中國發電機內冷水處理技術發展情況
發布時間：2024-03-11 點擊：214
概述
發電機內冷水處理方法選擇不合理時，很可能導致水質指標達不到標準要求，并且容易發生空心導線的堵塞或腐蝕，嚴重時會使線棒發熱、甚至絕緣燒毀，導致事故停機。據1993～1995年不完全統計，全國300mw及以上容量發電機發生發電機本體事故及故障53臺次，其中發電機定子內冷水系統事故及故障29次，占54.7﹪；堵塞事故9臺次，占17.0﹪。堵塞事故處理所需時間長，造成的經濟損失巨大。通常單臺機組事故處理時間長達上千小時，少發電量數億千瓦。
在1998年前，國內發電機內冷水處理主要以加緩蝕劑處理技術為主。自1998年華能岳陽電廠發生發電機絕緣燒毀事故以來，越來越多的電廠對發電機內冷水水質給予了高度重視。《關于防止電力生產重大事故的二十項重點要求》和《大型發電機內冷卻水質及系統技術要求》dl／t80l一2002的發布和實施，對發電機內冷水水質提出了更高的標準，加緩蝕劑處理方案已經不能滿足新標準的要求。
國內經過40余年的研究和探索，使內冷水處理技術得到了長足進展，出現了多種內冷水處理技術：加緩蝕劑處理法、小混床處理法、超凈化處理法、h／oh混床+na／oh混床交替處理法、加naoh處理法、除氧法等等。
國內發電機內冷水處理技術的發展狀況
國內發電機內冷水處理技術的發展歷程，大致可以分為三個階段：20世紀60年代開始的初步研究階段、20世紀70年代形成的加藥處理技術為主常規離子交換處理為輔的階段和堿性離子交換處理技術為主階段。
初步研究階段(1958--1976)
1958年上海電機廠生產出了世界上第一臺l2mw雙水內冷發電機，自此開始了內冷水水質處理技術的試驗研究。由于當時國外只有定子冷卻水處理的經驗，因此需要自行研究解決雙水水質的處理技術和控制方法。
在上海某調峰機組進行了最初的離子交換處理的嘗試：離子交換柱采用塑料制成，取部分內冷水進行凈化處理，內冷水的電導率和含銅量均有明顯降低，取得了良好的效果。在當時環境下，生產部門雖然取得了很好的處理效果，但是在設計制造的落實上卻遇到了困難，未能配備上這種裝置。
另一種處理方法是降低內冷水中的含氧量。在華北某電廠采用開放式運行系統，將凝汽器凝結水通過凝結水泵直接送人發電機水系統，通過發電機吸收熱量后，直接送人除氧器。這樣，由于凝結水的含氧量很低，又沒有再循環，不可能有大量的氧漏人，便能保證內冷水的低含氧量。經過處理后，內冷水的含氧量和含銅量均很低。但采用此方法，發電機的運行就取于凝結水泵的狀況，很不安全。
限于當時的情況和諸多原因，這兩種方法未能得以推廣。只能靠加強排污，調節水質ph值和換水來維持內冷水的含銅量。操作和控制均很麻煩，除鹽水損失也很大，而且每次停下吹管時，均會從中空導線中沖出大量黑棕色渾濁物。
內冷水處理技術方法分類
從原理上，內冷水處理技術可以分為5類：緩蝕劑法、換水法、普通小混床法、堿性處理法和氧含量控制法。
緩蝕劑法
銅緩蝕劑可以與水中的銅離子發生絡合反應，生成保護膜覆蓋在銅表面，從而減緩銅的腐蝕，常用的緩蝕劑有2-疏基苯并噻唑(mbt)、苯并三氮唑(bta)、甲基苯并三唑(tta)及其他復合緩蝕劑。內冷水加入緩蝕劑存在濃度檢測困難、電導率和cu2+易超標、銅導線堵塞等風險，1998年某廠1臺使用bta處理的發電機曾發生銅導線堵塞燒毀的事故，現在大型機組已很少使用此方法。最新電力標準dl/t 801—2010《大型發電機內冷卻水質及系統技術要求》中明確指出不推薦對內冷卻水添加緩蝕劑以調控水質。
換水法
向發電機內冷水箱連續補入大量凝結水或除鹽水同時排掉溢流水，使內冷水的電導率和離子含量合格。當補水為除鹽水時，弱酸性并含有溶解氧的除鹽水會加速銅導線的腐蝕。當補水為凝結水時，凝結水中含有氨，可以升高內冷水ph，抑制銅導線腐蝕，但凝汽器發生泄漏或水質變化將引起內冷水水質惡化，因此不利于發電機的安全。除此之外，連續排水的水量損耗很大，不夠經濟。
普通小混床法
