探討發電機內冷水銅離子超標原因及改進措施

丁猛

（中國石化儀征化纖熱電部，江蘇儀征 211900）

1 概述

某熱電廠共有4 臺汽輪機組，發電機內冷水系統冷卻方式均為雙水內冷。原內冷水補水管共三路，一路是加氨除鹽水，另一路是凝結水（含氨），后期新增一路未加氨除鹽水。隨著GB/T 12145—2016《火發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》及DL/T 801—2010《大型發電機內冷卻水質及系統技術要求》對內冷水水質要求越來越高，停用加氨除鹽水，機組內冷水質指標見表1。

表1 機組內冷水水質指標

內冷水補水自從改為未加氨除鹽水以來，只有內冷水的電導率滿足要求，而pH值小于7.0，銅離子穩定在350 μg/L左右，遠遠高于國家及電力行業標準要求。由于內冷水水質不合格導致發電機內冷水系統銅導線腐蝕嚴重，已多次發生因內冷水泄漏而被迫停機，具體情況見表2。

2 銅腐蝕原因分析

因大氣中CO2和O2的溶入，使得內冷水中的pH值降低，溶解氧含量升高，導致發電機銅管線長期處在含O2的微酸性水浸泡狀態下，極易被腐蝕。通過資料查詢[1-3]，銅的腐蝕率取決于水的含氧量和pH值。模擬運行和生成覆蓋層的情況下，了解銅在不同pH值及溶解氧的腐蝕情況，經過約1萬小時的長時間試驗，結果見圖1。

表2 因銅腐蝕導致停機匯總

由圖1 可知，含氧量在200μg/L 和300μg/L 的純水中，銅的腐蝕率最大，隨著含氧量和pH 值的升高，腐蝕率降低，當pH值達到8.3時，銅的腐蝕率降得非常低，可以說腐蝕被抑制了。通過現場測量4 臺機組內冷水補水及運行中內冷水溶解氧，發現內冷水溶解氧遠遠高于DL/T 801—2010《大型發電機內冷卻水質及系統技術要求》及DL/T 1039—2016《發電機內冷水處理導則》中標準值，具體分析數據見表3。

圖1 銅腐蝕速率與水的pH值及溶解氧關系曲線

表3 內冷水溶解氧分析數據

由表3 可知，運行中內冷水溶解氧小于內冷水補水溶解氧，主要原因是運行中內冷水水溫上升，使部分溶解氧析出。由圖1 可知，當溶解氧大于4 000μg/L 時，內冷水處于富氧狀態，銅的腐蝕速率較低，但溶解氧會導致內冷水中的氧化銅溶解度下降并作為沉積物沉淀下來。當內冷水pH 值在8.0 ～9.0 之間時，貧氧和富氧的銅腐蝕率相當，對含氧量可以不作要求，此時pH值起到決定性作用。

3 前期試驗

3.1 凝結水與除鹽水協調補水法

結合現場設備情況進行綜合分析，采用除氧法控制內冷水水質難以實現，最終選擇通過提高內冷水pH 值降低銅腐蝕。考慮到內冷水補水有二級除鹽水和備用的凝結水，而且兩路水源pH 值一高一低，決定采用凝結水與除鹽水協調補水法調節內冷水水質。

由于凝結水pH 值高，當內冷水pH 值偏低時，可通過水箱排污和補加凝結水方式提高內冷水pH值。而二級除鹽水pH 值低，當內冷水電導率偏高時，通過水箱排污和補加二級除鹽水方式降低內冷水電導率。

實際運行中，現場無在線pH 儀及電導率儀，根據人工分析數據進行調整，由于人工分析滯后、分析誤差及換水量的不確定性，導致內冷水pH 值及電導率忽高忽低，未能達到動態平衡。同時凝結水作為內冷水補水，增加了內冷水中的氨含量，銨離子可與銅離子形成銅銨絡離子，又促進了銅的腐蝕，而且內冷水pH值越高，氨含量越高。

