大型发电机内冷水质指标的探讨与应用

大型发电机内冷水质指标的探讨与应用
摘要：随着电力工业的发展，大型水冷发电机得到了广泛应用。

发电机内冷水
质指标控制成为一个难题。

因水质控制不善造成定转子铜线棒腐蚀，引发发电机
线棒温差大、进水压力高、内冷水流量低、出水温差大，轻则影响发电机带负荷，重则造成发电机损坏。

关键词：水冷发电机；水质指标；PH值；铜离子；溶解氧
引言
一般大型发电机常采用双水内冷式，即发电机定子和转子全部采用水冷却，也有的是定
子用水冷却，转子和铁芯采用氢冷却的。

发电机内冷水通常选用除盐水作为冷却水质，凝结
水作为备用水源。

除盐水纯度高，能够满足绝缘要求，但是pH值较低，一般在6．0～6．8
之间，使得发电机定子线棒始终处于热力学不稳定区，（根据Cu—H2O体系的电位—pH平
衡图）对系统有一定的侵蚀性，据介绍：铜、铁金属在水中遭受的腐蚀是随着水溶液pH值
的降低而增大的,铜、铁在pH＝8左右为腐蚀的钝化区。

由于内冷水的pH低，使水中含铜量及电导率均在高限，腐蚀产物还可能在线棒的通流部分沉积，引起局部过热，甚至造成局部堵死，影响发电机组的安全运行。

运行过程中水冷器
的泄漏以及水冷器投运前未经冲洗或冲洗不彻底等都会使生水中的杂质进入内冷水系统，造
成系统腐蚀和堵塞，因此对发电机内冷水进行处理是十分必要的。

1.发电机内冷水水质要求及质量标准
1.1 水质要求
由于内冷水在高电压电场中作冷却介质，因此各项质量要求必须以保证发电机安全经济
运行为前提。

发电机内冷水水质应符合如下技术要求：
1.1.1．有足够的绝缘性能（即较低的电导率），以防止发电机线圈的短路。

1.1.2．对发电机铜导线和内冷水系统无腐蚀性。

1.1.3．不允许发电机内冷水中的杂质在空心导线内结垢，以免降低冷却效果，使发电机
线圈超温，导致绝缘老化和失效。

1.2 质量标准
根据GB／T12145－2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》的规定，我国发电机
内冷水质量标准如下：
电导率（25℃）≤2．0μs／cm
铜含量＜200μg／L
pH值（25℃）＞6．8
1.3 常用的发电机内冷水处理方法
内冷水的处理主要是为了降低内冷水中的铜、铁等杂质含量，防止内冷水对铜导线的腐蚀，确保机组的安全运行。

常用的处理方法有：溢流排水法、添加铜缓蚀剂处理法、小混床（氢型离子交换器）旁路处理法、氢型＋钠型双套小混床旁路处理法、小混床＋NaOH处理法、超净化处理法等。

1.3.1溢流排水法
发电机内冷水箱采取连续大量补入除盐水或凝结水，并保持溢流排水的运行方式，来
控制内冷水导电率≤2．0μs／L。

该处理方法简单易行，无须处理设备的投资和维护，也能够满足发电机内冷水水质的
要求，但存在着不可改变的弊端：
（1）通过连续的补水，使得内冷水质指标达到合格范围内，但由于补水和系统中水质
的pH值较低，因此并未真正抑制铜导线的腐蚀，只是将腐蚀过程转化为连续稀释过程。

（2）水资源浪费严重连续大量的排水，造成除盐水、凝结水的浪费。

以1台200
MW机组为例，内冷水补水按5 t／h，年运行300d计，每a将消耗除盐水36 000 t。

虽然有
些电厂将这部分排水回收到凝汽器，但被腐蚀析出电离的铜离子增加了给水系统的杂质含量。

（3）系统安全性差除盐水、凝结水一旦受到污染，发电机内冷水水质也随之遭受冲
击污染，危及设备的安全运行。

特别是采用凝结水作为补水时，当凝汽器突然泄漏时，会殃
及内冷水系统，严重时将导致停机事故的发生。

采用凝结水补水的处理方式在凝汽器严密，汽水品质优良及有保护措施的条件下较为
有效，否则不提倡使用。

2 发电机内冷水指标的控制方法及易引起的问题
由于水内冷发电机具有单机容量大、体积小、重量轻等特点，因此，在大型发电机组中
得到广泛应用。

目前国内发电机内冷水处理方法有中性处理、碱化处理和加缓蚀剂处理等方法，内冷水处理技术普遍存在内冷水pH控制不稳定、铜导线腐蚀速率高、铜离子含量超标、补水换水频繁、水量损失大等问题。

