核電站300MW機組發電機內冷水水質優化

沈 君，王今芳，王 森，杜鐵楠

（中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300）

發電機冷卻水的水質會直接影響發電機的安全、經濟運行。GB／T12145《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》、DL／T561《火力發電廠水汽化學監督導則》、DL／T801《大型發電機內冷卻水質及系統技術要求》、DL／T1039《發電機內冷水處理導則》等國家、行業標準中都提出來具體的水質要求，全國有很多發電廠因內冷水處理工藝不當使發電機空芯銅導線腐蝕，腐蝕產物又在發電機出水的高溫端沉積，使發電機內冷卻水系統熱傳導受阻，水流量下降，甚至引發空芯銅導線內部堵塞，從而造成發電機線圈局部溫度升高，最終導致發電機線圈損壞，影響發電機的安全、穩定運行；由于發電機內冷水在40～60℃時，銅腐蝕速率最低的pH（25℃）值范圍是8.5～9.0，所以要減輕發電機銅線棒的腐蝕，應盡可能的控制發電機內冷卻水的pH值在弱堿性范圍。秦山300 MWe汽輪發電機是我國自主研發的雙水內冷機組，其工作轉速3 000r／min，發電機的轉子和定子采用獨立的冷卻水系統。轉子冷卻水系統由轉子水箱、轉子冷卻水泵、冷卻器、過濾器以及管道和閥門組成；定子冷卻水系統由定子水箱、定子冷卻水泵、冷卻器、過濾器、離子交換器以及管道和閥門組成。轉子冷卻水額定流量35m3／h，轉冷水泵設計流量45m3／h，出口壓力≤0.4MPa，轉冷水箱容積3m3，定子冷卻水額定流量46m3／h，定冷水泵設計流量105m3／h，出口壓力≤0.4 MPa，定冷水箱容積5m3。發電機自運行以來，轉子冷卻水的pH值一直偏低，僅維持在國家相關標準的控制下限附近，而定子冷卻水的pH值遠低于控制值。發電機內冷水系統在此環境中長期運行將導致發電機銅導線腐蝕速率的增加，影響發電機的安全運行。

1 發電機內冷水系統的運行狀況及問題

1.1 轉子冷卻水系統的運行狀況及存在的問題

秦山300MWe發電機組轉子冷卻水由轉子的一端進入后通過轉子線棒，從轉子另一端回到轉子水箱，在轉動與靜止的結合部會有少量的水甩出，由甩水槽收集后回到轉子水箱，甩水槽處的動靜密封為聚四氟材料。轉子在高速轉動時，在動靜密封處產生負壓，大量的空氣進入甩水箱，空氣中氧氣和二氧化碳快速溶入轉子冷卻水中。轉子水箱雖然定期的添加氨水，但大量溶入的二氧化碳迅速中和了水中的氨，導致轉子冷卻水的pH值下降，引發設備的腐蝕。

多年來轉子冷卻水系統的水處理方式是采用TTA（甲基苯駢三氮唑）作為緩蝕劑，加氨調節系統pH值，來降低發電機銅線棒的腐蝕。由于發電機轉子端部甩水槽結構的原因，pH值的控制較為困難，從歷年來轉子冷卻水檢測結果看，pH（25℃）值約在6.7～7.5范圍內：（DL／T801規定pH控制值為7～9，期望值為8～9），勉強維持在控制下限附近，Cu含量在10～50μg／L之間（見表1），標準控制值要求小于40μg／L，當Cu含量大于40μg／L時對系統進行換水處理，這種水質控制方式對銅導線的緩蝕效果不理想，不利于保護系統材料。

用緩蝕劑法處理內冷水存在的另一方面的問題是，緩蝕劑和銅離子易發生絡合反應，在線棒內產生沉積，造成發電機轉子線棒的堵塞，近年來大修在發電機轉子冷卻器、轉子進水管內壁和轉子線棒反沖洗過程中均發現有許多腐蝕產物沉積現象，如圖1～圖4所示。

表1 2011～2013年期間發電機轉子冷卻水水質情況

圖1 發電機轉子冷卻器表面附著物

圖2 發電機轉子進水管內壁附著物

圖3 發電機轉子線棒內附著物

圖4 發電機轉子進水母管管壁上粘了約2mm的一層粘性物體

1.2 定子冷卻水系統的運行狀況及存在的問題

秦山300MWe發電機組定子冷卻水是從定子線圈和定子壓圈流出的熱水回到定子水箱，水箱上部充有0.01～0.03MPa氮氣，用以隔離冷卻水和氧氣的接觸，減少對銅的腐蝕，其密封性較轉子冷卻水系統要好，該系統自運行以來一直使用H-OH型旁路小混床對部分冷卻水進行凈化處理，處理的流量一般控制在冷卻水流量的5%～10%（通常在8%），系統無除氧裝置，其補水使用的是未除氧除鹽水，冷卻水也沒有進行堿化處理。定子冷卻水系統的這種水處理方法和設備狀況，使得定子冷卻水pH（25℃）長期以來一直在5.7～6.5范圍內（DL／T 801—2010《大型發電機內冷卻水質及系統技術要求》規定，在沒有除氧的條件下內冷水的pH應控制在8.0～9.0），含銅量維持在10～25μg／L范圍內（見圖5）。超出標準規定的期望值（≤20μg／L），說明該方式雖然經過旁路處理，但含銅量仍然較高（國內許多發電廠定冷水銅含量控制值僅為＜5μg／L），表明實際上水對銅的腐蝕依然存在。當腐蝕產物銅的氧化物濃度過高時，在一定條件下，會從水中析出，沉積在線棒的通流截面上，造成定子線棒的水路堵塞。

