发电机内冷水碱化处理

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300MW发电机内冷水微碱性处理改造

制。２临河热电厂内冷水系统简介临河热电厂２×３００ＭＷ机组分别于２００６年６月和２００７年４月投产，发电机为东方电机厂生产的ＱＦＳＮ一３００ — ２ — ２０Ｂ型汽轮发电
表２２００７．６ — ２００８．５平均每月换水次数统计
图１发电机定子水冷系统示意图５系统改造方案５．１由于采用凝结水补水时，一旦凝汽器泄漏，会严重威胁内冷３系统存在的问题水系统的安全运行；而且可能存在凝结水补水门的轻微渗漏，造成电厂内冷水的运行方式为，当内冷水ｐＨ值偏低时，通过水箱内冷水电导率和ｐＨ值逐渐升高。因此决定切断此路补水，只用除排污和向内冷水箱补充凝结水的方式提高ｐＨ值，当内冷水电导率盐水进行补水。偏高时，通过水箱排污和向内冷水箱补充除盐水的方式降低电导５．２切断凝结水后，将离子交换树脂更换为微碱化离子交换树率。脂，以实现ｐＨ值的调节和电导率的调节。但于２００７年下半年开始，＃１、２机组内冷水系统经常需要换水５＿３改造后，实际是将发电机内冷水处理方法由凝结水与除盐调整，＃１机内冷水换水尤其频繁。经常出现内冷水电导率逐渐上水协调调节法变为单床离子交换微碱化法。即利用微碱化离子交换升，并伴有ｐＨ值上升趋势，经常造成电导率大于１．８Ｓ／ｃｍ，且增长树脂，对占循环流量的１％～５％内冷水实施微碱化处理，将内冷水速度较快；如投入离子交换树脂，又使ｐＨ值偏低，最严重时每隔十的ｐＨ值调节到７．０９．０范围之内（尽量维持在８．０～９．０），同时保几个小时就要进行调节。要控制ｐＨ值和电导率均达到合格，调节持电导率不超过２．０Ｓ／ｃｍ。操作十分频繁，水质不宜控制，而且造成大量水的浪费。６改造效果我们统计了２００７年６月一２００８年５月一年期间＃１、２机组内改造后，我们又统计了２００８年６月一２００８年１２月＃１、２机组冷水换水次数，在此期间＃ｌ机每月最大换水次数达到４７次，最少内冷水换水情况，＃ｌ、２机组内冷水平均每月换水次数，由２５次和２次（由于停机）；＃２机最大换水次数１８次，最少３次（由于停机）。１２次分别降至４．３次和４．４次。（见表３）换水原因是电导率接近上限。但在机组经常启停期间，内冷水换水根据近几年的运行经验，２台机组发电机内冷水系统改造完成次数较少，甚至为２－３次，这是因为每次机组启动时，几乎将内冷水后，调整频率大大降低，水质情况良好，内冷水水质２～３个星期才系统的水全部换掉，所以能保持水质较长时间合格；而当机组长期需调整一次，离子交换树脂１－２年更换一次。当水质合格时，将离子运行时，换水次数较多。（见表２）交换树脂停运；当电导率和ｐＨ值均偏高时，用除盐水换水；当电导４原因分析率偏高ｐＨ值偏低时，投运离子交换树脂。４．１离子交换树脂停运后，内冷水电导率和ｐＨ值逐渐升高，是改造后效果非常明显，避免了凝汽器泄漏对水质的污染，而且由于存在凝结水补水门轻微渗漏。水质能保持长期稳定，耗水量降低，树脂的使用周期延长，减缓了内４．２离子交换树脂使用的是普通混床用树脂，长期运行会导致冷水系统的腐蚀，减少了运行工作量，更主要是提高了系统安全性，ｐＨ值偏低。对于保证发电机的安全稳定运行起到了积极作用。对同类型发电机４．３由于除盐水含有大量的二氧化碳和溶解氧，经常使用除盐内冷水的水质控制具有借鉴作用和推广意义。水调节会造成铜基体的腐蚀。４．４凝结水含有游离氨，也易使铜导线发生腐蚀。

发电机内冷水微碱化装置系统检修工艺规程

发电机内冷水微碱化装置系统检修工艺规程7.1适用范围7.2规范性引用文件7.3发电机内冷水微碱化装置设备技术规范7.4检修周期7.5检修项目7.6检修工艺与质量标准7.1适用范围本标准规定了大唐信阳（华豫）发电有限责任公司（以下简称公司）化学及其辅助设备（二期 2X660MW机组）的检修规范、检修项目、检修周期、检修工艺与质量标准等。

本标准适用于公司化学及其辅助设备（ 2X660MW机组）的检修与维护工作。

循环水处理系统概况信阳电厂循环水加药系统配两套阻垢剂加药装置， 2 套浓硫酸储罐12 立方米，2 套浓硫酸加药装置，两台卸酸泵等。

7.2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

[1]GB 50050-2007工业循环冷却水处理设计规范[2]GB/T 50109-2014工业用水软化除盐设计规范[3]DL/T 771-2014 火力发电厂水处理用离子交换树脂选用导则[4]DL/T 806-2013火力发电厂循环冷却水用阻垢缓蚀剂7.3发电机内冷水微碱化装置系统设备技术规范3.1 工作原理SANTA-4 型发电机内冷水调节装置是发电机定冷水系统的专用水质处理装置，通过特殊的离子交换工艺处理，提高定冷水的PH 值，降低定冷水的电导率和铜离子浓度，使发电机定冷水各项水质指标达到国家标准要求。

