大型发电机内冷水处理方法

1、大型发电机内冷水处理方法综述苏尧 1,马英 2(1.北京国华电力技术研究中心有限公司,北京市 065201;2.北京国华电力有限责任公司,北京市 100025摘要 :国内外大、中型发电机内冷水处理技术普遍存在问题,造成发电机内冷水电导率和 pH 值达不到有关标准规定 的要求。根据现有的国家标准和行业标准对发电机内冷水提出的水质要求,在总结国内外研究成果和运行经验的基 础上,提出了发电机内冷水处理的 6种方法,并进行了详细分析与比较,为国华公司 600MW 发电机组安全经济运行 提供了重要的技术支持。关键词:发电机内冷水 控制指标 处理方法1内冷水处理技术的由来国内外大、 中型发电机内冷水处理技

2、术普遍存在问题, 造成发电机内冷水电导率和 pH 值达不到 有关标准规定的要求。由于发电机冷却水是在高压电场中作冷却介质,对水质要求高,与普通冷却 水相比,除了要满足不腐蚀、不结垢的要求外,还必须有良好的电气绝缘性能。近年来随着大容量、 高参数发电机组的投入运行,对发电机内冷水品质的要求越来越高,以确保发电机组设备的安全运 行。发电机内冷水水质应符合如下技术要求:(1 有足够的绝缘性能(即足够低的电导率 ,以防止发电机线圈的短路;(2 对发电机铜导线和内冷水系统无腐蚀性;(3 不允许发电机内冷水中的杂质在空心导线内沉积结垢,以免降低冷却效果,使发电机线棒超温,绝缘老化和失效。2 内冷水处理的原

3、理根据 CuH2O 体系的电位pH 平衡图,当溶液的 pH 为 7.610.31 时,Cu 处于热力学上的稳 定区。另外,随着水中溶解氧含量的增大,开始时铜的腐蚀速率也增大。但如果继续增大溶解氧的 含量,则铜的腐蚀速率又趋于降低。因此,从理论上讲:(1调节溶液的 pH 值可以控制铜的腐蚀;(2降低溶解氧的含量,也可以达到防腐的目的。3 内冷水处理可能出现的问题目前大型发电机组内冷水水质及运行方面存在的主要问题是:内冷水 pH 控制不稳,电导率、铜 离子含量超标,铜导线腐蚀速率高,沉积物阻塞水回路造成线圈温升增加,且由于系统密闭性较差 造成补水频繁、水量损失较大等。具体表现在水质控制指标难以合格

4、、运行操作量大、水量损失严 重等。一些电厂曾发生因内冷水水质不理想引起发电机空芯铜导线烧毁、频繁跳机或降负荷运行等 事故,对发电机安全运行造成了严重威胁。分析发电机内冷水系统事故原因,可以发现:内冷水系统堵塞事故,主要是由冷却水水质不合 格造成的。电力工业高科技技术的发展和单机容量的提高,进一步要求内冷水水质能长时间保持稳 定,尽可能不对设备运行产生影响或少产生影响。因此,保持内冷水水质稳定,尽可能减缓或防止发电机铜导线的腐蚀,防止腐蚀产物堵塞空芯铜导线,是内冷水处理所面临的主要问题。 4 内冷水控制的指标4.1铜的控制虽然对内冷水的 pH 值和电导率进行了限制, 但是铜线棒不可避免有一定的腐

5、蚀。 规定发电机内 冷水含铜量其本意是控制铜的腐蚀,但是实际上内冷水的含铜量不能说明铜的腐蚀速率,因为含铜 量与运行时间、补充水率、旁路处理以及内冷却水的处理方式有关。由于内冷却水是处于循环状态, 在运行过程中内冷却水的含铜量会逐渐增高。 如果不对内冷却水进行(部分或全部 更换或进行部分 旁路处理,铜离子高到一定程度,会产生 CuOH 或 Cu(OH2的沉淀,产生沉淀的条件见表 1,轻则影 响传热,重则堵塞铜线棒的水流通道。表 1 产生沉淀的条件 温度( K SP pH 沉淀形式 -20Cu2+ 3502+ 1402-14Cu + 10g/LCu + 6.4各种标准中规定的含铜量是指含铜总量,

