探讨发电机内冷水铜离子超标原因及改进措施

丁猛

（中国石化仪征化纤热电部，江苏仪征 211900）

1 概述

某热电厂共有4 台汽轮机组，发电机内冷水系统冷却方式均为双水内冷。原内冷水补水管共三路，一路是加氨除盐水，另一路是凝结水（含氨），后期新增一路未加氨除盐水。随着GB/T 12145—2016《火发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》及DL/T 801—2010《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》对内冷水水质要求越来越高，停用加氨除盐水，机组内冷水质指标见表1。

表1 机组内冷水水质指标

内冷水补水自从改为未加氨除盐水以来，只有内冷水的电导率满足要求，而pH值小于7.0，铜离子稳定在350 μg/L左右，远远高于国家及电力行业标准要求。由于内冷水水质不合格导致发电机内冷水系统铜导线腐蚀严重，已多次发生因内冷水泄漏而被迫停机，具体情况见表2。

2 铜腐蚀原因分析

因大气中CO2和O2的溶入，使得内冷水中的pH值降低，溶解氧含量升高，导致发电机铜管线长期处在含O2的微酸性水浸泡状态下，极易被腐蚀。通过资料查询[1-3]，铜的腐蚀率取决于水的含氧量和pH值。模拟运行和生成覆盖层的情况下，了解铜在不同pH值及溶解氧的腐蚀情况，经过约1万小时的长时间试验，结果见图1。

表2 因铜腐蚀导致停机汇总

由图1 可知，含氧量在200μg/L 和300μg/L 的纯水中，铜的腐蚀率最大，随着含氧量和pH 值的升高，腐蚀率降低，当pH值达到8.3时，铜的腐蚀率降得非常低，可以说腐蚀被抑制了。通过现场测量4 台机组内冷水补水及运行中内冷水溶解氧，发现内冷水溶解氧远远高于DL/T 801—2010《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》及DL/T 1039—2016《发电机内冷水处理导则》中标准值，具体分析数据见表3。

图1 铜腐蚀速率与水的pH值及溶解氧关系曲线

表3 内冷水溶解氧分析数据

由表3 可知，运行中内冷水溶解氧小于内冷水补水溶解氧，主要原因是运行中内冷水水温上升，使部分溶解氧析出。由图1 可知，当溶解氧大于4 000μg/L 时，内冷水处于富氧状态，铜的腐蚀速率较低，但溶解氧会导致内冷水中的氧化铜溶解度下降并作为沉积物沉淀下来。当内冷水pH 值在8.0 ～9.0 之间时，贫氧和富氧的铜腐蚀率相当，对含氧量可以不作要求，此时pH值起到决定性作用。

3 前期试验

3.1 凝结水与除盐水协调补水法

结合现场设备情况进行综合分析，采用除氧法控制内冷水水质难以实现，最终选择通过提高内冷水pH 值降低铜腐蚀。考虑到内冷水补水有二级除盐水和备用的凝结水，而且两路水源pH 值一高一低，决定采用凝结水与除盐水协调补水法调节内冷水水质。

由于凝结水pH 值高，当内冷水pH 值偏低时，可通过水箱排污和补加凝结水方式提高内冷水pH值。而二级除盐水pH 值低，当内冷水电导率偏高时，通过水箱排污和补加二级除盐水方式降低内冷水电导率。

实际运行中，现场无在线pH 仪及电导率仪，根据人工分析数据进行调整，由于人工分析滞后、分析误差及换水量的不确定性，导致内冷水pH 值及电导率忽高忽低，未能达到动态平衡。同时凝结水作为内冷水补水，增加了内冷水中的氨含量，铵离子可与铜离子形成铜铵络离子，又促进了铜的腐蚀，而且内冷水pH值越高，氨含量越高。

