大型发电机内冷水处理方法

时电导率不大于 2μS/cm，也就是说随着时间的推移，电导率的标准越来越严格。这主要是发电机内
冷却水的水质标准不像锅炉给水、炉水标准那样划分详细的压力等级，几乎所有容量的发电机都使
用同样的冷却水标准。但是，小容量的发电机，由于发出电力的原始电压较低，所以要求的电气绝
缘等级也就相对较低。因此，内冷却水的电导率标准也就可放宽些。近几年来，机组容量向超大化
4 内冷水控制的指标
4.1 铜的控制
虽然对内冷水的 pH 值和电导率进行了限制，但是铜线棒不可避免有一定的腐蚀。规定发电机内
冷水含铜量其本意是控制铜的腐蚀，但是实际上内冷水的含铜量不能说明铜的腐蚀速率，因为含铜
量与运行时间、补充水率、旁路处理以及内冷却水的处理方式有关。由于内冷却水是处于循环状态，
在运行过程中内冷却水的含铜量会逐渐增高。如果不对内冷却水进行(部分或全部) 更换或进行部分
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
沉淀形式 Cu(OH)2 CuOH
各种标准中规定的含铜量是指含铜总量，包括Cu2+、Cu+以及铜的腐蚀产物等。对于内冷却水含
铜量的规定见表 2，在DL/ T 561-1995《火力发电厂水汽化学监督导则》中规定添加缓蚀剂时，不
大于 40μg/L；不加缓蚀剂时不大于 200μg/L。在DL/T 889-2004《电力基本建设热力设备化学监督导
这种处理方式可使树脂的使用周期延长到 1~2a，且可使内冷水的 pH 值长期稳定在 7.0 以上， 从根本上减缓和抑制了对铜导线的腐蚀。该处理方法已在多台发电机组的内冷水系统中应用，效果 理想。
但要注意，内冷水系统在投运前应冲洗干净，尽量不要有颗粒物、铁锈等杂质，特别是对初期 投运的系统，防止污染树脂。离子交换器的进水要用布水器，防止偏流，离子交换器出口设树脂捕 捉器，防止树脂漏入发电机，影响安全运行。离子交换器的进出口均应安装在线电导率和 pH 表，监 测离子交换器的进出水水质状况。投运时，树脂应正洗彻底，混床出水水质合格才能并入系统。不 能对离子交换器进行反冲洗，防止破坏树脂床层，影响离子交换器出水水质，进而影响微碱化效果。
很少，且 pH 值的精确控制很困难，所以很多电厂都不加药调整，并直接采用除盐水作为补充水。因
此， DL/T 801-2002 规定 pH>7.0(25℃)，其他 3 个有关内冷却水的标准均规定 pH>6.8(25℃)。这
是规定 pH 值下限的依据。这里需要说明的是，虽然 DL/T 801-2002 规定的 pH 值比其它 3 个标准提
旁路处理，铜离子高到一定程度，会产生 CuOH 或 Cu(OH)2 的沉淀，产生沉淀的条件见表 1，轻则影
响传热，重则堵塞铜线棒的水流通道。
表 1 产生沉淀的条件
温度（℃） 25 25
KSP 2.2×10-20 1×10-14
pH=6.8 [Cu2+]≥350μg/L [Cu+]≥10μg/L
pH=7 [Cu2+]≥140μg/L [Cu+]≥6.4μg/L
（1）调节溶液的 pH 值可以控制铜的腐蚀； （2）降低溶解氧的含量，也可以达到防腐的目的。
3 内冷水处理可能出现的问题
目前大型发电机组内冷水水质及运行方面存在的主要问题是：内冷水 pH 控制不稳，电导率、铜 离子含量超标，铜导线腐蚀速率高，沉积物阻塞水回路造成线圈温升增加，且由于系统密闭性较差 造成补水频繁、水量损失较大等。具体表现在水质控制指标难以合格、运行操作量大、水量损失严 重等。一些电厂曾发生因内冷水水质不理想引起发电机空芯铜导线烧毁、频繁跳机或降负荷运行等 事故，对发电机安全运行造成了严重威胁。
水溶氧量的限制是小于 20μg/L 或 50μg/L，日本要求小于 20～100μg/L，我国发电机冷却水的水 质指标中，除 DL/T801-2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》中规定溶解氧的含量<30μg/L 外，其余标准没有对溶解氧的含量的提出要求。
5 目前几种内冷水处理方法