主要技术参数：1）处理水量： 0.8 m 3/h ～ 1.2m3/h ；2）进水水质：除盐水（或定冷水）；3）进水压力： 0.20 MPa ～ 0.60MPa；4）进水温度：≤50℃。

5）出水水质： pH：8.0 ～ 9.06）电导率： 0.4 us/cm ~2.0us/cm7）铜：≤ 20ug/LSANTA-4型发电机内冷水调节装置内部阀门符号和名称对照V01装置进水阀D01阳床旁路阀VN01钠床排气阀V02钠床出口阀D02阴床旁路阀VN02氢床排气阀V03氢床出口阀D03排水总阀VN03上阴床排气阀V04氢床至上阴床 PI1装置入口压力VN04 下阴床排气阀阀表V05上阴床出口阀PI2过滤器入口压VN05 过滤器排气阀力表V06下阴床出口阀PI3过滤器出口压UL01钠床卸树脂阀力表V07装置出水阀L01钠床装树脂阀UL02氢床卸树脂阀CP01 系统水质监测 L02氢床装树脂阀UL03上阴床卸树脂阀阀CP02 出口水质监测 L03上阴床装树脂UL04下阴床卸树脂阀阀阀CP03 水质监测总阀L04下阴床装树脂LUL01 树脂装卸连接阀阀S01装置入口取样 FI1钠床出口流量SV01 装置进水一次阀计阀S02钠床出口取样 FI2氢床至上阴床SV02 装置出水一次阀流量计阀S03氢床出口取样 FI3装置出水流量D04 下阴床冲洗阀阀计S04阴床出口取样 FI4仪表流量计阀7.4检修周期正常情况下，每两年小修一次，每四年大修一次。

一种发电机内冷水微碱性处理简化装置[实用新型专利]

专利名称：一种发电机内冷水微碱性处理简化装置专利类型：实用新型专利
发明人：李奋宇
申请号：CN202121519608.7
申请日：20210705
公开号：CN216336801U
公开日：
20220419
专利内容由知识产权出版社提供
摘要：本实用新型公开了一种发电机内冷水微碱性处理简化装置，包括，水循环单元，包括冷水箱、设置于所述冷水箱一侧的水泵，以及分别设置于水泵两端的第一导管和第二导管；检测单元，包括电导检测器、设置于冷水箱内腔的背面且位于冷水箱内腔的PH检测器。

本实用新型有益效果为通过电导检测器和PH检测器对冷水箱内腔的冷水进行检测，当检测到电导率或PH值超标时，通过输液阀带动输液器将塑料溶液罐内腔的地微量碱性物质溶液传输至输液管的内腔，通过输液管将溶液传输至冷水箱的内腔，使溶液对冷水箱内腔的冷水进行微碱性处理，同时再次通过电导检测器和PH检测器进行检测，当电导率和PH值达标后，关闭输液阀即可。

申请人：内蒙古丰电能源发电有限责任公司
地址：012199 内蒙古自治区乌兰察布市丰镇市发电厂院内
国籍：CN
代理机构：南京禹为知识产权代理事务所(特殊普通合伙)
代理人：刘小莉
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发电机内冷水的处理方法(二篇)

发电机内冷水的处理方法国内外控制发电机内冷水水质的方法很多,主要有:混床处理法、向内冷水补加凝结水法、碱化处理法、密闭式隔离水冷系统法和缓蚀剂法等。

本文将对这些方法逐一进行介绍。

1混床处理法小混床用于除去水中的阴、阳离子及内冷水系统运行中产生的杂质,可达到净化水质的目的,其主要存在的问题是运行周期短、运行费用较高,或可能由于运行终点未及时监测,反而释放大量的铜离子污染水质[2]。

小混床内装的普通型树脂常泄漏大量低分子聚合物,它们会污染系统并使小混床出水ｐＨ偏低,加重铜表面的腐蚀。

因此,可以增设一套ＲＮａ+ＲＯＨ混床,组成双套小混床。

由于发电机内冷水铜导线的腐蚀产物主要含Ｃｕ2+和ＨＣＯ-3,增设ＲＮａ+ＲＯＨ混床后,在ＲＮａ+ＲＯＨ混床内,会发生下列离子交换反应:Ｃｕ2++2ＲＮａＲ2Ｃｕ+2Ｎａ+(1)ＨＣＯ-3+ＲＯＨＲＨＣＯ3+ＯＨ-(2)通过上述反应,内冷水中微量溶解的中性盐Ｃｕ(ＨＣＯ3)2转化为ＮａＯＨ,使溶液最终呈微碱性,从而改善了内冷水水质,抑制了铜的腐蚀。