3.2 堿化劑、銅緩蝕劑配合投加法

由于協調補水法難以實現水質合格，同時避免氨對銅的腐蝕，通過查詢相關資料[3-6]及標準，決定采用加堿化劑（分析純氫氧化鈉）提高內冷水pH值，同時配合銅緩釋劑（分析純2－巰基苯并噻唑）降低銅的腐蝕。

根據內冷水系統有效容積，初步計算堿化劑的加入量。由于內冷水系統無攪拌設施防止一次性將藥劑加入內冷水箱中，使局部內冷水電導率突然超標，影響發電機組安全運行，借鑒醫院靜脈注射的方式持續加藥。銅緩蝕劑采用一次性投加方式，加藥過程中以1次/h的頻率測定內冷水的pH值及電導率，同時測定內冷水銅含量（1次/d）。在實驗過程中發現如下問題并進行改進。

1）內冷水pH值、電導率忽高忽低。經過現場查看及運行咨詢發現，內冷水泵軸封漏水，由于使用時間長，水泵密封變差，漏水嚴重，運行一段時間后，必須補充新的內冷水。內冷水系統運行控制存在問題，由于內冷水箱容積約為3m3，泵的出力為50 m3/h，為防止內冷水系統缺水，汽機運行人員經常在巡檢時對內冷水箱進行補水。以上兩種情況均導致低pH 值的二級除鹽水間斷進入水箱，使內冷水pH值、電導率忽高忽低。

為防止上述情況再次發生，對內冷水泵的軸封進行更新改造，避免漏水。現場安裝內冷水箱液位計，將數據遠傳到汽機DCS 系統并設置低位報警，實現遠程監督避免內冷水間斷性補水。

2）隨著堿化劑的加入，內冷水電導率逐漸增加，但內冷水pH值達到7.5以后基本不再上升，有時會下降。通過現場查看可知，內冷水箱密封性差，例如上人孔門密封差，溢流管直接連接大氣，頂部留有呼吸管，但未安裝防污呼吸器（DL/T 1039—2016《發電機內冷水處理導則》建議內冷水箱呼吸管宜設置吸收二氧化碳的防污呼吸器），以上三處均有氣體持續進入內冷水箱，由于內冷水中含有堿化劑，促進表面二氧化碳溶于內冷水，與堿化劑反應生成鹽，導致內冷水離子量增加，電導率上升，但pH值降低。

為防止氣體進入水箱，將溢流管改造成U型水封，密封上人孔小蓋。

為避免人工取樣對分析數據的影響，及時反映內冷水水質，在水冷器出口母管安裝在線pH 計和電導率儀。

通過多次實驗，在線內冷水pH值可以上升至7.5，但人工測pH值為7.3，在線電導率上升至3.8μs/cm，與人工分析相差不大，內冷水銅含量有所下降，但銅含量依然大于控制標準，穩定在200 μg/L。當提高堿化劑量時，發現電導率增加很快，但內冷水pH值增加甚微，而且銅緩蝕劑又可以與銅生成相應的絡合物，沉積在銅表面，存在潛在的運行危險[6]。

4 試驗綜合分析

通過補水調整以及堿化劑、銅緩蝕劑配合投加提高內冷水pH 值，雖然可以降低銅腐蝕，但依然未達到標準要求。為了徹底解決銅腐蝕問題，通過資料查詢[1，5-6]以及參考其他電廠運行情況，對內冷水水質問題進行綜合分析。

1）內冷水補水問題

內冷水系統均用二級除鹽水作為冷卻水源及冷卻水補充水源。由于二級除鹽水箱未采取大氣隔絕措施，空氣中的二氧化碳容易溶解其中，二級除鹽水pH值穩定在6.0～7.0。

2）內冷水系統密封問題

在實驗中，一直都在考慮水箱的密封問題，未對整個內冷水系統進行分析。實際運行中，發電機甩水盒與大軸之間才是氣體進入的關鍵部位，由于甩水盒內部為負壓，外界氣體通過縫隙吸入甩水盒，進入內冷水系統。