不同容量机组的内冷水系统有所不同，甚至相同容量的机组，由于密闭性不同，其内冷水系统 也存在着差异，不同机组在内冷水系统的密闭性、内冷水补充水水源以及其它各方面也可能存在差 异，因此在实际中不存在一种可以应用于所有机组的内冷水处理方式。因此，内冷水处理方式呈多 样化发展。
分析发电机内冷水系统事故原因，可以发现：内冷水系统堵塞事故，主要是由冷却水水质不合 格造成的。电力工业高科技技术的发展和单机容量的提高，进一步要求内冷水水质能长时间保持稳 定，尽可能不对设备运行产生影响或少产生影响。因此，保持内冷水水质稳定，尽可能减缓或防止
发电机铜导线的腐蚀，防止腐蚀产物堵塞空芯铜导线，是内冷水处理所面临的主要问题。
内冷水中还含有其他离子，如Cu2+、Cu+(来自铜的腐蚀) 和
HCO
− 3
(来自空气中的CO2)等，它们均会影响电导率。在保
证电导率不超标的前提下pH值远远达不到标准所规定的
9.0。因此，其他 3 个有关发电机内冷却水的标准均没有
规定pH值的上限。
与水汽系统相比，由于内冷却水系统的总容积小，用氨水或其他碱化剂调节 pH 值时所需的药量
4.2 pH的控制
理论上讲，当溶液的pH处于 7.6～10.31 之间 时，Cu
处于热力学上的稳定区，超过此范围，腐蚀速率均会增加，
如图 1 所示。如果按DL/T 801-2002 的要求，电导率不应
超过 2µS/cm，分别采用NaOH或氨水调节pH值，理论上可分
别达到 8.89 和 8.85。这是规定pH值上限的依据。实际上
高了 0.2，但是具体执行时，必须采用微碱性混床处理或加碱化剂的方式，否则不能保证 pH>7.0(25
℃)的要求。也就是说，DL/T 801-2002 是最严格的发电机内冷水标准。
另外，为了减少铜的腐蚀，在电导率不超标的情况下，应尽量提高 pH 值。
4.3 电导率的控制
在 DL/T 561-95《火力发电厂水汽化学监督导则》中规定为，在 25℃时电导率不大于 10μS/cm。
5.2 离子交换-加碱碱化法
该处理方法选用除盐水或凝结水作为内冷水水源，选用优级纯的氢氧化钠作为碱化剂，配制成 0.1%～0.5%的溶液。碱化剂加在内冷水离子交换器的出口，在控制电导率不大于 2.0μS/cm 的条件 下，调节 pH 值在 7.0～9.0 范围内。
(1) 有足够的绝缘性能（即足够低的电导率），以防止发电机线圈的短路； (2) 对发电机铜导线和内冷水系统无腐蚀性； (3) 不允许发电机内冷水中的杂质在空心导线内沉积结垢，以免降低冷却效果，使发电机线棒 超温，绝缘老化和失效。
2 内冷水处理的原理
根据 Cu—H2O 体系的电位—pH 平衡图，当溶液的 pH 为 7.6～10.31 时，Cu 处于热力学上的稳 定区。另外，随着水中溶解氧含量的增大，开始时铜的腐蚀速率也增大。但如果继续增大溶解氧的 含量，则铜的腐蚀速率又趋于降低。因此，从理论上讲：
物生成。常温 25℃时，水中溶解氧饱和时，氧
的质量浓度为 6～13mg/L，温度升高，溶解氧含
量下降。内冷水系统的运行温度通常为 40℃～
图 2 溶解氧浓度与铜腐蚀速度的关系曲线（40℃）
85℃（空芯铜导线部位水温常在 40℃以上）。通常溶解氧含量在 0.5～2.0mg/L 之间时，铜的腐蚀速
度较高，因此内冷水系统溶氧量正好处于铜腐蚀速度较高的范围。为避免腐蚀，国外对发电机内冷
（7.0~9.0）的要求存在一定的矛盾。
4.4 溶解氧的控制
水中溶解氧具有双重性质，在一定条件下
起腐蚀作用，含量较高时对腐蚀又有延缓作用，
但氧含量较高时的腐蚀速度仍较大（见图 2），
因而不能通过提高发电机内冷水氧含量来抑制
空芯铜导线的腐蚀。
溶解氧在铜的腐蚀中充当阴极去极化剂，溶
解氧的存在会引起铜的腐蚀，促进不稳定的氧化
在 GB/T 12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准中规定为，在 25℃时电导率不
大于 5μS/cm。在 DL/T 801-2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》中规定为，在 25℃时电
导率不大于 2μS/cm。在 DL/T 889-2004《电力基本建设热力设备化学监督导则》中规定为，在 25℃