运行时,交替投运ＲＮａ+ＲＯＨ和ＲＨ+ＲＯＨ小混床。

当ｐＨ低时,投运ＲＮａ+ＲＯＨ小混床,此时电导率会随着Ｎａ+的泄漏逐渐升高;当电导率升到较高时,关闭ＲＮａ+ＲＯＨ混床,投运ＲＨ+ＲＯＨ混床,内冷水的ｐＨ值会降低;当ｐＨ低到一定值时,再投运ＲＮａ+ＲＯＨ混床,如此反复操作以使内冷水各项指标合格。

双套小混床处理法对提高内冷水ｐＨ值、降低铜腐蚀的效果较好,但它也有不足之处,如:在ＲＮａ+ＲＯＨ运行状态,如果补充水水质不良,将会有大量Ｎａ+短时泄漏,导致内冷水电导率快速上升[2],这样会使泄漏电流和损耗增加,严重时还会发生电气闪络,破坏内冷水的正常循环,甚至损坏设备。

2向内冷水补加凝结水法向内冷水补加凝结水相当于向内冷水中加入微量的氨,从而提高ｐＨ值,达到防腐的目的[3、4]。

采用该方法存在的问题是:敞开式内冷水系统容易使氨气挥发、二氧化碳溶解,使内冷水ｐＨ值降低。

发电机定冷水系统微碱化加药处理装置的应用

发电机定冷水系统微碱化加药处理装置的应用孙丹【摘要】针对发电机定冷水系统传统水质处理方法所出现的水质pH值较低、铜离子含量高、换水量大等问题，通过分析论证，提出了微碱化加药处理方法。

实施后，系统水质指标有了明显的好转，符合定冷水标准要求。

应用结果表明：该方法操作简单、易于实施、水处理方式可人工控制、稳定有效，设备安装方便、占地面积小，适用于机组定冷水系统水质优化处理。

%Aiming at the problems of the low pH,high content of copper ions and change water in large in traditional water quality treatment method of generator stator cooling water system,by analyzing and reasoning,puts forward the slightly alkaline dosing treatment method. After the implementation,the water quality index of cooling water system has obvious improvement,conforms to the requirements of the state standard for stator cooling water. The application result shows that the method has characteristices of simple operation,easy actualization,steady and effectual water treatment mode,work area small,is suitable for application in water quality optimization treatment of stator cooling water system of unit.【期刊名称】《宁夏电力》【年(卷),期】2014(000)006【总页数】4页(P68-71)【关键词】定冷水;微碱化加药;水质优化【作者】孙丹【作者单位】宁夏京能宁东发电有限责任公司，宁夏灵武 750400【正文语种】中文【中图分类】TK223.51宁夏京能宁东发电有限责任公司发电机定冷水系统由于管理方式、运行水平及水质处理不佳等原因，导致该系统频频出现混合离子交换器运行周期较短、水质pH较低、铜离子含量高、换水量大等问题［1］，再加上系统加药处理后引起二氧化碳迅速溶解而导致电导率升高［2］，不仅增加了混合离子交换器负担，增加了检修与运行成本，更重要的是引起腐蚀速率增大，导致线棒腐蚀及腐蚀物不断沉积［3］，使正常运行与加药处理形成了恶性循环，直接威胁着发电机安全、可靠与经济运行。

发电机内冷水处理方法的研究及探究

发电机内冷水处理方法的研究及探究摘要：在发电机内冷水系统中增加微碱化处理装置，不仅可以提升发电机内冷水的pH值、降低内冷水Cu2+含量，还可以有效缓解内冷水系统内部铜导线的腐蚀情况，明显提高系统安全性，同时保证发电机组安全、经济、稳定地运行。

从操作与运行方面看，采用氢型＋钠型双套小混床旁路的方法处理发电机内冷水，操作简单、安全性高、运行稳定，具有实际应用与推广意义。

关键词：发电机；内冷水；处理方法；研究及探究1国内主要内冷水处理方法发电机内冷水系统因水质原因而引起铜导线腐蚀问题，或者说因铜导线腐蚀而引起水质不合格问题，是国内外普遍存在的问题。

铜导线腐蚀产物使内冷水电导率增大，发生腐蚀产物堵塞系统等问题，危及发电机安全。

国内有关行业标准对内冷水的pH值、电导率和铜离子浓度作出规定，其中，pH值和铜离子浓度指标控制系统铜导线的腐蚀速率，电导率指标控制发电机的绝缘，3个指标相互关联、相互制约。

