1 000 MW机组发电机内冷水处理优化研究

何磊

（神华国华绥中发电有限责任公司，辽宁葫芦岛 125222）

长期以来，发电机内冷水处理系统一般由发电机厂家随机配套，高参数、大容量超超临界机组对发电机内冷水水质的要求越来越高。发电机厂家配套的内冷水处理系统及工艺已经越来越滞后于机组的发展，不能满足目前机组的要求，给发电机的安全运行带来了隐患。高质量的内冷水品质对保证发电机组的安全运行具有十分重要的意义。

发电机的内冷水大多采用除盐水，大气中CO2和O2的溶入使内冷水pH值降低、溶解氧含量升高。发电机空心铜导线长期处在含O2的微酸性水浸泡状态下运行，极易被腐蚀。部分腐蚀产物在导线内表面上沉积，使其冷却散热能力下降，造成发电机线棒过热。严重时腐蚀产物有可能堵塞空心铜导线，使冷却水流量下降，线棒过热，甚至线棒烧损，迫使停机检修，直接危及机组的安全运行。

国内外许多研究部门对内冷水处理问题进行了大量的研究，提出了多种处理方法，如添加缓蚀剂法、溢流排水法、pH调节法、小混床处理法、超净化处理法等。本文通过分析百万等级发电机组目前内冷水处理现状，阐述百万等级发电机组内冷水处理的重要性。通过对目前较为成熟的几种内冷水处理装置的分析和比较，为电厂选择合适的发电机内冷水处理技术提供借鉴。

1 1 000 MW发电机组内冷水处理的现状

目前，国内陆续投产的1 000 MW机组越来越多，发电机定子绕组绝大多数为铜材质，个别机组定子绕组为不锈钢材质。发电机的冷却方式都是水—氢—氢方式。从目前已运行的机组来看，内冷水水质基本能够达到生产厂家规定的标准（见表1），但是很难达到《大型发电机内冷却水及系统技术要求》（见表2）。

表1 某1 000 MW机组发电机厂家规定内冷水水质标准

表2 大型发电机内冷却水水质及系统要求（DL/T801—2002）

从表1、表2中可以看出，东方电机厂对内冷水的电导率要求很高，一般要求DD（25℃）＜0.5μs/cm，原因是厂家出于对发电机绝缘的考虑。日立公司要求pH:6～8、DD（25℃）＜0.2μs/ cm，可见日立公司对内冷水电导率要求更严。根据对已运行的1 000 MW机组内冷水水质情况统计结果看，使用发电机厂家随机配套的处理装置，其内冷水电导率一般低于0.5μs/cm，有的电厂甚至低于0.2μs/cm，pH一般在6.3～6.8，铜离子含量一般小于25μg/L，尽管如此，内冷水pH却很难达到《大型发电机内冷却水水质及系统要求》（DL/T801—2002）中pH为7～9的要求，铜导线的腐蚀在所难免。通过了解，这些电厂的内冷水处理装置都是发电机厂家随机配套的设备，一般都采用小混床旁流处理的方式，内冷水水箱采用充氮密封，运行方式为贫氧或富氧方式。从各电厂的运行效果看，个别电厂发生了定子饶组大面积堵塞的严重事故，部分电厂出现了定子层间温差及出水温差增长趋势、绕组冲洗频繁等情况，说明铜导线腐蚀较重、沉积物增多。可见，内冷水水质的好坏将直接影响发电机的安全运行，对1 000 MW机组来讲更应引起足够重视。

2 目前国内采用的内冷水处理工艺

2.1 小混床旁路处理工艺

发电机厂家配套的内冷水处理工艺一般为小混床旁路处理工艺，其原理是取自内冷水循环量的8%～10%通过小混床旁路处理，除去内冷水中的铜离子和其他杂质离子，使内冷水的电导率和铜离子浓度达标。大部分采用此工艺的内冷水系统的电导率低于0.5μs/cm（25℃），铜离子浓度低于10 μg/L处理效果达到标准要求。但是处理后pH值仍不能达标，铜导线腐蚀的因素依然存在。所以该工艺虽然满足了发电机绝缘要求，但掩盖了铜腐蚀现象，甚至有可能加速铜的腐蚀。