6、包括Cu 2+、Cu +以及铜的腐蚀产物等。对于内冷却水含铜量的规定见表 2,在DL/ T 561-1995火力发电厂水汽化学监督导则中规定添加缓蚀剂时,不 大于 40g/L;不加缓蚀剂时不大于 200g/L。在DL/T 889-2004电力基本建设热力设备化学监督导 则中规定为不大于 200g/L,目标值为不大于 40g/L。在GB/ T 12145-1999火力发电机组及蒸 汽动力设备水汽质量中规定为不大于 40g/L。在DL/T 801-2002大型发电机内冷却水质及系统 技术要求中规定铜含量小于 40µg/L。表 2 对内冷水含铜量的规定标准编号DL/T801-2002 GB

7、/T12145-1999 DL/T561-1995 DL/T 889-2004 备 注 铜(g/L 40 40 40200 40 200 添加缓蚀剂 不加缓蚀剂通过以上分析可以看出,有些标准规定含铜量200g/L明显偏高,应控制40g/L,甚至更 低才安全。4.2 pH的控制理论上讲,当溶液的pH处于 7.610.31之间 时,Cu 处于热力学上的稳定区, 超过此范围, 腐蚀速率均会增加,如图 1所示。如果按DL/T 801-2002的要求,电导率不应超过 2µS/cm, 分别采用NaOH或氨水调节pH值, 理论上可分别达到 8.89和 8.85。这是规定pH值上限的依据。实际上内冷

8、水中还含有其他离子, 如Cu 2+、Cu +(来自铜的腐蚀 和 HCO (来自空气中的CO 32等,它们均会影响电导率。 在保 证电导率不超标的前提下pH值远远达不到标准所规定的9.0。因此,其他 3个有关发电机内冷却水的标准均没有规定pH值的上限。与水汽系统相比, 由于内冷却水系统的总容积小, 用氨水或其他碱化剂调节 pH 值时所需的药量 很少,且 pH 值的精确控制很困难,所以很多电厂都不加药调整,并直接采用除盐水作为补充水。因 此, DL/T 801-2002规定 pH>7.0(25,其他 3个有关内冷却水的标准均规定 pH>6.8(25。这 是规定 pH 值下限的依据。这里

9、需要说明的是,虽然 DL/T 801-2002规定的 pH 值比其它 3个标准提 高了 0.2,但是具体执行时,必须采用微碱性混床处理或加碱化剂的方式,否则不能保证 pH>7.0(25的要求。也就是说,DL/T 801-2002是最严格的发电机内冷水标准。另外,为了减少铜的腐蚀,在电导率不超标的情况下,应尽量提高 pH 值。4.3电导率的控制在 DL/T 561-95火力发电厂水汽化学监督导则中规定为,在 25时电导率不大于 10S/cm。 在 GB/T 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准中规定为,在 25时电导率不 大于 5S/cm。在 DL/T 801-200

10、2大型发电机内冷却水质及系统技术要求中规定为,在 25时电 导率不大于 2S/cm。在 DL/T 889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则中规定为,在 25 时电导率不大于 2S/cm,也就是说随着时间的推移,电导率的标准越来越严格。这主要是发电机内 冷却水的水质标准不像锅炉给水、炉水标准那样划分详细的压力等级,几乎所有容量的发电机都使 用同样的冷却水标准。但是,小容量的发电机,由于发出电力的原始电压较低,所以要求的电气绝 缘等级也就相对较低。因此,内冷却水的电导率标准也就可放宽些。近几年来,机组容量向超大化 发展,发电机发出电力的原始电压提高了,发电机要求的电气绝缘等级也就相对提高了

11、。一般来说, 老机组如果没有电气绝缘问题,原来执行的标准仍可继续执行;而对于大容量的发电机组,就应执 行最新最严格的标准。值得注意的是,在 GB/T 7064-2002透平型同步电机技术要求中对电导率的要求为在 25时 “采用独立密闭循环的水系统为 0.5S/cm1.5S/cm” 。 按照前面的理论分析, 这一指标与 pH 值指标 (7.09.0的要求存在一定的矛盾。4.4溶解氧的控制图 2 溶解氧浓度与铜腐蚀速度的关系曲线(40 水中溶解氧具有双重性质,在一定条件下起腐蚀作用,含量较高时对腐蚀又有延缓作用,但 氧含量较高时的腐蚀速度仍较大 (见图 2 ,因而不能通过提高发电机内冷水氧含量来抑