目前，国内电厂3个指标同时符合标准要求较困难。

用凝结水作水源，pH值可满足要求，但电导率难满足要求，用除盐水作水源，电导率可满足要求，但pH值偏低，内冷水系统铜含量不稳定，大部分处于超标状态。

目前，国内内冷水水质调节防腐处理方法主要有以下几种，其主要目的是降低内冷水中铜等杂质含量，提高内冷水pH值，防止内冷水系统铜导线腐蚀，确保发电机安全稳定运行。

1.1溢流排水法内冷水采用连续补入除盐水或凝结水，并维持溢流，控制内冷水电导率≤2.0μS/cm。

该方法简单易行，但只控制电导率，pH值未作调整，内冷水铜含量较大，连续补水造成水资源的严重浪费，用凝结水作补充水，系统安全性差，凝汽器泄漏会污染内冷水水质。

1.2混床旁路处理法将部分内冷水通过装有阴阳树脂的混合离子交换器，以除去内冷水中各种阴阳离子，达到净化内冷水水质的目的。

在300MW及以上机组出厂时均配置混床处理设备，可有效地降低内冷水电导率(≤0.2μS/cm)，内冷水中铜离子与交换树脂反应，降低含铜量，但内冷水pH值偏低。

发电机内冷水运行现状及微碱性处理对策

发电机内冷水运行现状及微碱性处理对策摘要：由于水和氢气优异的导热系数而被广泛采用作为大中型发电机冷却介质。

水作为发电机冷却力最强介质，发挥着重作用。

但目前大中型发电机普遍存在内冷水pH偏低的现象，导致发电机铜腐蚀，内冷水中铜含量增高，引起了电力工作者的广泛关注。

本文着重介绍了发电机内冷水运行现状、提高内冷水pH的方法以及对内冷水的处理提出了建议，以期对以后发电机内冷水的处理做出重要指导。

关键词：发电机；内冷水；铜腐蚀；铜含量；现状1 引言发电机是电厂使机械能转变为电能的三大重要主机设备之一。

目前来看，大中型发电机运行过程中常用的冷却方式为水-氢-氢方式，内冷水作为高压电场中重要的冷却介质，水质的优劣直接影响发电机的正常运行，严重可导致发电机内部导线腐蚀，引起阻塞，内冷水流通变慢，发电机线圈超温，甚至烧损等事故。

河南某发电厂2台采用水-氢-氢冷却的发电机，长期存在水质不合格的情况，内冷水质pH长期在低于7以下运行，电导率也长期不合格，铜离子含量偏高，造成发电机空心导线铜腐蚀，最终造成停机清洗处理[1]。

针对发电机水质，国家行业标准对发电内冷水做了严格规定，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》对水质规定了几点要求，如表1所示。

标准的发布对于发电机内冷水水质的运行要求提供了重要的参考。

然而，大多数电厂发电机内冷水依然存在pH偏低，电导率不合格的普遍现象，长期运行定会对发电机造成损害。

为保证发电机内冷水的安全运行，笔者着重介绍了几点发电机内冷水处理方法，以期对内冷水的安全稳定运行提供重要指导。

2 发电机铜腐蚀原因发电机内冷水导致发电机铜腐蚀的因素主要有溶解氧、pH、电导率及CO2的影响。

发电机内冷水溶解氧处于贫氧区和富氧区时，铜腐蚀较慢；处于100～500μg/L时，铜离子释放量最大。

pH在7～9之间时，铜腐蚀速率较缓慢，在小于7和大于9时，铜腐蚀速率较快。

CO2在除盐水中达到饱和时，水pH为5.6，电导率为0.86μs/cm，水中若有一定的含氧量，这也会导致铜在酸性环境下腐蚀[2]。

发电机内冷水碱性处理研究

ｌ前言
发电机内冷水一般采用除盐水作为补充水。系统
碱化剂选择常用、易得、价廉的氢氧化钠和氨水。试验方法：取一定量新制除盐水并用碱化剂调节
不严密会溶人二氧化碳和氧气，导致内冷水的ｐＨ降低、溶解氧含量升高，因而内冷水的腐蚀性增强。ｕＨＯ由Ｃ．２体系的电位一ｐＨ图可知，当ｐ较高（Ｈ处于７０时，～ｌ）紫铜处于免蚀区或钝化区【】因此我们可采用提高ｌ。内冷水ｐ值的方式来防止铜导线的腐蚀。Ｈ具体调节ｐＨ
ｐ同时取一定量钠型树脂出水，Ｈ，敞开放置于空气中，分别监测其ｐ值和电导率随时间的变化情况。和图Ｈ图ｌ
２别表示了氢氧化钠溶液、分氨水溶液和钠型树脂出水
在空气中ｐ值和电导率随时间的变化情况。Ｈ由试验所得曲线可见，ｐ值受空气影响最大的是Ｈ
ｎｈｔｒｑｕｌｙｏｆｅａｏｖｗｏｔａｍｅｔｒｔｄｅｈｏｇｈｔｓｓｉａｅ．ａｄｔｅｗａｅａｔｈｂｅｔｅｔｎｓｗｅｅｓｕｉｄｔｒｕｅｔｎｔｓｐｐｒｉｔｒｉｈＫｅｙｗｏｒ：ｔｒｇｎｒｔｒｉｎｅｏｉｇｗａｅ；ａｋｌｚｔｒａｍｅｔｓｄｕｉｎｅｈｎｅｄｓｕｂｏｅｅａｏｎｒｃｏｌｎｔｒｌｉａｉｔｅｔｎ；ｏｉｍｏｘｃａｇｅｂｄａｏｎ
低的过程，其原因是二氧化碳的溶人，ＯＨ一子被Ｈ离
中和为ＨＯ，２使得电导率降低；而同样为氢氧化钠溶液，

浅析#5发电机定子内冷水处理方式

浅析#5发电机定子内冷水处理方式摘要：本文以#5机组为例，通过揭示发电机铜线棒腐蚀的主要原因，探讨和分析发电机定子内冷水水质调控处置的三种方法的优劣，选取最佳的调控处置方法。