2.2 微碱化或超净化内冷水处理工艺

该工艺是在小混床技术上发展起来的内冷水处理工艺，改变了小混床的离子交换树脂种类及其数量比例，达到改善处理出水水质的目的。在结构上仍属于混床处理范畴。该工艺能有效提高内冷水pH值，出水水质决定于小混床中的离子交换树脂层态分布及其数量比例，不能人为调控内冷水水质，所以在一个运行周期内水质是变化的，处理能力受到多种因素的制约，只能用于内冷水水质较好的机组。对于水质较差的机组使用周期短，运行操作频繁，水质波动大，且使用的离子交换树脂不能再生，使用一个周期后必须更换，运行成本高。

2.3 投加铜缓蚀剂工艺

一般小型机组采用此工艺，其原理是在内冷水中投加低剂量的BTA、MBT等铜缓蚀剂。由于铜缓蚀剂的作用，有效阻止了铜线棒的腐蚀，该工艺效果明显，铜离子浓度和电导率都有一定程度降低，但要稳定达标有困难，尤其是pH值仍不能达标，所以运行中仍采用不断换水的方式来保证电导率和铜离子浓度达标。另外，根据采用此工艺的发电机铜线棒过水通道沉积物的化学分析，缓蚀剂BTA与铜离子形成的络合物是沉积物的主要成分，说明采用投加铜缓蚀剂工艺处理内冷水的方法有可能造成内冷水通道堵塞。

2.4 加碱处理工艺

采用内冷水超净化装置，使电导率符合要求，然后在内冷水中加入少量易溶碱性物质以提高内冷水pH值的处理工艺。这种工艺要求加药泵的稳定性非常高，否则会造成内冷水电导率发生急剧变化。

2.5 以加氨凝结水作为补充水的处理工艺

这种工艺一般有凝结水和除盐水两路补水，两路补水量的调节靠自动调节系统完成。该工艺尽管把内冷水pH值提高到7.2以上，但是凝结水带入内冷水系统的氨和铁氧化物等杂质将给内冷水系统带来安全隐患，已有采用此工艺的发电机铜线棒内冷水通道里发现有氧化铁的沉积物。

3 发电机定子绕组大面积堵塞事故分析及调整方法

3.1 事故分析

我国某电厂1 000 MW机组投产后，运行约半年就发生了定子绕组铜导线大面积堵塞的严重事故，被迫停机检查，发现线棒普遍发生堵塞现象，部分空心铜导线接近堵死（见图1）。取样化验后，其腐蚀产物主要是氧化铜。反冲洗没有效果，最后只能进行酸洗，历时近20天才解决问题，损失较严重。

图1 某电厂1 000MW发电机定子线棒出水端腐蚀产物堵塞情况

从该厂运行情况看，发电机内冷水pH值在7.0左右，电导率在0.08～0.10μs/cm，铜离子在10～25μg/L（该厂控制标准:DD（25℃）≤0.5 μs/cm、Cu≤40μg/L、pH（25℃）:7～9、硬度≈0）。厂家提供的标准为:DD（25℃）≤0.2 μs/cm、Cu≤50μg/L、pH（25℃）:6～8、O2≥1 mg/L、硬度≈0。

从原因上分析，首先，由于在机组运行过程中，内冷水pH值过低（即便是在7左右），仍会促进内冷水系统的铜腐蚀，虽然该厂内冷水水质控制没有超出制造厂要求范围，但在运行中也出现了较严重的腐蚀产物堵塞现象，说明制造厂提供的内冷水水质标准，尤其是pH值控制标准不能有效控制腐蚀的发生及腐恂产物沉积堵塞。其次，电导率的控制并非越低越好，日立公司提出的内冷水电导率DD＜0.2μs/cm不利于pH值的调整，反而会加速铜线棒的腐蚀，根据腐蚀产物的成分分析，有铜、铁及铬的氧化物，分析说明:铜的氧化物来自于线棒腐蚀。铁和铬的氧化物来自于不锈钢管道系统的腐蚀，说明日立目前控制的pH值6～8偏低。低pH值条件下日立公司提出的溶解氧标准大于1 mg/L是不合适的，在溶解氧低于4 mg/L时，铜的腐蚀速率仍然较高。最后，在相同pH值下，富氧运行方式下的铜的腐蚀速率高于贫氧运行方式。在低pH值富氧情况下，空心导线的铜腐蚀产物更容易剥离，如果超过腐蚀产物的溶解度就会在温度较高的出水端（汽机侧）发生二次沉积。