12、制空芯铜导线的腐蚀。溶解氧在铜的腐蚀中充当阴极去极化剂, 溶解氧的存在会引起铜的腐蚀, 促进不稳定的氧化物生成。常温 25时,水中溶解氧饱和时,氧的质量浓度为 613mg/L,温度升高,溶解氧含量下降。内冷水系统的运行温度通常为 4085(空芯铜导线部位水温常在 40以上 。通常溶解氧含量在 0.52.0mg/L之间时,铜的腐蚀速 度较高,因此内冷水系统溶氧量正好处于铜腐蚀速度较高的范围。为避免腐蚀,国外对发电机内冷水溶氧量的限制是小于 20g/L或 50g/L,日本要求小于 20100g/L,我国发电机冷却水的水 质指标中, 除 DL/T801-2002大型发电机内冷却水质及系统技术要求 中

13、规定溶解氧的含量 <30g/L外,其余标准没有对溶解氧的含量的提出要求。5 目前几种内冷水处理方法不同容量机组的内冷水系统有所不同,甚至相同容量的机组,由于密闭性不同,其内冷水系统 也存在着差异,不同机组在内冷水系统的密闭性、内冷水补充水水源以及其它各方面也可能存在差 异,因此在实际中不存在一种可以应用于所有机组的内冷水处理方式。因此,内冷水处理方式呈多 样化发展。5.1 单床离子交换微碱化法该技术选用除盐水或凝结水作为内冷水水源,通过对发电机内冷水系统原设计配备的离子交换 器填充按一定比例混合的 RH、RNa 型阳树脂和 ROH 型阴树脂,采用离子交换缓释,利用旁路离子交 换净化系统,

14、对占循环流量的 1%5%的内冷水进行微循环处理,将离子交换器缓慢释放出的微量碱 性物质(NaOH带入内冷水箱,实现对内冷水的微碱化处理。经一定时间的微循环处理,将内冷水 的 pH 值调节到 7.09.0范围之内,电导率稳定在2.0S/cm。内冷水因铜导线与溶解氧和溶解的CO 2发生腐蚀反应而含有Cu 2+和HCO 3-,将离子交换器内的树脂 部分换为Na型阳离子交换树脂(RNa,通过旁路系统,让部分内冷水流进离子交换器,出水返回内冷 水箱。在离子交换器(混床内的混合树脂层中,发生下列离子交换反应:Cu 2+2RNa=R2Cu+2Na+HCO 3-+ROH=RHCO3+OH-经过离子交换反应,内

15、冷水中微量的溶解中性盐Cu(HCO3 2转化为NaOH。根据试验结果,可以计 算出混床进水Cu 2+浓度与出水pH值的关系,进水铜离子越大,经过碱化树脂后的出水pH就越高,计算 结果表明,该方法可有效地将内冷水的pH调节成微碱性。微碱性的混床出水,进入内冷水箱后,先 中和水箱内的微量酸性物质,降低内冷水的腐蚀性;然后提高水的pH值至 7.09.0,进一步发挥抑 制铜导线腐蚀的作用。铜导线的腐蚀得到控制后,内冷水的pH值自动维持在一个相对稳定的最佳值 附近。对于密封性不好的系统,内冷水箱要加装CO 2吸收器,防止因水位波动呼吸作用引起的空气中 的杂质粉尘以及CO 2溶入,净化内冷水水质,减缓内冷

16、水对系统的腐蚀。这种处理方式可使树脂的使用周期延长到 12a,且可使内冷水的 pH 值长期稳定在 7.0以上, 从根本上减缓和抑制了对铜导线的腐蚀。该处理方法已在多台发电机组的内冷水系统中应用,效果 理想。但要注意,内冷水系统在投运前应冲洗干净,尽量不要有颗粒物、铁锈等杂质,特别是对初期 投运的系统,防止污染树脂。离子交换器的进水要用布水器,防止偏流,离子交换器出口设树脂捕 捉器,防止树脂漏入发电机,影响安全运行。离子交换器的进出口均应安装在线电导率和 pH 表,监 测离子交换器的进出水水质状况。投运时,树脂应正洗彻底,混床出水水质合格才能并入系统。不 能对离子交换器进行反冲洗,防止破坏树脂床