因水质控制不合理，造成发电机定转、子铜导线腐蚀，
腐蚀产物沉积在定子或转子线圈内，引起线圈传热不均和发电机线圈超温，甚至有局部线圈
堵塞或穿孔的问题，轻则因定子线棒超温，不能满负荷运行，重则引发发电机线圈超温烧损
短路的严重事故。

所以，发电机内冷水的指标控制直接关系到发电机组的安全经济运行。

3 发电机定转子线圈铜导线腐蚀的机理
冷却水接触的材质主要是铜和不锈钢，由于不锈钢具有相当好的耐腐蚀性，所以处理目
的主要是防止空芯铜导线的腐蚀。

影响铜在冷却水中均匀溶解腐蚀的因素主要有水的pH值、溶解氧水的纯度，此外在腐蚀过程中生成的二价铜离子对铜的腐蚀有加速作用。

这一腐蚀过程的反应如下：
二次腐蚀产物的生成： Cu2+ +2OH-= CuO+ H2O
上述反应交替进行，从而导致铜的腐蚀和腐蚀产物的沉积。

铜在含氧水中与氧发生氧化
还原反应，生成氧化铜和氧化亚铜。

氧化铜在铜材的表面形成一薄层覆盖层。

在纯度一定、
含氧量一定的水中，铜的腐蚀速率随pH的变化而变化，在pH8～9时为最低；pH值一定时，水中溶氧不同，铜的腐蚀速率也明显不同，一般在小于20μg/L时，腐蚀速率已相当低；在200～300μg/L时，腐蚀速率最高；含氧量进一步提高时，铜的腐蚀速率又趋于稳定。

4 发电机定转子线圈铜导线防腐蚀原理
由Cu- H2O体系电位-pH平衡图知，溶液中的含Cu物质以金属铜离子（Cu+、Cu2+ 、
Cu3+ ）含Cu水合物（Cu2O3•nH2O）和铜的酸根（HCuO2-、CuO22-、CuO2-）形态稳定存在
的区域，是Cu的理论上的腐蚀电位-pH条件区域；金属Cu以单质Cu形势稳定存在的区域，则是Cu的理论上的免蚀条件区域。

根据理论分析计算和判断，Cu- H2O体系Cu腐蚀-钝化-免蚀的理论条件区域如图1中几条曲线划分的区域所示。

铜的腐蚀率取决于水中的氧浓度和pH值。

根据上图显示当氧浓度为200～300μg/L时，
铜的腐蚀率最大。

随着pH值的增加，腐蚀率将降低，当pH值达到一定值时，腐蚀率已接近
零了。

氧化铜的溶解度取决于pH值以及铜的化合价。

在pH值小于8时，Cu2O的溶解性比CuO低得多。

随着pH值的降低，氧化铜的溶解度将大幅度升高。

pH值在8～9之间时，这2
种氧化铜的溶解度都将很低。

5 发电机内冷水指标控制应用
某县发电厂#7、8发电机在投产初期经历过了因内冷水PH值控制6.5～7.5较低、溶解氧
高等指标控制不合理造成过发电机线棒温差大、出水温度高、内冷水通流量低、铜离子超标
等情况，后来经过分析研究和不断的摸索，自2011年3月起确定控制内冷水pH值为8.0～9.0；硬度≤2μmol/L；铜≤20μg/L；电导率≤0.5μs/cm。

自此#7、8发电机定子线棒温差、出水
温差逐步向好的方向发展，约3个月后达到稳定状态，定子线棒温差稳定在1℃、出水温差
稳定在2℃；定子水进水压力、流量稳定，没再出现流量降低、压力升高现象，困扰已久的
难题得到了解决。

通过在#7、8发电机内冷水指标控制试验，使冷却水具有碱性+低氧特性，内冷水只产生
微弱的铜腐蚀和溶解氧化铜现象。

有效地解决了内冷水电导率高、pH值低、腐蚀产物铜离子超标的问题。

达到了内冷水水质最佳工况，彻底地解决了内冷水铜腐蚀问题，最大限度地提
高了发电机的运行安全。

参考文献
[1]大型发电机内冷却水质及系统技术要求（中华人民共和国电力行业标准 DL/T 801—2010）.。