关键词：冷却水水质调控一、引言我厂一二期工程（#1-4机），装机容量为4×335MW，发电机冷却采用双水内冷方式，该机型定子内冷水采用的水质要求为：导电率（25℃）≤5.0μs/cm，铜含量≤40μg/L硬度（25℃）0μmol/L，pH值：7--9；三期工程（#5、6机），装机容量为2×600MW，发电机冷却采用水-氢-氢内冷方式，该机型定子内冷水采用的水质为：导电率（25℃）≤2.0μs/cm，铜含量≤40μg/L，硬度（25℃）0μmol/L，pH值：7--9；四期工程（#7、8机），装机容量为2×1000MW，发电机冷却采用水-氢-氢内冷方式，该机型定子内冷水采用的水质为：导电率（25℃）≤0.5μs/cm，铜含量≤20μg/L硬度（25℃）0μmol/L，pH值：7—9。

二、定子内冷却水的要求发电机内冷却水所接触的金属一般只有铜和不锈钢。

不锈钢材料是耐腐蚀的，而铜材料的耐腐蚀性能要差很多。

因此，一方面需要防止发电机铜线棒、铜接头发生腐蚀，另一方面要去除腐蚀产物，防止因腐蚀产物聚集发生沉积现象。

1.水质要求发电机内冷却水应采用除盐水或凝结水。

我厂为防止凝结器泄漏处理不及时，循环水进入凝结水而影响凝结水水质，将#1-8机的发电机内冷却水采用除盐水，而不用凝结水。

定子内冷水水质执行DL/T801-2010标准。

2.水质调控方法#1-4机通过添加缓蚀剂MBT法来调控内冷水水质。

#5、6机通过设置旁路小混床来调控内冷水水质。

#7、8机通过安装微碱化装置来调制内冷水水质。

添加缓蚀剂的方法现在已不推荐使用，内冷水导电和pH值不能同时兼顾，MBT无色粉末状，味苦有毒，在MBT配制和使用过程中，影响人身健康，同时不利于环保，且浪费水源。

发电机内冷水的处理方式

3．3 小混床（氢型离子交换器）旁路处理法
让部分内冷水通过装有阴、阳离子交换树脂的混合离子交换器，以除去水中各种阴、阳离子，达到净化水质的处理方法。系统示意见图3。
当内冷水经过氢型离子交换器时，水中的阳离子Ca2＋、Mg2＋、Cu2＋与树脂中的交换基团H＋进行交换，反应式如下：
该处理方法能够达到净化内冷水质的目的，使内冷水导电率维持在合格范围内。缺点是：内冷水经小混床离子交换后，水中H＋含量增多，使水质pH值进一步降低，有时低至5．0左右，更加剧了对铜导线的腐蚀。
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。
目前该处理方式应用较为广泛。但这种“治标不治本”的处理方式是其致命缺陷。鉴于此，目前一些新建机组一般都不采用这种处理方式。
3．4 氢型＋钠型双套小混床旁路处理
为提高小混床出水pH值，降低系统铜腐蚀，将原小混床处理工艺改为双套小混床处理法，即在氢型小混床系统的基础上增设1台钠型小混床，2台混床并联运行，对内冷水进行微碱性处理。钠型混床阳、阴树脂按一定的比例混合，树脂采用NaOH再生，再生后阳树脂为钠型，阴树脂为氢氧型，这就相当于在运行中向内冷水中加入微量的NaOH，可使内冷水的pH值保持在微碱性（7．0～8．0）的范围。运行中用pH值分析仪、电导仪作为内冷水的监测仪表，根据内冷水的pH值和电导率的变化来控制2台混床进、出口门的开度，从而稳定机冷水pH值在一定范围内。
1．0μs／cm＜主流路导电率≤2．2μs／cm0．2μs／cm＜支路导电率≤2．8μs／cm