3.2 碱化剂、铜缓蚀剂配合投加法

由于协调补水法难以实现水质合格，同时避免氨对铜的腐蚀，通过查询相关资料[3-6]及标准，决定采用加碱化剂（分析纯氢氧化钠）提高内冷水pH值，同时配合铜缓释剂（分析纯2－巯基苯并噻唑）降低铜的腐蚀。

根据内冷水系统有效容积，初步计算碱化剂的加入量。由于内冷水系统无搅拌设施防止一次性将药剂加入内冷水箱中，使局部内冷水电导率突然超标，影响发电机组安全运行，借鉴医院静脉注射的方式持续加药。铜缓蚀剂采用一次性投加方式，加药过程中以1次/h的频率测定内冷水的pH值及电导率，同时测定内冷水铜含量（1次/d）。在实验过程中发现如下问题并进行改进。

1）内冷水pH值、电导率忽高忽低。经过现场查看及运行咨询发现，内冷水泵轴封漏水，由于使用时间长，水泵密封变差，漏水严重，运行一段时间后，必须补充新的内冷水。内冷水系统运行控制存在问题，由于内冷水箱容积约为3m3，泵的出力为50 m3/h，为防止内冷水系统缺水，汽机运行人员经常在巡检时对内冷水箱进行补水。以上两种情况均导致低pH 值的二级除盐水间断进入水箱，使内冷水pH值、电导率忽高忽低。

为防止上述情况再次发生，对内冷水泵的轴封进行更新改造，避免漏水。现场安装内冷水箱液位计，将数据远传到汽机DCS 系统并设置低位报警，实现远程监督避免内冷水间断性补水。

2）随着碱化剂的加入，内冷水电导率逐渐增加，但内冷水pH值达到7.5以后基本不再上升，有时会下降。通过现场查看可知，内冷水箱密封性差，例如上人孔门密封差，溢流管直接连接大气，顶部留有呼吸管，但未安装防污呼吸器（DL/T 1039—2016《发电机内冷水处理导则》建议内冷水箱呼吸管宜设置吸收二氧化碳的防污呼吸器），以上三处均有气体持续进入内冷水箱，由于内冷水中含有碱化剂，促进表面二氧化碳溶于内冷水，与碱化剂反应生成盐，导致内冷水离子量增加，电导率上升，但pH值降低。

为防止气体进入水箱，将溢流管改造成U型水封，密封上人孔小盖。

为避免人工取样对分析数据的影响，及时反映内冷水水质，在水冷器出口母管安装在线pH 计和电导率仪。

通过多次实验，在线内冷水pH值可以上升至7.5，但人工测pH值为7.3，在线电导率上升至3.8μs/cm，与人工分析相差不大，内冷水铜含量有所下降，但铜含量依然大于控制标准，稳定在200 μg/L。当提高碱化剂量时，发现电导率增加很快，但内冷水pH值增加甚微，而且铜缓蚀剂又可以与铜生成相应的络合物，沉积在铜表面，存在潜在的运行危险[6]。

4 试验综合分析

通过补水调整以及碱化剂、铜缓蚀剂配合投加提高内冷水pH 值，虽然可以降低铜腐蚀，但依然未达到标准要求。为了彻底解决铜腐蚀问题，通过资料查询[1，5-6]以及参考其他电厂运行情况，对内冷水水质问题进行综合分析。

1）内冷水补水问题

内冷水系统均用二级除盐水作为冷却水源及冷却水补充水源。由于二级除盐水箱未采取大气隔绝措施，空气中的二氧化碳容易溶解其中，二级除盐水pH值稳定在6.0～7.0。

2）内冷水系统密封问题

在实验中，一直都在考虑水箱的密封问题，未对整个内冷水系统进行分析。实际运行中，发电机甩水盒与大轴之间才是气体进入的关键部位，由于甩水盒内部为负压，外界气体通过缝隙吸入甩水盒，进入内冷水系统。