1）和2）均是由于氣體進入內冷水系統導致，通過資料查詢[2，6]，某公司生產的除碳器可以將水中的氣體析出，即內冷水經過發電機定子后水溫上升，回流時經過除碳器使水中的氣體從水中析出，析出氣體分為三路，一路直接外排，負責將多余的氣體排出內冷水系統；一路回至內冷水箱，使其呈微正壓，阻止外部氣體進入內冷水箱；一路回至發電機甩水盒，平衡甩水盒內的氣壓，阻止外部氣體通過甩水盒與汽輪機大軸的間隙進入內冷水系統。

3）無內冷水處理裝置

在實驗中，考慮到堿化劑可以提高內冷水pH值，但堿化劑使內冷水電導率增加更快，當電導率達到標準值時，內冷水pH值難以達到8.0以上。未考慮如何降低內冷水電導率而不降低內冷水pH值，甚至提高內冷水pH值。

通過資料查詢[1，3-5，7]，綜合對比可知：①單床離子交換堿化劑法使用簡單，水質能達到7.0以上，但難以達到8.0 以上，而且該離子交換樹脂一旦失效，一般采用更換樹脂的做法，一則運行成本高，二則失效樹脂屬于危廢，難以處理。②離子交換—加堿堿化法，雖然能使水質達到標準要求，但運行成本很高。③氫型混床－鈉型混床處理法，該法可以達到增加pH值、降低電導率的目的，但氫型混床失效快，再生復雜，運行麻煩。最終，選用由某公司生產的發電機內冷水水質穩定優化裝置[2，8]（即SANTS-4 型發電機內冷水AB 式調節裝置）及pH值安全自動調節裝置[9]（簡稱加堿裝置）。

5 設備的改造

5.1 SANTS-4 型發電機內冷水AB 式調節裝置

SANTS-4型發電機內冷水AB式調節裝置見圖2。H床室（1）內填裝氫型離子交換樹脂，OH床室A（2）內填裝氫氧型離子交換樹脂，Na 床室（3）內填裝鈉型離子交換樹脂，OH床室B（4）內填裝氫氧型離子交換樹脂。H床室（1）與OH床室（A/B）可以控制內冷水的電導率，經過Na 床室（3）與OH床室（A/B）可以提高內冷水pH值。

在調試（沖洗）時只需將OH床室A（2）沖洗合格，即可投運。而OH床室B（4）則在pH值下降而不能達到行業標準時，過OH床室B（4）分流閥使OH床室B（4）慢慢投入運行提高pH值，待OH床室B（4）分流閥全開后pH 值下降至不能達到行業標準時，通過調節開大Na床室進水閥使pH值升高，待Na床室進水閥全開后pH值下降至不能達到行業標準時，通過調節關小H 床室進水閥使pH 值升高，直至最后將H 床室進水閥全關后pH 值下降至不能達到行業標準時，可以通過再生樹脂的手段恢復樹脂的功能。

圖2 發電機內冷水AB式調節裝置

5.2 pH 值安全自動調節裝置

pH值安全自動調節裝置由一臺電導率儀、一臺記錄泵、一臺控制箱、一只溶藥箱，一臺液位檢測器組成。電導率儀可設置上下限，液位檢測器可檢測溶藥箱中的液位，計量泵根據電導率儀的上下限及液位檢測信號決定啟動或停止。優點在于配合原有發電機內冷水處理裝置處理的情況下，可以使內冷水水質達標或者達到更高的行業標準，而且安全、可靠。pH 值安全自動調節裝置每月需消耗一定量的分析純氫氧化鈉，消耗量由實際運行情況決定。

5.3 #3 機改造

由于#1、2 機組服役時間長面臨關停，綜合考慮只對#3、4 機內冷水系統進行升級改造。根據運行方式安排，首先對#3機進行升級改造，設備、管道改進措施具體如下：

1）切除原呼吸管并進行密封，避免氣體進入內冷水箱。

2）對內冷水箱人孔進行密封，避免氣體進入內冷水箱。

3）在內冷水回流管安裝除碳器，氣體出口分為三路，一路直接外排，一路回至內冷水箱，一路回至發電機甩水盒。

(一是可以根據零點存在定理求出零點的大致區間；二是引導學生用函數的單調性證明函數f(x)有且僅有一個零點；三是引導學生將本題轉化為求兩個函數g(x)=lnx，g(x)=6-2x圖象交點的個數和交點橫坐標的取值范圍.)