发电机组内冷水单床离子交换微碱化-加碱碱化法处理

果及绝缘性能，选择最佳的发电机内冷水处理方法尤为重要。【关键词】发电机内冷水处理
发电机组内冷水系统的水质与发电机的对地绝缘性能和铜线ｐＨ值呈弱酸性，致使内冷水ｐＨ，铜离子达不到要求，同时搬运氮气棒的腐蚀速率密切相关，其水质控制方法直接影响机组的运行安瓶进行密封也不便操作。全。目前发电机内冷水处理方法很多，但在保证水质指标合格的连３本厂所采用的其他内冷水处理方法及效果续性、水质控制的便捷性上暴露出问题，本文结合本厂对内冷水系对强酸性阳树脂而言，它对水中常见离子的选择性次序为：统的设计及对内冷水处理方法的实践探索，对各处理方法进行利弊Ｃａ ¨、Ｍｇ¨ 、Ｃｕ＞Ｎａ＞Ｈ阐述。以铜离子为例（钙、镁省略）离子交换反应如下：１简介本厂内冷水系统设计２ＲＮａ＋Ｃｕ ¨ 一Ｒ，Ｃｕ＋２Ｎａ（１式）本厂为空冷机组，凝结水采用粉末树脂覆盖过滤器处理，树脂２ＲＨ＋Ｃｕ一Ｒ，Ｃｕ＋２Ｈ（２式）的类型为氢型、氢氧型。凝结水采用加氨水处理，故凝结水电导较ＲＨ＋Ｎａ一ＲＮａ＋Ｈ（３式）高。西北某电厂同类型机组、凝结水相同处理方式，内冷水采用了凝保证ＲＨ型、ＲＮａ型树脂及ＲＯＨ型树脂的比例，才能使运行过结水与除盐水协调调节法，因空冷机组的特殊性，凝结水电导高，反程中内冷７ｋｐＨ、电导达标，ＲＮａ型填装的多，ｐＨ和电导偏高，填装的馈在实际为内冷水在调整过程中当ｐＨ达到指标，电导率往往超标。少，起不到提高内冷水ｐＨ的作用，保持有余量和微量的游离钠离子故在本厂设计过程中，不考虑该处理方式，同时考虑凝结水电导较达到效果，但实际难操作，调整电导和ｐＨ合格耗时长，树脂失效再生高、水中含有的氨可能与系统铜造成腐蚀，将内冷水补充水源设计期间，水质合格的连续性达不到要求。为单一水源：除盐水。本厂内冷水处理方式原设计为离子交换一充氮（１）后期参照《发电机内冷水处理导．￣ＪＩ））（ＤＬ／Ｔ１０３９ — ２００７）离子密封法，填装树脂为一级除盐阳树脂００１Ｘ７、阴树脂２１３。交换一加碱碱化法，在目前系统运行情况下（无计量泵），加优级纯氢氧化钠，在ｐＨ低限时通过内冷水过滤器向系统加药，一般循环３吩２本厂内冷水系统存在问题钟，系统水质稳定，因有５％的内冷水经过离子交换器，通过离子交经过实践，离子交换一充氮密封法的内冷水处理方式不能满足换，吸附钠离子，释放氢离子，系统ｐＨ再次降低，如此在加药，人为加内冷水水质要求，表现为内￣ＴＪ＜ｐＨ偏低，铜离子含量高。该法只能保药不能保证水质合格连续性。证内冷水与空气隔绝，不让空气中二氧化碳溶解在内冷水中，使之在此期间内冷水水质间歇性不合格，铜离子含量增加，见（表１）。成酸性，并不能提高内冷水的ｐＨ。即：内冷水水源的ｐＨ基本就是内（２）通过技术交流询问后，参照同类型其它机组，采用了趋于普冷水的ｐＨ。前面已经介绍，本厂内冷水只有除盐水单一水源。但只在遍应用的内冷水单床离子交换微碱化一加碱碱化法处理法，是某公级除盐＋混床树脂配比合适、正常运行且除盐水箱完全密封的理司有专利产权的发电机内冷水系统微碱性循环处理工程。该系统由想状态下，除盐水的ｐＨ才为中性，即ｐＨ＝７，相关标准要求除盐水ｐＨ超净化装置、特种树脂，树脂捕捉器、自动调节微碱装置、在线仪表 ≥６．８，也是在水箱密封效果好的前提下。试运行及运行初期，除盐水监测系统等部分组成。表１２样机组内冷水报表超净化装置实则是在离子交换器处理的基础上进行改进，内部设置均匀布水装置，防偏流。特种树脂区别于其它树脂的原因是，树日期时间内冷水ｐＨ内冷水电导内冷水铜脂选择了抗污染、耐高温、经深度再生、高交换容量、氢型氢氧型钠２０１２ —０５一ｌ６ｌ０：３０７．４２１．６４５４型特殊配比的树脂，树脂的使用周期延长到１～２ａ，不必频繁再生更２０１２～Ｏ５～０９１０：３０７．４８２．９７１３．３２０１２一Ｏ５一Ｏ２ｌ０：３０６．５７１．２７１．２换。这套系统实际就是《发电机内冷水处理导则》（ＤＬ／Ｔ１ｏ３９ — ２００７）２０１２ —０４ —２５１０：３０７．３２１．０４１．７中介绍的单床离子交换微碱化法的升级改良，而自动调节微碱装置２０１２ —０４一ｌ８ｌ０：３０７．４９１．１１６．２更是在调节内冷ＺｋｐＨ的同时上了一层保险，给离子交换释放微量钠２０１２ —０４ —１１ｌ０：３０７．３３２．３６３７．４的过程给一定的缓冲空间，通过超净化装置出水的电导来自动启停２０１２ —０４～０６１０：３０７．Ｏ８１．８２１２１．８加碱泵，调整加药泵的速度和药量。

MW发电机内冷水水质劣化原因及处理

200MW发电机内冷水水质劣化原因及处理来源：刘春晓 [吉林热电厂，吉林132021]1 前言吉林热电厂现有两台国产200MW机组，其发电机的冷却方式采用的是水-氢-氢式，即发电机组定子线圈空心铜导线采用除盐水做为冷却介质。

