1 000 MW機組發電機內冷水處理優化研究

何磊

（神華國華綏中發電有限責任公司，遼寧葫蘆島 125222）

長期以來，發電機內冷水處理系統一般由發電機廠家隨機配套，高參數、大容量超超臨界機組對發電機內冷水水質的要求越來越高。發電機廠家配套的內冷水處理系統及工藝已經越來越滯后于機組的發展，不能滿足目前機組的要求，給發電機的安全運行帶來了隱患。高質量的內冷水品質對保證發電機組的安全運行具有十分重要的意義。

發電機的內冷水大多采用除鹽水，大氣中CO2和O2的溶入使內冷水pH值降低、溶解氧含量升高。發電機空心銅導線長期處在含O2的微酸性水浸泡狀態下運行，極易被腐蝕。部分腐蝕產物在導線內表面上沉積，使其冷卻散熱能力下降，造成發電機線棒過熱。嚴重時腐蝕產物有可能堵塞空心銅導線，使冷卻水流量下降，線棒過熱，甚至線棒燒損，迫使停機檢修，直接危及機組的安全運行。

國內外許多研究部門對內冷水處理問題進行了大量的研究，提出了多種處理方法，如添加緩蝕劑法、溢流排水法、pH調節法、小混床處理法、超凈化處理法等。本文通過分析百萬等級發電機組目前內冷水處理現狀，闡述百萬等級發電機組內冷水處理的重要性。通過對目前較為成熟的幾種內冷水處理裝置的分析和比較，為電廠選擇合適的發電機內冷水處理技術提供借鑒。

1 1 000 MW發電機組內冷水處理的現狀

目前，國內陸續投產的1 000 MW機組越來越多，發電機定子繞組絕大多數為銅材質，個別機組定子繞組為不銹鋼材質。發電機的冷卻方式都是水—氫—氫方式。從目前已運行的機組來看，內冷水水質基本能夠達到生產廠家規定的標準（見表1），但是很難達到《大型發電機內冷卻水及系統技術要求》（見表2）。

表1 某1 000 MW機組發電機廠家規定內冷水水質標準

表2 大型發電機內冷卻水水質及系統要求（DL/T801—2002）

從表1、表2中可以看出，東方電機廠對內冷水的電導率要求很高，一般要求DD（25℃）＜0.5μs/cm，原因是廠家出于對發電機絕緣的考慮。日立公司要求pH:6～8、DD（25℃）＜0.2μs/ cm，可見日立公司對內冷水電導率要求更嚴。根據對已運行的1 000 MW機組內冷水水質情況統計結果看，使用發電機廠家隨機配套的處理裝置，其內冷水電導率一般低于0.5μs/cm，有的電廠甚至低于0.2μs/cm，pH一般在6.3～6.8，銅離子含量一般小于25μg/L，盡管如此，內冷水pH卻很難達到《大型發電機內冷卻水水質及系統要求》（DL/T801—2002）中pH為7～9的要求，銅導線的腐蝕在所難免。通過了解，這些電廠的內冷水處理裝置都是發電機廠家隨機配套的設備，一般都采用小混床旁流處理的方式，內冷水水箱采用充氮密封，運行方式為貧氧或富氧方式。從各電廠的運行效果看，個別電廠發生了定子饒組大面積堵塞的嚴重事故，部分電廠出現了定子層間溫差及出水溫差增長趨勢、繞組沖洗頻繁等情況，說明銅導線腐蝕較重、沉積物增多?？梢?，內冷水水質的好壞將直接影響發電機的安全運行，對1 000 MW機組來講更應引起足夠重視。

2 目前國內采用的內冷水處理工藝

2.1 小混床旁路處理工藝

發電機廠家配套的內冷水處理工藝一般為小混床旁路處理工藝，其原理是取自內冷水循環量的8%～10%通過小混床旁路處理，除去內冷水中的銅離子和其他雜質離子，使內冷水的電導率和銅離子濃度達標。大部分采用此工藝的內冷水系統的電導率低于0.5μs/cm（25℃），銅離子濃度低于10 μg/L處理效果達到標準要求。但是處理后pH值仍不能達標，銅導線腐蝕的因素依然存在。所以該工藝雖然滿足了發電機絕緣要求，但掩蓋了銅腐蝕現象，甚至有可能加速銅的腐蝕。