1）和2）均是由于气体进入内冷水系统导致，通过资料查询[2，6]，某公司生产的除碳器可以将水中的气体析出，即内冷水经过发电机定子后水温上升，回流时经过除碳器使水中的气体从水中析出，析出气体分为三路，一路直接外排，负责将多余的气体排出内冷水系统；一路回至内冷水箱，使其呈微正压，阻止外部气体进入内冷水箱；一路回至发电机甩水盒，平衡甩水盒内的气压，阻止外部气体通过甩水盒与汽轮机大轴的间隙进入内冷水系统。

3）无内冷水处理装置

在实验中，考虑到碱化剂可以提高内冷水pH值，但碱化剂使内冷水电导率增加更快，当电导率达到标准值时，内冷水pH值难以达到8.0以上。未考虑如何降低内冷水电导率而不降低内冷水pH值，甚至提高内冷水pH值。

通过资料查询[1，3-5，7]，综合对比可知：①单床离子交换碱化剂法使用简单，水质能达到7.0以上，但难以达到8.0 以上，而且该离子交换树脂一旦失效，一般采用更换树脂的做法，一则运行成本高，二则失效树脂属于危废，难以处理。②离子交换—加碱碱化法，虽然能使水质达到标准要求，但运行成本很高。③氢型混床－钠型混床处理法，该法可以达到增加pH值、降低电导率的目的，但氢型混床失效快，再生复杂，运行麻烦。最终，选用由某公司生产的发电机内冷水水质稳定优化装置[2，8]（即SANTS-4 型发电机内冷水AB 式调节装置）及pH值安全自动调节装置[9]（简称加碱装置）。

5 设备的改造

5.1 SANTS-4 型发电机内冷水AB 式调节装置

SANTS-4型发电机内冷水AB式调节装置见图2。H床室（1）内填装氢型离子交换树脂，OH床室A（2）内填装氢氧型离子交换树脂，Na 床室（3）内填装钠型离子交换树脂，OH床室B（4）内填装氢氧型离子交换树脂。H床室（1）与OH床室（A/B）可以控制内冷水的电导率，经过Na 床室（3）与OH床室（A/B）可以提高内冷水pH值。

在调试（冲洗）时只需将OH床室A（2）冲洗合格，即可投运。而OH床室B（4）则在pH值下降而不能达到行业标准时，过OH床室B（4）分流阀使OH床室B（4）慢慢投入运行提高pH值，待OH床室B（4）分流阀全开后pH 值下降至不能达到行业标准时，通过调节开大Na床室进水阀使pH值升高，待Na床室进水阀全开后pH值下降至不能达到行业标准时，通过调节关小H 床室进水阀使pH 值升高，直至最后将H 床室进水阀全关后pH 值下降至不能达到行业标准时，可以通过再生树脂的手段恢复树脂的功能。

图2 发电机内冷水AB式调节装置

5.2 pH 值安全自动调节装置

pH值安全自动调节装置由一台电导率仪、一台记录泵、一台控制箱、一只溶药箱，一台液位检测器组成。电导率仪可设置上下限，液位检测器可检测溶药箱中的液位，计量泵根据电导率仪的上下限及液位检测信号决定启动或停止。优点在于配合原有发电机内冷水处理装置处理的情况下，可以使内冷水水质达标或者达到更高的行业标准，而且安全、可靠。pH 值安全自动调节装置每月需消耗一定量的分析纯氢氧化钠，消耗量由实际运行情况决定。

5.3 #3 机改造

由于#1、2 机组服役时间长面临关停，综合考虑只对#3、4 机内冷水系统进行升级改造。根据运行方式安排，首先对#3机进行升级改造，设备、管道改进措施具体如下：

1）切除原呼吸管并进行密封，避免气体进入内冷水箱。

2）对内冷水箱人孔进行密封，避免气体进入内冷水箱。

3）在内冷水回流管安装除碳器，气体出口分为三路，一路直接外排，一路回至内冷水箱，一路回至发电机甩水盒。

(一是可以根据零点存在定理求出零点的大致区间；二是引导学生用函数的单调性证明函数f(x)有且仅有一个零点；三是引导学生将本题转化为求两个函数g(x)=lnx，g(x)=6-2x图象交点的个数和交点横坐标的取值范围.)