圖5 2011～2013年期間定子冷卻水Cu2+含量變化趨勢

2 發電機內冷水水質優化

大量的研究認為在含氧且pH低的除鹽水中，銅先與氧發生反應生成氧化亞銅和氧化銅，這些銅的氧化物可以均勻地覆蓋在銅表面上，但其保護性較差，不能防止基體腐蝕過程的進一步發生。在中性或弱酸性的介質中，氧化亞銅和氧化銅會再與水中的氫離子反應產生銅離子，使得有一定保護作用的Cu2O和CuO膜溶解，從而加速銅的腐蝕。因此，控制內冷水的pH值在弱堿性環境下，是降低發電機內冷水系統腐蝕，減少銅導線堵塞的關鍵所在。

基于秦山300MW機組發電機內冷水系統的現狀，如果對設備進行改造相對比較復雜且不宜實施；因此要改善發電機定、轉子冷卻水水質，降低系統的銅含量只有通過優化內冷水處理方法來實現。

2.1 各種水處理技術的特點

隨著科技的進步以及世界各國發電機內冷水處理技術的不斷改進，發電機內冷卻水處理技術也更加系統、合理和完善，現階段國內發電機內冷水處理方法有：普通小混床法、鈉型小混床法、緩蝕劑法、加堿+小混床法和智能凈化法等。

（1）普通小混床法

普通小混床法是發電機生產廠家的配套設計，小混床中裝有H型陽樹脂和OH型陰樹脂，處理流量一般為內冷水流量的5%～10%，混床出水的pH一般在7.0以下，這時水對銅的腐蝕非常嚴重。

（2）鈉型小混床法

將小混床中的部分氫型樹脂改為鈉型樹脂，并將混床中的鈉型樹脂、氫型樹脂和陰樹脂的比例進行調整，從而提高出水的pH，此方法在運行過程中，一般pH最高不超過7.8，且隨著運行時間的增加，冷卻水的pH值會逐漸下降到7.0左右，無法滿足電力行業標準的要求，導致銅線棒的腐蝕速率加快。

（3）緩蝕劑法

向系統中添加緩蝕劑如TTA（甲基苯駢三氮唑）、BTA（苯駢三氮唑）等來降低水對銅的腐蝕，運行期間根據緩蝕劑含量的檢測結果，定期加藥。此方法在運行過程中，pH一般控制在7.2左右。由于緩蝕劑和銅離子易發生絡合反應，在線棒內產生沉積，從而造成發電機銅線棒的堵塞，引起溫升。

（4）加堿+小混床法

用一套加堿裝置向系統中加NaOH以提高內冷水的pH值，同時還需投運小混床（H+OH）。此方法內冷水水質可以滿足電力行業標準的要求，pH一般控制在8.5左右。日常運行時，需要定期配藥、更換樹脂、維護加堿系統。

（5）智能凈化法

智能凈化法是將凝結水精處理出水加藥點前后各引一路水，經過計算機配比使內冷水處于最佳的防腐范圍，即pH達到8.5左右，此方法內冷水水質可以滿足電力行業標準的要求，同時還可將內冷水接入凝結水系統建立水質處理循環。

2.2 各種水處理方法技術指標和經濟性比較

通過電廠調研，對各種內冷水水質處理方法進行相互比較（普通小混床法和緩蝕劑法無法保證內冷水水質達到技術規范的要求，在此不討論），結果如下。

（1）從內冷水對銅的腐蝕比較，智能凈化法腐蝕速率最小，約為鈉型小混床法的1／100，加堿+小混床法的1／3，詳見表2。

表2 各種發電機處理方式技術指標比較

（2）從內冷水的含銅量比較，智能凈化法與加堿處理法相當，約為鈉型小混床法的1／5。見表2。

（3）從水質對 DL／T 801-2010標準的符合性比較，智能凈化法和加堿+小混床法均符合標準的要求；鈉型小混床法不能長期滿足pH的要求。

（4）從運行操作的工作量比較，智能處理裝置自動補水，無需人工操作；加堿+小混床法需要配藥，啟動加藥等操作；鈉型小混床不需操作（除混床切換外）。

（5）從檢修工作量比較，智能凈化法無加藥系統，不投運小混床，檢修工作量很少；加堿+小混床法需要檢修加藥泵等設備，更換樹脂；鈉型小混床法需更換樹脂。

（6）從初投資和運行成本比較，智能凈化法10年的費用約為30萬元；加堿+小混床法約為35萬，鈉型小混床約為40萬元。

2.3 發電機內冷水處理技術選擇

各種發電機內冷水處理方法，從技術指標、運行操作、設備的維護和檢修、初投資與運行成本、現場設備的布置狀況與二回路系統的運行方式等方面綜合評估，秦山300WM發電機內冷水系統選用智能凈化法來改善系統水質。