2.2 微堿化或超凈化內冷水處理工藝

該工藝是在小混床技術上發展起來的內冷水處理工藝，改變了小混床的離子交換樹脂種類及其數量比例，達到改善處理出水水質的目的。在結構上仍屬于混床處理范疇。該工藝能有效提高內冷水pH值，出水水質決定于小混床中的離子交換樹脂層態分布及其數量比例，不能人為調控內冷水水質，所以在一個運行周期內水質是變化的，處理能力受到多種因素的制約，只能用于內冷水水質較好的機組。對于水質較差的機組使用周期短，運行操作頻繁，水質波動大，且使用的離子交換樹脂不能再生，使用一個周期后必須更換，運行成本高。

2.3 投加銅緩蝕劑工藝

一般小型機組采用此工藝，其原理是在內冷水中投加低劑量的BTA、MBT等銅緩蝕劑。由于銅緩蝕劑的作用，有效阻止了銅線棒的腐蝕，該工藝效果明顯，銅離子濃度和電導率都有一定程度降低，但要穩定達標有困難，尤其是pH值仍不能達標，所以運行中仍采用不斷換水的方式來保證電導率和銅離子濃度達標。另外，根據采用此工藝的發電機銅線棒過水通道沉積物的化學分析，緩蝕劑BTA與銅離子形成的絡合物是沉積物的主要成分，說明采用投加銅緩蝕劑工藝處理內冷水的方法有可能造成內冷水通道堵塞。

2.4 加堿處理工藝

采用內冷水超凈化裝置，使電導率符合要求，然后在內冷水中加入少量易溶堿性物質以提高內冷水pH值的處理工藝。這種工藝要求加藥泵的穩定性非常高，否則會造成內冷水電導率發生急劇變化。

2.5 以加氨凝結水作為補充水的處理工藝

這種工藝一般有凝結水和除鹽水兩路補水，兩路補水量的調節靠自動調節系統完成。該工藝盡管把內冷水pH值提高到7.2以上，但是凝結水帶入內冷水系統的氨和鐵氧化物等雜質將給內冷水系統帶來安全隱患，已有采用此工藝的發電機銅線棒內冷水通道里發現有氧化鐵的沉積物。

3 發電機定子繞組大面積堵塞事故分析及調整方法

3.1 事故分析

我國某電廠1 000 MW機組投產后，運行約半年就發生了定子繞組銅導線大面積堵塞的嚴重事故，被迫停機檢查，發現線棒普遍發生堵塞現象，部分空心銅導線接近堵死（見圖1）。取樣化驗后，其腐蝕產物主要是氧化銅。反沖洗沒有效果，最后只能進行酸洗，歷時近20天才解決問題，損失較嚴重。

圖1 某電廠1 000MW發電機定子線棒出水端腐蝕產物堵塞情況

從該廠運行情況看，發電機內冷水pH值在7.0左右，電導率在0.08～0.10μs/cm，銅離子在10～25μg/L（該廠控制標準:DD（25℃）≤0.5 μs/cm、Cu≤40μg/L、pH（25℃）:7～9、硬度≈0）。廠家提供的標準為:DD（25℃）≤0.2 μs/cm、Cu≤50μg/L、pH（25℃）:6～8、O2≥1 mg/L、硬度≈0。

從原因上分析，首先，由于在機組運行過程中，內冷水pH值過低（即便是在7左右），仍會促進內冷水系統的銅腐蝕，雖然該廠內冷水水質控制沒有超出制造廠要求范圍，但在運行中也出現了較嚴重的腐蝕產物堵塞現象，說明制造廠提供的內冷水水質標準，尤其是pH值控制標準不能有效控制腐蝕的發生及腐恂產物沉積堵塞。其次，電導率的控制并非越低越好，日立公司提出的內冷水電導率DD＜0.2μs/cm不利于pH值的調整，反而會加速銅線棒的腐蝕，根據腐蝕產物的成分分析，有銅、鐵及鉻的氧化物，分析說明:銅的氧化物來自于線棒腐蝕。鐵和鉻的氧化物來自于不銹鋼管道系統的腐蝕，說明日立目前控制的pH值6～8偏低。低pH值條件下日立公司提出的溶解氧標準大于1 mg/L是不合適的，在溶解氧低于4 mg/L時，銅的腐蝕速率仍然較高。最后，在相同pH值下，富氧運行方式下的銅的腐蝕速率高于貧氧運行方式。在低pH值富氧情況下，空心導線的銅腐蝕產物更容易剝離，如果超過腐蝕產物的溶解度就會在溫度較高的出水端（汽機側）發生二次沉積。

