法。

在上海某调峰机组进行了最初的离子交换处理的尝试：离子交换柱采用塑料制成，取部分内冷水进行净化处理，内冷水的电导率和含铜量均有明显降低，取得了良好的效果。在当时环境下，生产部门虽然取得了很好的处理效果，但是在设计制造的落实上却遇到了困难，未能配备上这种装置。

另一种处理方法是降低内冷水中的含氧量。在华北某电厂采用开放式运行系统，将凝汽器凝结水通过凝结水泵直接送人发电机水系统，通过发电机吸收热量后，直接送人除氧器。这样，由于凝结水的含氧量很低，又没有再循环，不可能有大量的氧漏人，便能保证内冷水的低含氧量。经过处理后，内冷水的含氧量和含铜量均很低。但采用此方法，发电机的运行就取于凝结水泵的状况，很不安全。

限于当时的情况和诸多原因，这两种方法未能得以推广。只能靠加强排污，调节水质pH值和换水来维持内冷水的含铜量。操作和控制均很麻烦，除盐水损失也很大，而且每次停下吹管时，均会从中空导线中冲出大量黑棕色浑浊物。

内冷水处理技术方法分类

从原理上，内冷水处理技术可以分为5类：缓蚀剂法、换水法、普通小混床法、碱性处理法和氧含量控制法。

缓蚀剂法

铜缓蚀剂可以与水中的铜离子发生络合反应，生成保护膜覆盖在铜表面，从而减缓铜的腐蚀，常用的缓蚀剂有2-疏基苯并噻唑(MBT)、苯并三氮唑(BTA)、甲基苯并三唑(TTA)及其他复合缓蚀剂。内冷水加入缓蚀剂存在浓度检测困难、电导率和Cu2+易超标、铜导线堵塞等风险，1998年某厂1台使用BTA处理的发电机曾发生铜导线堵塞烧毁的事故，现在大型机组已很少使用此方法。最新电力标准DL/T 801—2010《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》中明确指出不推荐对内冷却水添加缓蚀剂以调控水质。

换水法

向发电机内冷水箱连续补入大量凝结水或除盐水同时排掉溢流水，使内冷水的电导率和离子含量合格。当补水为除盐水时，弱酸性并含有溶解氧的除盐水会加速铜导线的腐蚀。当补水为凝结水时，凝结水中含有氨，可以升高内冷水pH，抑制铜导线腐蚀，但凝汽器发生泄漏或水质变化将引起内冷水水质恶化，因此不利于发电机的安全。除此之外，连续排水的水量损耗很大，不够经济。

普通小混床法

将部分内冷水通过装有氢型树脂(RH)和氢氧型树脂(ROH)的混床，以除去杂质离子，降低电导率和Cu2+含量。由于混床出水缓冲性能差，空气中CO2漏入后出水呈酸性，会加速铜导线的腐蚀。某电厂采用H-OH型旁路小混床，冷却水pH大多在5.3~6.3范围内，铜导线腐蚀严重，水中Cu2+有时高达1 000 μg/L。可以看出这种处理方法无法满足内冷水水质要求。

简化处理法

碱化处理是通过向内冷水中添加碱化剂提高pH来达到减缓铜腐蚀的目的。根据碱化剂加入方式的不同，可以分为直接加碱法和离子交换微碱化法，前者是将配好的NaOH或氨水通过加药泵加入系统，后者是通过离子交换树脂将NaOH缓慢释放。内冷水中添加的碱化剂包括NaOH和氨，由于Na+对电导率的贡献小于NH4+，因此在同一pH下，NaOH溶液比氨溶液电导率低[9]，在敞开系统中，高温下氨的溢出会造成pH的波动，从这两方面看用NaOH比氨更合适。

直接加碱法

(1)凝结水调配法。这种方法是将凝结水精处理出口加氨和未加氨的水进行调配，通过电脑智能配比控制其pH在8.5左右，然后对内冷水箱进行补水，溢流水排入凝汽器与凝结水一起进入凝结水精处理系统进行处理。国内多台机组使用该方法后，内冷水pH、电导率和含铜量均能达到国家标准。由于该方法使用凝结水作为补水，因此存在凝结水泄漏使内冷水水质恶化的隐患，将溢出水回收至凝结水精处理系统，铜腐蚀产物可能会污染锅炉给水系统。

(2)小混床加碱碱化法。混床可以除去水中的杂质和离子，加碱可以提高内冷水的pH，因此让内冷水通过装有氢型树脂(RH)和氢氧型树脂(ROH)的混床，再向出水中加入NaOH或氨溶液调节pH可以保证电导率和pH合格。某厂1 000 MW机组内冷水水质长期不合格，改造后使用该方法，系统出水pH为8.0~9.0，电导率为1.0~2.0 μS/cm，Cu2+在10 μg/L以下。这种方法需要严格控制运行指标，并且对设备的可靠性要求很高，否则将可能造成pH和电导率的突然增高，威胁机组的安全。