大型发电机内冷水处理方法综述
苏尧1，马英2
（1.北京国华电力技术研究中心有限公司，北京市 065201；2.北京国华电力有限责任公司，北京市 100025）
摘要 ：国内外大、中型发电机内冷水处理技术普遍存在问题，造成发电机内冷水电导率和 pH 值达不到有关标准规定 的要求。根据现有的国家标准和行业标准对发电机内冷水提出的水质要求，在总结国内外研究成果和运行经验的基 础上，提出了发电机内冷水处理的 6 种方法，并进行了详细分析与比较，为国华公司 600MW 发电机组安全经济运行 提供了重要的技术支持。 关键词：发电机内冷水 控制指标 处理方法
(μg/L)
DL/T801-2002 ≤40
GB/T12145-1999 ≤40
DL/T561-1995 ≤40 ≤200
DL/T 889-2004 ≤40 ≤200
备注 添加缓蚀剂 不加缓蚀剂
通过以上分析可以看出，有些标准规定含铜量≤200μg/L 明显偏高，应控制≤40μg/L，甚至更
低才安全。
则》中规定为不大于 200μg/L，目标值为不大于 40μg/L。在GB/ T 12145-1999《火力发电机组及蒸
汽动力设备水汽质量》中规定为不大于 40μg/L。在DL/T 801-2002《大型发电机内冷却水质及系统
技术要求》中规定铜含量小于 40µg/L。
表 2 对内冷水含铜量的规定
标准编号 铜
5.1 单床离子交换微碱化法
该技术选用除盐水或凝结水作为内冷水水源，通过对发电机内冷水系统原设计配备的离子交换 器填充按一定比例混合的 RH、RNa 型阳树脂和 ROH 型阴树脂，采用离子交换缓释，利用旁路离子交 换净化系统，对占循环流量的 1%～5%的内冷水进行微循环处理，将离子交换器缓慢释放出的微量碱 性物质（NaOH）带入内冷水箱，实现对内冷水的微碱化处理。经一定时间的微循环处理，将内冷水 的 pH 值调节到 7.0～9.0 范围之内，电导率稳定在≤2.0μS/cm。
内冷水因铜导线与溶解氧和溶解的CO2发生腐蚀反应而含有Cu2+和HCO3-，将离子交换器内的树脂 部分换为Na型阳离子交换树脂(RNa)，通过旁路系统，让部分内冷水流进离子交换器，出水返回内冷 水箱。在离子交换器（混床）内的混合树脂层中，发生下列离子交换反应：
Cu2++2RNa=R2Cu+2Na+ HCO3-+ROH=RHCO3+OH经过离子交换反应，内冷水中微量的溶解中性盐Cu(HCO3)2转化为NaOH。根据试验结果，可以计 算出混床进水Cu2+浓度与出水pH值的关系，进水铜离子越大，经过碱化树脂后的出水pH就越高，计算 结果表明，该方法可有效地将内冷水的pH调节成微碱性。微碱性的混床出水，进入内冷水箱后，先 中和水箱内的微量酸性物质，降低内冷水的腐蚀性；然后提高水的pH值至 7.0～9.0，进一步发挥抑 制铜导线腐蚀的作用。铜导线的腐蚀得到控制后，内冷水的pH值自动维持在一个相对稳定的最佳值 附近。对于密封性不好的系统，内冷水箱要加装CO2吸收器，防止因水位波动呼吸作用引起的空气中 的杂质粉尘以及CO2溶入，净化内冷水水质，减缓内冷水对系统的腐蚀。
发展，发电机发出电力的原始电压提高了，发电机要求的电气绝缘等级也就相对提高了。一般来说，
老机组如果没有电气绝缘问题，原来执行的标准仍可继续执行；而对于大容量的发电机组，就应执
行最新最严格的标准。
值得注意的是，在 GB/T 7064-2002《透平型同步电机技术要求》中对电导率的要求为在 25℃时
“采用独立密闭循环的水系统为 0.5μS/cm~1.5μS/cm”。按照前面的理论分析，这一指标与 pH 值指标
1 内冷水处理技术的由来
国内外大、中型发电机内冷水处理技术普遍存在问题，造成发电机内冷水电导率和 pH 值达不到 有关标准规定的要求。由于发电机冷却水是在高压电场中作冷却介质，对水质要求高，与普通冷却 水相比，除了要满足不腐蚀、不结垢的要求外，还必须有良好的电气绝缘性能。近年来随着大容量、 高参数发电机组的投入运行，对发电机内冷水品质的要求越来越高，以确保发电机组设备的安全运 行。发电机内冷水水质应符合如下技术要求：