200MW发电机内冷水水质劣化原因及处理

电力18讯：    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。

2.1 二氧化碳对纯水PH值的影响

不同浓度的二氧化碳对PH值的影响如图1。

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    由图1可见，在20℃以下，0.2mg/L的二氧化碳就可使纯水PH值从7.0降到5.9。在空气中 二氧 化碳的分压为30.4Pa，在水中的溶解度为0.52mg/L，可使纯水的PH值从7.0降到5.6左右，从 而导致金属腐蚀速率的增加。

2.2 二氧化碳对纯水电导率的影响

    纯水中含有微量的二氧化碳，便会引起电导率可达到小于0.2μs/cm，若除盐水箱暴露于大 气中，则至少溶解二氧化碳0.52mg/L，使其电导率超过0.7μs/cm以上，纯水中二氧化碳含 量对电导率的影响如图2。

    由此可见，PH值偏低，电导率升高，有氧存在，是造成内冷水水质超标，引起铜管腐蚀的直 接原因。

3 处理措施

3.1 试验室小型试验

    由于目前国内200MW以上机组，其发电机内冷水处理方式还没有成型的经验可以借鉴，通过 查找资料和进行大量试验室小型试验筛选出如下解决办法。

a.更换新药品；

b.用凝结水代替除盐水；

c.封闭除盐水箱及内冷水系统，使其与空气隔绝；

d.用凝结水和除盐水适当配比。

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    首先更换了BTA生产厂家，进行实验室成膜试验，通过连续一周试验，发现效果不理想。在 水中BTA剩余量为4mg/L，铜离子仍然有上升趋势。说明腐蚀现象依然存在。

    接下来尝试用凝结水代替除盐水，虽然水的PH值能控制在标准范围之内，但凝结水中含有氨 根离子(一般在0.5-0.8mg/L之间)，在此范围内，氨与铜易发生氨蚀现象，也会对系统造成 一定程度的腐蚀。

    采取系统封闭，不但要对内冷水箱进行封闭，而且要对庞大的除盐水箱及整个供水系统进行 封闭，不但耗资较大，而且也十分困难，且PH值仍小于7(混床出口水PH值在6.5左右)，因此 ，此方案也难彻底解决根本问题。

    通过大量试验，我们最后确定的最佳解决方案是：用凝结水和除盐水适当配比，调整水质至 标准范围内，同时将水箱所有孔洞进行密封，溢流管改为倒U型管，并保持满水状态使之与 空气隔绝，必要时系统水以适当流量通过现场的混合离子交换柱进行离子交换，降低含氨量 和电导率，达到净化水质的目的。

3.2 现场试验

    确定了最佳方案后，在今年10号机组小修期间进行了系统改进。改进前、后系统结构如图3 、图4。

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    改进后的系统增加了一条凝结水引入管，与原除盐水管相连接。同时<