空心铜导线腐蚀堵塞的原因

空心铜导线腐蚀堵塞的原因

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空心铜导线腐蚀堵塞的原因

发电机的各种损耗会导致电机发热，为防止发电机温度过高引起的绝缘老化等问题，需采取合理的冷却方式，目前常用的冷却方式包括氢冷、空冷、导线内部冷却，我国大型发电机普遍采用水内冷的冷却方式。由于发电机内冷水是高压电场中的冷却介质，这一特殊环境要求其必须具备绝缘性，对铜导线无腐蚀性，同时不能有颗粒物沉积，否则将造成铜导线堵塞烧毁事故。为了达到这个要求，国家相关标准对内冷水水质做出了严格规定，最新电力标准DL/T801-2010《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》对内冷水各项指标的规定如表 1所示。

为确保发电机组安全运行，国内外发电机制造厂商及相关研究机构提出过多种内冷水处理方法。笔者从机理上分析了空心铜导线腐蚀堵塞的原因，对现有的内冷水处理方法进行了评述，并针对目前国内处理技术仍存在的问题提出了建议。

1、空心铜导线腐蚀堵塞机理

1.1 空心铜导线堵塞机理

铜在纯水中是可以稳定存在的，不会发生腐蚀，当水中含有O2时，金属铜表面会被氧化。事实上，铜表面的氧化层很薄(只有几μm)，并不会造成堵塞。但是当这些氧化物开始移动，并且在特定部位再沉积，积累到一定程度时就足以阻碍水流甚至堵塞导线。空心铜导线堵塞的机理包括4个过程：(1)铜的氧化;(2)铜氧化物(离子或颗粒)的释放;(3)铜氧化物的迁移;(4)铜氧化物的再沉积。通过抑制这4个过程可以从根源上防止铜导线的堵塞。

1.2 铜导线腐蚀堵塞的影响因素

1.2.1 水中溶解氧的影响

水中的溶解氧既影响铜的氧化，又影响氧化物的释放。在贫氧条件下，铜氧化物主要是Cu2O，呈花面条状堆积在表面;在富氧条件下，则以CuO为主导，形成致密多面层，这种结构具有更好的黏附性。1974年，安联技术中心发现在贫氧和富氧条件下，铜的释放速度很低，当溶解氧为100~500 μg/L时，铜氧化物释放达到最大。EPRI的一项调查认为释放速度的变化与Cu2O和CuO之间的相变有关，这种相变

产生的压力会使氧化层疏松。当溶解氧从贫氧(<20 μg/L)或富氧区(>2 mg/L)向中氧区(100~500 μg/L)改变时，这种相变就会发生。因此，在贫氧或富氧工况下运行，有利于减缓铜导线的腐蚀和堵塞，工况一定时不要进行贫氧富氧间的改变。

1.2.2 pH的影响

Cu-H2O体系的电位-pH平衡图如图 1所示。

图 1 Cu-H2O体系电位-pH平衡图(25 ℃)

由图 1可见，当水的pH处于6.94~10.31时，金属铜处于钝化

状态，此时铜表面的氧化物能够稳定存在，可以对铜基体起到保护作用，防止进一步腐蚀。同样地，pH也会影响铜的释放，如图 2所示。

由图 2可见，当pH在8.0以上时，溶解氧对铜腐蚀速率的影响已经很小，因此，在不控制溶解氧含量时，应该将pH提高到8.0以上。值得注意的是，pH提高的同时内冷水的电导率也会升高，表 1中规定定子内冷水电导率小于 2.0 μS/cm，通过计算可知在此电导率下纯水加氨和加NaOH可达到的最高pH分别为8.85和8.89，因此内冷水pH的上限为9.0。

1.2.3 CO2的影响

CO2是空心铜导线腐蚀的重要影响因素之一，CO2溶入内冷水系统后将对铜导线的腐蚀和水的电导率产生显着影响。内冷水系统大多是以凝结水和除盐水作为补充水，当除盐水中CO2含量达到饱和时，pH和电导率分别是5.6和0.86 μS/cm，在这种酸性含氧溶液中铜表面的氧化膜会溶解，金属铜的腐蚀会加剧[11]。停机检修期间，若停运放空后线棒未充分吹干，潮湿的表面与O2和CO2充分接触，将对线棒造成严重的停备期间腐蚀。当系统以碱性工况运行时，CO2的漏入会大大增加水的电导率。纯水中不同总碳浓度下加NaOH调节pH时电导率与pH的关系如图 3所示。

由图 3可见，随着水中总碳含量的增加，同一pH下水的电导率

也在不断上升，当总碳浓度达到2×10-5mol/L时，已很难保证电导率小于2.0 μS/cm的同时将pH调至7.0以上。因此，去除内冷水系统中的CO2对防止铜导线的腐蚀、改善内冷水水质具有重要意义。

1.2.4 其他因素的影响

温度会对铜的溶解度产生影响，但影响要小于pH。电导率也会影响铜的溶解，水的电导率由1μS/cm下降到0.5 μS/cm时，铜腐蚀速度上升1.8倍，因此从抑制铜腐蚀来看，冷却水的电导率过低是不利的。

以上分析可以看出，为了防止铜导线的腐蚀堵塞并保持内冷水的绝缘性，内冷水处理应关注以下几点：(1)控制溶解氧含量;(2)电导率不超标的情况下，尽量提高pH;(3)除去水中杂质离子，以减小电导率并防止腐蚀产物沉积。

2、发电机内冷水处理技术

从原理上，内冷水处理技术可以分为5类：缓蚀剂法、换水法、普通小混床法、碱性处理法和氧含量控制法。

2.1 缓蚀剂法

铜缓蚀剂可以与水中的铜离子发生络合反应，生成保护膜覆盖在铜表面，从而减缓铜的腐蚀，常用的缓蚀剂有2-疏基苯并噻唑(MBT)、苯并三氮唑(BTA)、甲基苯并三唑(TTA)及其他复合缓蚀剂。内冷水加入缓蚀剂存在浓度检测困难、电导率和Cu2+易超标、铜导线堵塞等风险，1998年某厂1台使用BTA处理的发电机曾发生铜导线堵塞烧毁的事故，现在大型机组已很少使用此方法。最新电力标准DL/T 801—2010《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》中明确指出不推荐对内冷却水添加缓蚀剂以调控水质。

2.2 换水法

向发电机内冷水箱连续补入大量凝结水或除盐水同时排掉溢流水，使内冷水的电导率和离子含量合格。当补水为除盐水时，弱酸性并含有溶解氧的除盐水会加速铜导线的腐蚀。当补水为凝结水时，凝结水中含有氨，可以升高内冷水pH，抑制铜导线腐蚀，但凝汽器发生泄漏或水质变化将引起内冷水水质恶化，因此不利于发电机的安全。除此之外，连续排水的水量损耗很大，不够经济。

2.3 普通小混床法

将部分内冷水通过装有氢型树脂(RH)和氢氧型树脂(ROH)的混