浅析发电机内冷水系统处理 .doc

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1、浅析发电机内冷水系统处理摘要：随着高参数，大容量发电机组的增多，发电机采用水冷方式也越来越多。为防止内冷水系统的腐蚀与结垢，保证冷却效果及绝缘性能，其水质的控制方法也就显得尤为重要。关键词：发电机内冷水处理0引言火电厂发电机内冷水系统的水质与发电机的对地绝缘性能和铜线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全。1993-1995年国内300MW机组发电机本体发生事故53起，由于内冷水回路堵塞、断水等原因造成的事故29起，占事故总次数的54.7%。对于容量小于125MW的双水内冷机组，由于内冷水水质比300MW大型机组差，故因内冷

2、水水质引起的事故更多。由此可见，内冷水的水质问题已经直接影响发电机的运行安全。某厂发电机采用北京北重汽轮电机有限责任公司制造330MW水氢氢冷却汽轮发电机定子，水冷外部控制系统，发电机定子线圈和引出线采用水内冷，发电机转子线圈、定子铁芯及其它部件采用氢气冷却。内冷水装置为发电机厂家自带的小混床处理装置。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。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有足够的绝缘

3、性能（即较低的电导率），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《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DLT801-2002）的规定，我国发电机内冷水质量标准如下：内冷水主要水质指标包括pH值、电导率和含铜量。制定pH值标准是为了阻止发电机铜线棒腐蚀。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

4、衡图）对系统有一定的侵蚀性，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。（见图1）当pH>6.8时，铜处于钝化区，腐蚀速度大大降低；但是，在强碱性介质中铜离子与羟基离子会发生络合反应，破坏铜表面的氧化铜或氧化亚铜保护层，加速铜的腐蚀，所以DLT801-2002标准中，提出pH值高限为9.0。实际上，受电导率标准的制约，内冷水的pH值大于9.0的工况是难于出现的。电导率对铜腐蚀速率有一定影响，但不敏感，其制定依据主要是满足发电机的绝缘要求。而制定铜离子浓度标准的目的是限制铜线棒的腐蚀速率，

5、但由于运行条件不同，这个指标并不能严格表征铜的腐蚀状况。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。2《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DLT801-2002）增加了硬度、含氨量和溶氧量三个水质指标，其中的硬度和含氨量指标主要是针对采用凝结水作补充水的内冷水系统而制定的，而溶氧量指标是针对密闭的内冷水系统制定的。采用凝结水作补充水

6、会携带氨进入内冷水系统，而超过一定浓度的氨有可能与铜离子生成铜氨络离子，破坏铜表面的保护膜，导致铜的腐蚀。当凝汽器铜管泄露时，凝结水中有硬度，采用凝结水作为补充水就有可能在内冷水系统沉积钙垢，导致内冷水过水通道堵塞。对于密闭内冷水系统，内冷水溶氧量较小。为控制铜腐蚀速率，并考虑现有除氧技术条件，规定了内冷水的溶氧量小于30μg/L。2控制方法对于内冷水的水质控制方法有许多。对于容量小于125MW的小型机组一般采用投加铜缓蚀剂和频繁更换内冷水的方法来满足水质控制要求，而对于大型机组则是采用发电机制造厂提供的小混床旁路处理内冷水的工艺。前者可以减缓

7、铜线棒腐蚀，但有可能因形成铜与缓蚀剂的络合物沉淀导致铜线棒内冷水通道堵塞；后者可以降低内冷水电导率，但不能阻止发电机铜线棒腐蚀。国内已有多台机组因铜线棒腐蚀发生发电机内部线圈漏水甚至烧毁发电机的事故。2.1目前该厂采用小混床（氢型离子交换器）旁路处理法。该方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。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。

8、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。目前该处理方式应用较为广泛。但