由于除盐水与大气接触，二氧化碳和氧气溶入其中，使其PH值偏低。

这样发电机铜导线长期处在含氧的微酸性水浸泡状态下运行，极易造成空芯铜导线的腐蚀。

腐蚀产物在空芯铜导线内表面上沉积，使热传导受阻，造成发电机线圈温升增加，局部过热，线圈烧损。

近几年来，由于内冷水质劣化而造成定子线圈腐蚀、局部过热而烧损至使被迫停机的事件也时有发生。

所以解决发电机内冷水水质劣化这一问题是保证机组安全、稳定运行的重要前提。

两台200MW机组自1987年相继投产后，其发电机内冷水一直采用未加氨的除盐水，通过长期的运行监测，发现内冷水的PH值偏低(一般在5.7-6.4之间)；电导率在0.8-2.5μs/cm之间；铜离子含量经过2-3天即可增加200μg/L-400μg/L，按照厂家及部颁标准：200MW机组发电机内冷水电导率应控制在DD≤1.50μs/cm，PH值控制在7.00-8.00之间；铜离≤100μg/L。

内冷水水质长期处在超标状态下，只能通过大量换水、补水来改善内冷水水质，这样既浪费大量除盐水，又不能从根本上解决腐蚀问题。

1992年，对发电机内冷水进行加MBT和BTA缓蚀处理试验，但运行一段时间后，发现效果不甚理想。

一方面BTA不易溶解，加入系统中易造成堵塞；另一方面在水中有剩余量BTA的情况下，铜离子含量仍然有上升趋势，致使加药量增大、加药周期缩短，既浪费了大量人力和药品，又影响了内冷水水质，证明此法也不可取。

2 原因分析未加氨的除盐水，由于其水质较纯净，缓冲性能小，且除盐水箱无密封装置，这样空气中的二氧化碳、氧气极易溶入水中，二氧化碳溶入水中会发生如下反应：CO2+H2O=H2CO3=HCO3-+H+至使除盐水的PH值除低，这样在含氧的微酸性水工况下，极易对空芯铜导线造成腐蚀。

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发电机内冷水碱化处理
摘要：发电机内冷水运行中pH值经常在6.6～6.8偏低范围运行，空芯铜导线在铜水体系中处于不稳定状态，通过实施碱化处理，提高发电机内冷水pH值至7以上，减缓和防止铜导线腐蚀，使其符合行业标准和企业生产要求。

关键词：发电机；冷却水；碱化处理
青山热电厂12号发电机内冷水运行中pH经常在6.6～6.8偏低范围运行，内冷水的运行方式是，补充水为除盐水，没有加药处理，系统设计为密闭系统，在循环泵出口旁路装有混合离子交换器，投运后约2%～10%的内冷水流量经过离子交换器被净化和过滤处理。

为改善内冷水水质，减缓和防止铜导线腐蚀，对现运行方式进行调整试验，使其符合行业标准和企业生产要求。

1摸底试验
试验前发电机内冷水水质列于表2。

内冷水冷却器出口水温33～35.7℃，内冷水pH值偏低，换水周期3～5天，换水原因是电导率达到或超过1.5μS/cm的运行控制指标。

2内冷水碱化处理
2.1碱化处理原理
发电机空芯导线在不含氧的水中腐蚀速率是很低的，仅10-4g/(m2·h)的数量级。

而当水中溶有游离二氧化碳，在有溶解氧的情况下，铜的腐蚀速度大大增高。

在中性除盐水中，铜按下述反应发生腐蚀：
阳极反应(铜被氧化溶解)
Cu→Cu++e
Cu→Cu2+ +2e
2Cu++H2O+2e=Cu2O+H2
Cu++H2O+e=CuO+H2
2Cu++1/2O2+2e=Cu2O
Cu++1/2O2+e=Cu2O
阴极反应(溶解氧被还原)O2+2H2O+4e=40H
当溶液pH值为7，温度25℃时，氧的平衡电位ψO2/OH-为0.814V，铜的平衡电位ψCu2+/Cu为0.34V，ψO2/OH->ψCu2+ /Cu，故铜在中性溶液中可能发生耗氧腐蚀，生成的腐蚀产物是Cu2O和CuO，一般情况下在铜表面形成一层氧化铜覆盖层。

铜的腐蚀速率取决于水的含氧量和pH值。

铜表面保护膜的形成及其稳定性与水的pH值有很大关系，一般铜在水中的电位在0.1～0.4V范围，从Cu-CO2-H2O体系的电位-pH 图[3]可以看到，若水的pH值在6.9以下时，则铜的状态是处于腐蚀区，在pH值高于6.9，铜表面的初始氧化亚铜膜能稳定存在，铜处于被保护或较安全状态[1]。

空气中二氧化碳，常压下在纯水中的溶解度25℃时0.436mg/L，35℃时0.331mg/L[2]，由碳酸水溶液解离常数计算，此时溶液pH值约为6.74，铜的状态处于腐蚀区。

铜的腐蚀速度与水中溶氧浓度和水的pH值及电导率(水的纯度)之间的关系如图1～2[2]。

含氧量在100～600μg/L时，在pH值小于8的范围内，氧化亚铜Cu2O的溶解度比氧化铜CuO的溶解度低得多，而在pH值8～9时，铜的溶解率很低，基本保持不变，这在评价碱化处理时具有实际意义。