3.2 調整方法

a．調整內冷水pH值由目前的6.0～8.0至8.0～8.5。提高pH值后可有效抑制銅的腐蝕，此范圍內氧含量對銅腐蝕速率的影響較小。

b．電導率的控制值由目前的低于0.5μs/cm改為低于2μs/cm，期望值為1.5～2μs/cm。

c．銅離子含量保持在20μg/L以下，最好控制不超過10μg/L。銅離子含量是反映銅腐蝕程度的最直接的指標，運行中應重點監測。

d．如采用富氧運行方式，不應加入空氣，防止帶入CO2，應向內冷水中加入純氧。

e．發電機正常運行時，應避免內冷水溶解氧含量在60～600μg/L區間，防止腐蝕過快發生銅腐蝕產物脫落及二次沉積。如果富氧運行仍難以控制銅離子含量，可考慮采用貧氧運行方式（O2＜30μg/L）。

f．采用精處理出水作為發電機內冷水的補充水，內冷水系統應隔離空氣運行，防止帶入CO2。

3.3 內冷水處理系統改造效果

該電廠根據專家建議，對內冷水處理裝置進行了改造，采用加裝內冷水電膜微堿化處理裝置來優化內冷水的各項指標，投入優化裝置后，電導率為0.2～0.5μs/cm，pH值為7.4～8.2，銅離子含量低于10μg/L，一般為6～8μg/L，所有標準均達到了《大型發電機內冷卻水水質及系統要求》（DL/T801—2002）中規定要求。該機組運行至今效果良好，發電機定子繞組未出現任何問題。

4 百萬等級機組內冷水處理系統優化的必要性

通過調查發現，目前已運行的1 000 MW機組對內冷水水質的控制并不樂觀，個別電廠由于內冷水水質問題造成了定子繞組銅導線大面積堵塞事故，部分電廠也呈現銅導線沉積物增多的趨勢，給機組的運行帶來了安全隱患。

這些電廠普遍存在內冷水pH值偏低問題，一般低于6.8，從而導致銅導線腐蝕因素的存在，銅導線的腐蝕沒有被阻止。圖2為Cu－H2O體系電位-pH平衡圖，由圖2可見，當pH＜6.8時，Cu－H2O體系中的銅處于鈍化區，即在中性及弱堿性水溶液中，銅表面能形成致密的氧化亞銅膜，隔斷銅本體與氧氣、水的接觸，阻止銅的進一步腐蝕，pH＜6.8時，Cu－H2O體系中的銅處于腐蝕區。

針對內冷水pH值較低，長期不合格問題，各電廠都非常重視。如某1 000 MW機組運行不到2年，定子繞組沖洗次數頻繁呈上升趨勢，該電廠決定加裝內冷水優化裝置，目前已完成了初可研。綏中電廠2×1 000 MW機組處于基建期時就非常重視內冷水處理問題，技術人員針對廠家生產的內冷水處理系統進行認真分析并和廠家積極探討，認為內冷水的pH值達不到7以上，內冷水將在低pH值情況下運行，腐蝕不能得到抑制，發電機存在安全風險。鑒于此，該廠派技術人員到外廠進行調研，獲得大量數據，并聘請國內知名專家進行論證，決定在機組投產前完成內冷水處理裝置的優化，以達到超前預控的目的。目前2臺1 000 MW機組已經投產，定子水處理系統改造工作也已經完成，各項指標均在較好范圍之內，運行至今發電機定子線棒溫升、壓差非常穩定，說明系統腐蝕情況控制在較低程度。圖3、圖4為2臺機組定子水微堿化裝置調試期間水質指標的變化趨勢。

圖2 Cu-H2O體系電位-pH平衡圖

總之，對于百萬等級發電機組，由于參數高、容量大，對內冷水的水質要求也越高，因此重視內冷水的水質調節，保證發電機運行安全非常重要。

5 結論

由于發電機廠家隨機配套的內冷水處理工藝已經滯后于機組的發展水平，尤其是百萬等級機組，已經發生過定子繞組大面積堵塞事故，一些電廠存在銅導線沉積物增長趨勢。因此，對于運行機組一定要重視監測、加強監督，采取有效手段調節內冷水水質。如果內冷水水質長期不合格，尤其pH值長期偏低，可以考慮增加內冷水處理裝置來調節和控制內冷水水質，使其符合《大型發電機內冷卻水水質及系統要求》（DL/T801—2002）中的標準，徹底消除安全隱患。對于基建期的百萬等級機組，要對本機組的內冷水處理系統進行分析和論證，如水質調節困難，存在一定風險，應考慮增加內冷水處理裝置來彌補廠家內冷水處理工藝的不足，消除發電機安全隱患，達到超前預控的目的。