3.2 调整方法

a．调整内冷水pH值由目前的6.0～8.0至8.0～8.5。提高pH值后可有效抑制铜的腐蚀，此范围内氧含量对铜腐蚀速率的影响较小。

b．电导率的控制值由目前的低于0.5μs/cm改为低于2μs/cm，期望值为1.5～2μs/cm。

c．铜离子含量保持在20μg/L以下，最好控制不超过10μg/L。铜离子含量是反映铜腐蚀程度的最直接的指标，运行中应重点监测。

d．如采用富氧运行方式，不应加入空气，防止带入CO2，应向内冷水中加入纯氧。

e．发电机正常运行时，应避免内冷水溶解氧含量在60～600μg/L区间，防止腐蚀过快发生铜腐蚀产物脱落及二次沉积。如果富氧运行仍难以控制铜离子含量，可考虑采用贫氧运行方式（O2＜30μg/L）。

f．采用精处理出水作为发电机内冷水的补充水，内冷水系统应隔离空气运行，防止带入CO2。

3.3 内冷水处理系统改造效果

该电厂根据专家建议，对内冷水处理装置进行了改造，采用加装内冷水电膜微碱化处理装置来优化内冷水的各项指标，投入优化装置后，电导率为0.2～0.5μs/cm，pH值为7.4～8.2，铜离子含量低于10μg/L，一般为6～8μg/L，所有标准均达到了《大型发电机内冷却水水质及系统要求》（DL/T801—2002）中规定要求。该机组运行至今效果良好，发电机定子绕组未出现任何问题。

4 百万等级机组内冷水处理系统优化的必要性

通过调查发现，目前已运行的1 000 MW机组对内冷水水质的控制并不乐观，个别电厂由于内冷水水质问题造成了定子绕组铜导线大面积堵塞事故，部分电厂也呈现铜导线沉积物增多的趋势，给机组的运行带来了安全隐患。

这些电厂普遍存在内冷水pH值偏低问题，一般低于6.8，从而导致铜导线腐蚀因素的存在，铜导线的腐蚀没有被阻止。图2为Cu－H2O体系电位-pH平衡图，由图2可见，当pH＜6.8时，Cu－H2O体系中的铜处于钝化区，即在中性及弱碱性水溶液中，铜表面能形成致密的氧化亚铜膜，隔断铜本体与氧气、水的接触，阻止铜的进一步腐蚀，pH＜6.8时，Cu－H2O体系中的铜处于腐蚀区。

针对内冷水pH值较低，长期不合格问题，各电厂都非常重视。如某1 000 MW机组运行不到2年，定子绕组冲洗次数频繁呈上升趋势，该电厂决定加装内冷水优化装置，目前已完成了初可研。绥中电厂2×1 000 MW机组处于基建期时就非常重视内冷水处理问题，技术人员针对厂家生产的内冷水处理系统进行认真分析并和厂家积极探讨，认为内冷水的pH值达不到7以上，内冷水将在低pH值情况下运行，腐蚀不能得到抑制，发电机存在安全风险。鉴于此，该厂派技术人员到外厂进行调研，获得大量数据，并聘请国内知名专家进行论证，决定在机组投产前完成内冷水处理装置的优化，以达到超前预控的目的。目前2台1 000 MW机组已经投产，定子水处理系统改造工作也已经完成，各项指标均在较好范围之内，运行至今发电机定子线棒温升、压差非常稳定，说明系统腐蚀情况控制在较低程度。图3、图4为2台机组定子水微碱化装置调试期间水质指标的变化趋势。

图2 Cu-H2O体系电位-pH平衡图

总之，对于百万等级发电机组，由于参数高、容量大，对内冷水的水质要求也越高，因此重视内冷水的水质调节，保证发电机运行安全非常重要。

5 结论

由于发电机厂家随机配套的内冷水处理工艺已经滞后于机组的发展水平，尤其是百万等级机组，已经发生过定子绕组大面积堵塞事故，一些电厂存在铜导线沉积物增长趋势。因此，对于运行机组一定要重视监测、加强监督，采取有效手段调节内冷水水质。如果内冷水水质长期不合格，尤其pH值长期偏低，可以考虑增加内冷水处理装置来调节和控制内冷水水质，使其符合《大型发电机内冷却水水质及系统要求》（DL/T801—2002）中的标准，彻底消除安全隐患。对于基建期的百万等级机组，要对本机组的内冷水处理系统进行分析和论证，如水质调节困难，存在一定风险，应考虑增加内冷水处理装置来弥补厂家内冷水处理工艺的不足，消除发电机安全隐患，达到超前预控的目的。