(3)EDI加碱碱化法。由于双水内冷机组的密闭性不好，漏入的空气量非常大，内冷水甚至是空气的过饱和溶液，通过小混床加碱碱化法处理，小混床的运行周期很短，树脂将很快失效，为此裴峰等提出了一种电除盐技术(EDI)加碱的内冷水处理方法。运行时，加入0.2% NaOH溶液维持内冷水的pH在7.60~7.80，当系统电导率升高到设定值后，启动EDI，运行一定时间待电导率降到某一值后，停运EDI，当电导率再次升高到上限值时，重新启动EDI，如此循环。与混床相比，EDI的运行周期几乎是无限的，其只消耗电能，不需要酸或碱对树脂进行再生，所以无酸碱废水排放，更加环保。EDI还具有调节能力强的特点，可以通过调节投运时间来控制水质。

例子交换微碱化法

这种方法的特点是在混床中加入Na型树脂，利用水中阳离子与Na型树脂的反应将NaOH缓慢释放出来，降低了直接加碱存在的pH、电导率易超标的风险。

(1)Na型小混床法。Na型小混床中填充有一定比例混合的氢型树脂(RH)、钠型树脂(RNa)和氢氧型树脂(ROH)，运行时将1%~5%的内冷水进行循环处理，水经过混床时部分阳离子与RNa反应，使NaOH从树脂中缓慢释放，提高内冷水pH并降低电导率。普通的Na型小混床和超净化处理都属于这种方法。这种方法可以提高内冷水的pH，同时保证电导率合格，在多个机组上使用均取得了较好的效果。对于密闭性差的系统，该方法存在pH升幅不够、树脂的运行周期短的问题。

(2)双台小混床法。此系统包括1台RH/ROH型混床和1台RNa/ROH型混床，前者作为净化单元，后者作为pH调节单元。运行时通过调节两台混床的出水比例，即可升高pH，降低电导率。某厂200 MW机组使用这种方法改进系统后，内冷水的pH保持在7.4~8.0，电导率为0.3~0.8 μS/cm，铜5~10 μg/L，系统腐蚀得到缓解[32]。此种方法具有调节灵活、安全性好等优点，但也存在系统复杂、占地多、操作繁琐等缺点。

(3)电膜微碱化法。这种系统包括除离子器和碱化器，除离子器是一个H—OH型混床，阴阳离子在这里被除去。在碱化器中，水与钠型树脂在电场作用下反应生成微量的碱性物质，通过调节电场强度实现内冷水的pH调节。碱化器内反应如下：

该方法已经在600 MW和1 000 MW机组中使用，内冷水水质良好，未出现较大波动。这种方法具有自动化程度高、调节性强的优点，但设备启动和停止检查及操作步骤较为繁琐。

氧含量控制法

国外机组的内冷水处理会控制含氧量在贫氧区(<50 μg/或<20 μg/L)或富氧区(>2 mg/L)，贫氧工况和富氧工况都包括碱性和中性两种。

在系统密闭性足够好的情况下，贫氧中性工况很简单，只需要通过旁路混床维持电导率合格即可，然而保持系统的密闭性却并不简单，需要做到以下几点：(1)监测所有的空气潜在入口;(2)对补水进行除氧，否则严格限制补水量;(3)冷却水和补水水箱以超压N2或H2密封，以除去水中的气体，防止空气的进入;(4)停机期间防止接头处接触空气。贫氧碱性工况下除了要注意密闭性外，为了得到持续低溶氧量，还要保持pH稳定。富氧中性工况需要时刻保持高含氧量，除此之外，由于CO2的溶入，大的混床流量(>10%)也是必要的，当混床水流量很大时，系统中CO2的含量可忽略。富氧碱性工况需要满足上述高氧工况和碱性工况的要求。

值得注意的是，在贫氧工况下，使用还原剂或抗氧化剂会存在电导率易超标的问题，还可能使沉积物压缩从而增加去除难度，因此不推荐使用。一些使用载有除氧剂的树脂或钯树脂加氢除氧的方法也存在清洗周期的问题，当设备清洗时水中的O2会被Cu迅速消耗，因此需要额外的监督和维护。

国内的电厂很少监测和控制氧含量，近年来也开始进行这方面的尝试。国内某电厂300 MW机组采用富氧碱性工况，内冷水溶解氧为3 000~4 500 μg/L，电导率小于2 μS/cm，pH能够长期维持在8.0~9.0，内冷水含铜平均值约为5 μg/L，运行状况良好。

结语

目前国内机组的内冷水系统普遍采用碱性处理法，这些方法有效地缓解了铜导线的腐蚀情况，在实际应用中取得了不错的效果。但对于密闭性不好的系统，由空气漏入引起的小混床周期短、pH偏低、O2含量难以控制等问题仍需要进一步解决。在以后的内冷水处理中，可以从以下几个方面进行改善。

(1)在系统中增加CO2吸收和脱除设备，比如内冷水箱加装CO2吸收器，减少CO2的影响;(2)机组停机检修时应尽量使内冷水系统正常运行或对导线进行充氮保护，降低导线内部与潮湿空气接触的时间，以免造成停备腐蚀;(3)对氧含量进行监测和控制，改善系统的密闭性，比如水箱液面上方用氮气或氢气密封以除去氧气，防止系统在中氧(100~500 μg/L)工况下运行。