17、层,影响离子交换器出水水质,进而影响微碱化效果。5.2 离子交换-加碱碱化法该处理方法选用除盐水或凝结水作为内冷水水源,选用优级纯的氢氧化钠作为碱化剂,配制成 0.1%0.5%的溶液。碱化剂加在内冷水离子交换器的出口,在控制电导率不大于 2.0S/cm的条件 下,调节 pH 值在 7.09.0范围内。该方法加药点设在内冷水离子交换器的出口处, 采用计量加药泵加药, 由内冷水的 pH 值和电导 率控制加药速度和加药量。加药前,先投运离子交换器,使内冷水电导率降到 0.5S/cm以下,然 后在内冷水离子交换器运行状态下,投运加药泵,用离子交换器出水将碱化剂带入内冷水箱。加药 控制内冷水进口母管 p

18、H 值在 8.0±0.5范围,同时监测内冷水中的钠离子含量和电导率。加药时间 由内冷水电导率及 pH 值变化确定,控制内冷水 pH 值上升到 8.5以上或电导率超过 1.5S/cm,停 止加碱化剂。碱化处理后内冷水 pH 值出现下降的主要原因:发电机内冷水系统设计为密封系统, 但仍受空气 中氧和二氧化碳的影响,碱化处理后的内冷水的 pH 值运行中呈缓慢下降趋势。为了更有利于内冷水 pH 值的稳定,控制运行中的氧腐蚀,对 AVT 运行的机组,建议采用溶解氧 含量较低的凝结水精处理混床出水作为内冷水的补充水,或者在内冷水箱加装充氮气密封措施,使 发电机的铜导线处于更合理的运行状态。由于该

19、方式是直接加入强电解质 NaOH,对运行指标的控制和设备可靠性的要求都较高,一旦某 个环节出现问题,将会引起内冷水的电导急剧上升,直接威胁机组的安全运行,因此对设备的可靠 性能要求较高。5.3 凝结水与除盐水协调调节法该运行方式以凝结水和除盐水以一定的比例混合作为内冷水的补充水, 以满足 pH 值和电导率的 双重要求。凝结水因含有氨,所以 pH 值偏高,电导率亦偏高;而除盐水则 pH 值低,电导率亦低。 当发电机内冷水水质超标时,若是 pH 值偏低,则向内冷水系统补充凝结水来并配合排污来提高 pH 值;若是电导率高则向内冷水系统补充除盐水来达到降低电导率的目的。但要注意,一旦凝结水水质恶化,如

20、凝汽器发生泄漏,将导致内冷水水质不合格,给机组安全 运行造成隐患。5.4 离子交换-充氮密封法选用除盐水或凝结水作为内冷水水源,利用发电机内冷水系统原设计配备的离子交换器按混床 方式运行对部分内冷水进行处理,以降低电导率和水中的铜离子及其他溶解杂质。内冷水电导率控 制在 2.0S/cm以下。采用此方法处理时,内冷水 pH 值一般偏低,应配以加碱碱化或改用微碱化混 床处理方式进行处理,以维持较高的 pH 值。当系统密封不严,空气中的二氧化碳和氧气溶入内冷水 时,会使内冷水的 pH 值降低,加剧铜线棒的腐蚀。应通过充氮气来隔绝空气中的二氧化碳和氧气, 减轻铜导线的腐蚀。 内冷水的溶解氧控制在 30

21、g/L以内。 充氮气维持系统微正压, 不超过 100kPa。 因为内冷水箱气侧压力过高,可能导致回水不畅,循环泵出水压力过高等不良状况出现,故应密切 注意氮气压力。根据内冷水箱水位的变化,应及时补充除盐水,同时为减少补充的除盐水带入溶解氧，应尽量减少内冷水的损失。 5.5 氢型混床-钠型混床处理法 发电机内冷水旁路系统中设计两台离子交换器，一台采用钠型混床(RNa/ROH，另一台采用氢型 混床(RH/ROH， 通过双混床并联旁路运行的碱性运行方式对部分内冷水进行处理来调节内冷水水质。 正常运行时采用钠型混床全开，氢型混床备用的原则。 当内冷水 pH 值偏低时，通过补除盐水和加大排污来提高 pH