4）安装SANTS-4 型发电机内冷水AB 式调节装置和加碱装置，从水冷器出口管引一路水至内冷水调节装置，经过内冷水调节装置处理后回至内冷水箱，作为旁路处理。

5）调整人工取样位置，原取样点在内冷水箱溢流口下15 cm 处，由于表面溢流导致此处取样不能代表整个内冷水箱水质，将内冷水取样点移至水冷器出口管处，此处取样不仅具有代表性，而且与内冷水AB式调节装置内的在线仪表使用同一路水，对比起来更有说服力，人工取样避免不了外部干扰，因此，只要误差在允许范围内，对比后仍以现场表指示为准。

2017年11月24日完成#3机改造，改造后内冷水系统见图3。

通过上述改造，在后期调试过程中，析出的气体不能正常回至甩水盒，只要进行回气操作，甩水盒将有水流出，水流至8 m平台，影响机组安全运行。

在气体回至水箱，排气门开一半的情况下，根据调整原则投运内冷水AB式调节装置及加碱装置，内冷水水质数据见表4。

从上述数据可知，升级改造后，内冷水pH 值达到7.0 以上，但小于8.0，而运行中电导率偏高，但稳定在4.8μs/cm以下，铜离子呈现先变小，后逐渐上升的趋势，后期稳定在90μg/L 左右，未达到预期目标。

5.4 #4 机改造

通过对#3 机改造情况进行分析，在#4 机改造的时候进行了调整，2018年7月8日完成#4机改造，调整情况如下。

1）重新对内冷水箱人孔进行加垫密封。

2）将内冷水补水管深入箱底，有利于快速置换内冷水。原补水管入口在内冷水箱上表面，换水时，大量新鲜补给水从内冷水箱表面溢流管流出，不仅达不到换水效果，而且浪费大量除盐水。

3）将内冷水回水管延长至内冷水箱液面以下，避免除碳器的出水与内冷水箱中的气体再次进行接触。

4）将内冷水AB式调节装置的回水管延长至液面以下20 cm 处，避免水面的气体与装置回水再次进行接触。

5）将除碳器至甩水盒的阀门及排气门移至8 m平台，有利于现场观察除碳器回气情况，提高运行安全系数。

在后期调试过程中，析出的气体可以回至甩水盒，除碳器运行方式如下：除碳器回气管至甩水盒的阀门全开，至回水箱的阀门全开，至大气的排气门开20%。根据调整原则投运内冷水AB 式调节装置及加碱装置，内冷水水质数据见表5。

由表5可知，升级改造后，内冷水pH值稳定在8.0～8.5，电导率稳定在4.8μs/cm以下，铜离子稳定在10μg/L以下，符合国家、电力行业相关标准要求。

图3 改造后内冷水系统流程

表4 #3 机内冷水运行数据汇总

表5 #4 机内冷水运行数据汇总

5.5 #3 机持续改造

2019 年6 月对#3 机进行通流改造，由原来的CC60 型单缸、冲动、抽汽冷凝式、具有两级调整抽汽、单排汽口汽轮机更新为CC60-8.83/3.1/1.3型单缸、反动、抽汽冷凝式、具有两级调整抽汽、单排汽口汽轮机，转子和甩水盒全部更新，除碳器析出的气体可以正常回至甩水盒，目前，内冷水水质合格稳定，内冷水水质数据见表6。

表6 #3 机内冷水运行数据汇总

6 结论

实践证明，#3、4机内冷水系统升级改造成功，彻底解决了因水质不合格引起的铜腐蚀难题，有效控制了发电机冷却系统腐蚀程度，延长了发电机设备的使用寿命，避免被迫停机，确保发电机安全运行，同时避免发电机返厂更换铜导线而造成的巨大经济损失。