3 發電機內冷水系統優化

3.1 發電機內冷水系統增設智能處理裝置

智能處理裝置是一個采用計算機調配水質并能實現水質在線監測功能的儀表控制裝置，其基本原理是：通過對加藥點前、后兩路水源的自動調配，始終維持補水的pH值在一定范圍內，并能夠向發電機內冷卻水系統提供連續補水，使得發電機內冷水系統水質控制在最佳防腐范圍內。本次系統改造將分別在發電機定、轉子冷卻水系統增設一臺智能處理裝置。

3.2 發電機內冷水工藝系統優化

發電機定、轉子冷卻水系統的補水從凝結水精處理出水母管加乙醇胺點前、后各引一路水，分別到定子和轉子冷卻水兩臺處理裝置控制柜。由于轉子冷卻水系統設備結構（空氣進入較多）以及二回路系統加藥量限制等原因，無法將轉子冷卻水pH值控制在8.0以上，因此在轉子冷卻水智能凈化裝置加藥管線上增設了一路乙醇胺濃藥加藥管線用以提高轉子冷卻水系統的加藥量。系統補水母管加裝電動球閥，當補水水質不合格（例如電導率超過設定值，凝汽器泄漏）時，補水自動關閉（此時如需補水，可從原除鹽水補水管線補入）。待水質合格后自動打開，正常補水。定、轉子水箱通過高位溢流的方式排水至給泵軸封回水箱，也就是說定／轉子水箱水位高過設定值后，水箱水通過溢流管，將水排出，使其水位穩定。溢流水再通過給泵軸封回水箱進入凝汽器，最終經過凝結水精處理系統實現凈化處理，如圖6所示。

系統改造后內冷水系統采用連續補水的方式運行，轉子冷卻水補水流量約為6t／h；定子冷卻水補水流量約為500L／h。定子冷卻水系統原設計使用的小混床及氮氣系統不再投入運行，作為備用。轉子冷卻水不再人工添加緩蝕劑處理。

4 智能凈化法運行效果評價

發電機內冷水系統增設智能處理裝置后，系統運行穩定，從內冷水水質檢測結果和系統運行狀況分析，其應用成效表現在以下幾個方面：

（1）提高了發電機內冷水pH，減緩了系統設備的腐蝕

圖6 發電機內冷卻水系統改造示意圖

智能處理裝置投入系統運行后，定、轉子冷卻水水質得到了進一步優化，見表3。

表3 智能處理裝置投運后發電機內冷水水質變化情況

表3中發電機內冷水檢測結果表明：系統改造后，提高了定、轉子冷卻水的pH值，其銅離子含量大幅度下降，各項水質檢測結果均達到了DL／T 801-2010標準的要求，發電機冷卻水水質得到了明顯的改善。該方法的應用為減輕定＼轉子線棒的腐蝕、避免銅線棒內腐蝕產物沉積和堵塞營造了良好的水化學環境，提高了發電設備運行的安全性和可靠性。

（2）減輕了運行人員及分析人員的工作量

智能處理裝置投運后，能自動調節系統的補水流量，無需人工操作、換水和更換樹脂，平時只需要巡檢，與系統改造前相比大大簡化了運行操作，減輕了運行人員的工作量，如圖7、表4所示。

圖7 轉子冷卻水系統改造前、后運行人員現場操作頻度

表4 定子冷卻水系統改造前、后運行操作

此外，該裝置還設置了系統補給水的在線檢測儀表（電導率表、pH表），實現了內冷水部分參數的在線檢測。根據國內多家發電廠的運行經驗，系統穩定運行后，可進一步優化內冷水水質檢測頻度。同時，轉子冷卻水無需再進行人工加藥，進一步減輕了分析人員的工作量，見表5。

表5 改造前、后內冷水水質檢測項目及頻度

（3）降低了運行成本、促進了電廠的節能減排

智能凈化法在運行過程中能連續將定、轉子水箱的部分水通過給泵軸封回水箱接入凝汽器，再通過凝結水精處理系統進行水質凈化，使得定、轉子水箱的排水得到了回收利用，降低了水耗；此外，系統增設智能處理裝置后，發電機轉子冷卻水不再添加緩蝕劑，定子冷卻水原設計凈化水質的離子交換器也不再投入運行，進一步降低了運行成本，對電廠的節能減排也做出了一定的貢獻。

5 結語

秦山300MW發電機雙水內冷機組，由于設備結構及內冷水處理方式存在缺陷等原因，幾十年來發電機內冷水無法達到國家有關標準的要求，使得定＼轉子線棒存在腐蝕、沉積現象。

通過本次發電機內冷水處理系統的改進，提高了進入定子和轉子冷卻水的pH，發電機內冷水的銅含量明顯降低，各項水質指標均符合國家有關標準的要求，從根本上減輕了定＼轉子線棒的腐蝕，對保障發電機的安全、穩定運行有著不可估量的作用。