4）安裝SANTS-4 型發電機內冷水AB 式調節裝置和加堿裝置，從水冷器出口管引一路水至內冷水調節裝置，經過內冷水調節裝置處理后回至內冷水箱，作為旁路處理。

5）調整人工取樣位置，原取樣點在內冷水箱溢流口下15 cm 處，由于表面溢流導致此處取樣不能代表整個內冷水箱水質，將內冷水取樣點移至水冷器出口管處，此處取樣不僅具有代表性，而且與內冷水AB式調節裝置內的在線儀表使用同一路水，對比起來更有說服力，人工取樣避免不了外部干擾，因此，只要誤差在允許范圍內，對比后仍以現場表指示為準。

2017年11月24日完成#3機改造，改造后內冷水系統見圖3。

通過上述改造，在后期調試過程中，析出的氣體不能正常回至甩水盒，只要進行回氣操作，甩水盒將有水流出，水流至8 m平臺，影響機組安全運行。

在氣體回至水箱，排氣門開一半的情況下，根據調整原則投運內冷水AB式調節裝置及加堿裝置，內冷水水質數據見表4。

從上述數據可知，升級改造后，內冷水pH 值達到7.0 以上，但小于8.0，而運行中電導率偏高，但穩定在4.8μs/cm以下，銅離子呈現先變小，后逐漸上升的趨勢，后期穩定在90μg/L 左右，未達到預期目標。

5.4 #4 機改造

通過對#3 機改造情況進行分析，在#4 機改造的時候進行了調整，2018年7月8日完成#4機改造，調整情況如下。

1）重新對內冷水箱人孔進行加墊密封。

2）將內冷水補水管深入箱底，有利于快速置換內冷水。原補水管入口在內冷水箱上表面，換水時，大量新鮮補給水從內冷水箱表面溢流管流出，不僅達不到換水效果，而且浪費大量除鹽水。

3）將內冷水回水管延長至內冷水箱液面以下，避免除碳器的出水與內冷水箱中的氣體再次進行接觸。

4）將內冷水AB式調節裝置的回水管延長至液面以下20 cm 處，避免水面的氣體與裝置回水再次進行接觸。

5）將除碳器至甩水盒的閥門及排氣門移至8 m平臺，有利于現場觀察除碳器回氣情況，提高運行安全系數。

在后期調試過程中，析出的氣體可以回至甩水盒，除碳器運行方式如下：除碳器回氣管至甩水盒的閥門全開，至回水箱的閥門全開，至大氣的排氣門開20%。根據調整原則投運內冷水AB 式調節裝置及加堿裝置，內冷水水質數據見表5。

由表5可知，升級改造后，內冷水pH值穩定在8.0～8.5，電導率穩定在4.8μs/cm以下，銅離子穩定在10μg/L以下，符合國家、電力行業相關標準要求。

圖3 改造后內冷水系統流程

表4 #3 機內冷水運行數據匯總

表5 #4 機內冷水運行數據匯總

5.5 #3 機持續改造

2019 年6 月對#3 機進行通流改造，由原來的CC60 型單缸、沖動、抽汽冷凝式、具有兩級調整抽汽、單排汽口汽輪機更新為CC60-8.83/3.1/1.3型單缸、反動、抽汽冷凝式、具有兩級調整抽汽、單排汽口汽輪機，轉子和甩水盒全部更新，除碳器析出的氣體可以正常回至甩水盒，目前，內冷水水質合格穩定，內冷水水質數據見表6。

表6 #3 機內冷水運行數據匯總

6 結論

實踐證明，#3、4機內冷水系統升級改造成功，徹底解決了因水質不合格引起的銅腐蝕難題，有效控制了發電機冷卻系統腐蝕程度，延長了發電機設備的使用壽命，避免被迫停機，確保發電機安全運行，同時避免發電機返廠更換銅導線而造成的巨大經濟損失。