当pH值大于9时，溶解度重新增加。

综合分析，在发电机运行温度下，内冷水最佳pH值为8.0～9.0。

因此，通过对发电机内冷水碱化处理，将pH值提高到7.0以上，使电机铜导线进入稳定区，达到减缓腐蚀目的。

2.2碱化处理试验
(1)碱化剂的选择
用于内冷水的碱化剂一般有氢氧化钠、氨、醋酸钠、三乙醇胺等。

因水中存在过量的铵盐会加速铜的腐蚀，醋酸盐存在较大异味，如此相比，氢氧化钠碱化特性好，易于配制和控制使用。

试验选用优级纯的氢氧化钠作为碱化剂，加在内冷水混床出口调整内冷水pH值，在控制电导率不大于2.0μS/cm的条件下，调pH在7.0～9.0范围。

经过内冷水系统加药感受试验，最后确定碱化剂液浓度按0.1%配制，加药速度不大于1L/h。

在氢氧化钠溶液箱上装一个除二氧化碳的呼吸器。

(2)挂片试验
在内冷水水箱水侧挂装2片面积约2×10-3m2紫铜监视片。

1号片挂片时间计3672h。

试片表面灰黑色，平滑，呈膜状态，表面可见均匀分布0.2～0.5mm的圆点痕迹，但圆点上未见腐蚀产物堆积和腐蚀坑点。

对试片表面用KRATOSXSAM800电子能谱仪作XPS分析，表面成分是一价铜和氧，即表面灰黑色膜为Cu2O。

用扫描电镜放大2000倍成相，表面形成均匀的氧化亚铜保护膜。

经称重测算，指示片平均腐蚀速率
0.0024mm/a，由表面状态看，属于铜在水体系中正常的氧腐蚀。

2号片挂片时间计6120h，表面状态与第一片基本一样，试片表面灰黑色，平滑，呈膜状态。

表面可见均匀分布0.2～0.5mm的圆点痕迹，颜色加深，圆点上未见腐蚀产物堆积，氧腐蚀继续存在。

经称重测算，指示片平均腐蚀速率0.0011mm/a，小于前次取出试片的腐蚀速度。

(3)碱化处理运行
加药点设在内冷水混床出口处。

加药采用计量加药泵加药方式，由内冷水pH值和电导率控制加药速度和加药量。

加药前，先投运内冷水小混床，用混床出水将碱化剂带入内冷水箱。

加药量控制内冷水进口母管pH在8.0±0.2范围，同时监测内冷水中的含Na量和电导率变化。

当内冷水pH值上升到8.0以上，电导率不超过1.5μS/cm，停止加碱化剂。

内冷水加碱化剂时的水质变动规律性好，图3是加碱化剂过程pH 值和电导率变化曲线。

运行几天后，当内冷水pH值下降到7.0，再次加碱化剂进行pH值调整，内冷水在连续碱化运行调整过程pH值、电导率波动曲线(摘自2001年2月12～22日时段)如图4。

碱化处理后内冷水pH值出现下降的主要原因是空气中二氧化碳影响。

因此改善系统的严密性，防止二氧化碳溶入是保护发电机铜导线腐蚀的重要措施之一。

发电机内冷水在调整周期内刚加完碱化剂时钠离子浓度最高达220μg/L，一般在30～60μg/L范围。

铜离子含量监测见图5，铜离子含量符合行业标准要求。

3试验结果及建议
3.1经过内冷水碱化处理控制试验，试验期间内冷水pH值合格率大幅度提高，达到调整试验的预期目的。

水质可以较好地控制在pH值7.0～8.3，电导率小于1.5μS/cm，铜小于40μg/L，符合现行国标
GB/T12145-1999和电厂运行指标要求。

使发电机导线铜系统处于较安全运行状态。

3.2碱化处理技术要点：碱化剂工作溶液浓度0.05%～0.10%，碱化剂加入速率1L/h，加药时间10～15min。

碱化剂加入点设在内冷水小混床出口管，先投运小混床，使内冷水电导率降到0.5μS/cm以下；在内冷水混床运行状态下，投运加碱泵，加药时间由内冷水电导率变化确定，控制内冷水电导率上升不超过运行水质控制的上限。

3.3内冷水碱化处理后，铜导线腐蚀速率降低，水质好转，换水周期延长。

考虑到内冷水运行时间较长后，水中铜离子和钠离子的积累，每月至少换水一次。

3.4发电机内冷水系统设计为密封系统，但仍受空气中氧和二氧化碳的影响，碱化处理后的内冷水pH 值运行中呈缓慢下降趋势。

运行中的氧腐蚀依然存在。

为了更有利于内冷水pH值的稳定，控制运行中的氧腐蚀，建议采用溶解氧含量较低的凝结水混床出水作为内冷水的补充水，或者在内冷水箱加装充氮气密封措施，使发电机的铜导线处于更合理的运行状态。

作者简介：喻亚非(1955-)，男，河南人，1982年毕业于武汉水利电力大学电厂化学专业，高级工程师。

孙小中(1972-)，男，湖北人，1998年毕业于武汉水利电力大学电厂化学专业，硕士研究生。