22、 值；当内冷水电导率偏高时，可通 过运行氢型混床来降低电导率。 该方式的不足之处在于：树脂失效周期较短，一般为数月，更换树脂及运行中调节操作和控制 较为频繁。 5.6 除氧法 德国西门子公司开发了一种去除发电机内冷水溶解氧的技术。即向内冷水箱上部空间充氢气， 使内冷水含有一定的溶解氢，在内冷水循环系统的旁路系统中，以钯树脂做接触媒介，使水中溶解 氧还原为H2O。这种方法可将内冷水的氧含量控制在 30g/L以下，能有效的控制空芯铜导线的腐蚀。 但是由于使用氢气，存在安全隐患，再加上钯树脂价格昂贵且对系统气密性要求高等原因，在国内 没有应用。 目前，也有研究采用真空除氧技术对内冷水进行处理，以降低

23、内冷水的溶解氧含量。此方法对 内冷水连续进行除氧，所以在内冷水系统的运行操作导致的短时间空气泄漏和连续的微量泄露的条 件下依然可以保证内冷水的溶氧量达标。 6 不推荐的处理方法 6.1 添加缓蚀剂法 向内冷水中投加一定量的铜缓蚀剂，如 MBT、BTA、TTA 等，其作用是铜缓蚀剂与水中铜离子 络合生成难溶沉淀，覆盖在铜表面，形成保护膜，以减缓铜基体的腐蚀。 内冷水系统换水时一定要换至电导率 1.5S/cm 以下，方可开始加药，换水结束时应立即加药， 向内冷水系统添加缓蚀剂母液不宜过快，同时严格执行定期换水制度。 添加铜缓蚀剂的方法存在的问题是，必须连续保持水中一定量的铜缓蚀剂，否则水中铜离子含

24、 量会很快升高；加入铜缓蚀剂后，水的电导率会升高，易造成电导率超标；缓蚀效果与补水水质、 发电机铜导线表面状况及药品的加入方式和加入量有很大关系，最佳剂量和控制标准及药品浓度的 现场检测较为困难；在内冷水水流较缓慢的区域发现铜缓蚀剂的析出或形成粘泥，这些粘泥和腐蚀 产物易在空心铜导线中沉积形成污垢，严重时堵塞水流，使线棒超温，最终烧毁线棒，影响发电机 安全稳定运行。 对于小容量机组来说，由于对内冷水水质及电气绝缘等级要求低，该方法在一定条件下是有效 的，基本不会带来太大的问题。另外，国家电力公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求 对发电机冷却水水路堵塞问题做了进一步规定，明确指出：125MW

25、 及以下机组允许运行中添加缓蚀 剂，但必须控制 pH 值大于 7.0，故目前国内仍有部分电厂采用该项技术。但对于 200MW 级以上机组， 在 DL/T 801-2002大型发电机内冷却水质及系统技术要求明确规定：非密闭式的内冷却水系统， 若为控制水质根据现场具体情况添加缓蚀剂时，应密切监视添加后的运行情况。设置有旁路混合阴 阳离子交换器的内冷却水系统，不应添加缓蚀剂。 6.2 换水法 发电机内冷水箱采取连续大量补入除盐水或凝结水，并保持溢流排水的运行方式。虽然通过连 续的补水，使得内冷水质指标达到合格范围内，但由于补水和系统中水质的 pH 值较低，因此并未真 正抑制铜导线的腐蚀。凝结水、除盐水一旦受到污染，发电机内冷水水质也随之遭受冲击污染，危 及设备的安全运行。特别是采用凝结水作为补水时，当凝汽器突然泄漏时，会殃及内冷水系统，严 重时将导致停机事故的发生。因此该方式不仅对系统的安全稳定运行不利，而且浪费了大量的除盐 水或凝结水，再加上换水运行，工作量较大，操作不当有可能影响发电机的安全运行。 7. 总结及建议 根据现有的国家标准和行业标准对发电机内冷水提出的水质要求，目前国内外用于发电机内冷 水处理的方法不外乎以上几种，每一种方法都有各自的适用条件和范围，为发电机组安全经济运行 提供了重要的技术支持。 对于国华公司目前运营的 600MW