將部分內冷水通過裝有氫型樹脂(rh)和氫氧型樹脂(roh)的混床，以除去雜質離子，降低電導率和cu2+含量。由于混床出水緩沖性能差，空氣中co2漏入后出水呈酸性，會加速銅導線的腐蝕。某電廠采用h-oh型旁路小混床，冷卻水ph大多在5.3~6.3范圍內，銅導線腐蝕嚴重，水中cu2+有時高達1 000 μg/l。可以看出這種處理方法無法滿足內冷水水質要求。
簡化處理法
堿化處理是通過向內冷水中添加堿化劑提高ph來達到減緩銅腐蝕的目的。根據堿化劑加入方式的不同，可以分為直接加堿法和離子交換微堿化法，前者是將配好的naoh或氨水通過加藥泵加入系統，后者是通過離子交換樹脂將naoh緩慢釋放。內冷水中添加的堿化劑包括naoh和氨，由于na+對電導率的貢獻小于nh4+，因此在同一ph下，naoh溶液比氨溶液電導率低[9]，在敞開系統中，高溫下氨的溢出會造成ph的波動，從這兩方面看用naoh比氨更合適。
直接加堿法
(1)凝結水調配法。這種方法是將凝結水精處理出口加氨和未加氨的水進行調配，通過電腦智能配比控制其ph在8.5左右，然后對內冷水箱進行補水，溢流水排入凝汽器與凝結水一起進入凝結水精處理系統進行處理。國內多臺機組使用該方法后，內冷水ph、電導率和含銅量均能達到國家標準。由于該方法使用凝結水作為補水，因此存在凝結水泄漏使內冷水水質惡化的隱患，將溢出水回收至凝結水精處理系統，銅腐蝕產物可能會污染鍋爐給水系統。
(2)小混床加堿堿化法。混床可以除去水中的雜質和離子，加堿可以提高內冷水的ph，因此讓內冷水通過裝有氫型樹脂(rh)和氫氧型樹脂(roh)的混床，再向出水中加入naoh或氨溶液調節ph可以保證電導率和ph合格。某廠1 000 mw機組內冷水水質長期不合格，改造后使用該方法，系統出水ph為8.0~9.0，電導率為1.0~2.0 μs/cm，cu2+在10 μg/l以下。這種方法需要嚴格控制運行指標，并且對設備的可靠性要求很高，否則將可能造成ph和電導率的突然增高，威脅機組的安全。
(3)edi加堿堿化法。由于雙水內冷機組的密閉性不好，漏入的空氣量非常大，內冷水甚至是空氣的過飽和溶液，通過小混床加堿堿化法處理，小混床的運行周期很短，樹脂將很快失效，為此裴峰等提出了一種電除鹽技術(edi)加堿的內冷水處理方法。運行時，加入0.2% naoh溶液維持內冷水的ph在7.60~7.80，當系統電導率升高到設定值后，啟動edi，運行一定時間待電導率降到某一值后，停運edi，當電導率再次升高到上限值時，重新啟動edi，如此循環。與混床相比，edi的運行周期幾乎是無限的，其只消耗電能，不需要酸或堿對樹脂進行再生，所以無酸堿廢水排放，更加環保。edi還具有調節能力強的特點，可以通過調節投運時間來控制水質。
例子交換微堿化法
這種方法的特點是在混床中加入na型樹脂，利用水中陽離子與na型樹脂的反應將naoh緩慢釋放出來，降低了直接加堿存在的ph、電導率易超標的風險。
(1)na型小混床法。na型小混床中填充有一定比例混合的氫型樹脂(rh)、鈉型樹脂(rna)和氫氧型樹脂(roh)，運行時將1%~5%的內冷水進行循環處理，水經過混床時部分陽離子與rna反應，使naoh從樹脂中緩慢釋放，提高內冷水ph并降低電導率。普通的na型小混床和超凈化處理都屬于這種方法。這種方法可以提高內冷水的ph，同時保證電導率合格，在多個機組上使用均取得了較好的效果。對于密閉性差的系統，該方法存在ph升幅不夠、樹脂的運行周期短的問題。
(2)雙臺小混床法。此系統包括1臺rh/roh型混床和1臺rna/roh型混床，前者作為凈化單元，后者作為ph調節單元。運行時通過調節兩臺混床的出水比例，即可升高ph，降低電導率。某廠200 mw機組使用這種方法改進系統后，內冷水的ph保持在7.4~8.0，電導率為0.3~0.8 μs/cm，銅5~10 μg/l，系統腐蝕得到緩解[32]。此種方法具有調節靈活、安全性好等優點，但也存在系統復雜、占地多、操作繁瑣等缺點。
(3)電膜微堿化法。這種系統包括除離子器和堿化器，除離子器是一個h—oh型混床，陰陽離子在這里被除去。在堿化器中，水與鈉型樹脂在電場作用下反應生成微量的堿性物質，通過調節電場強度實現內冷水的ph調節。堿化器內反應如下：
該方法已經在600 mw和1 000 mw機組中使用，內冷水水質良好，未出現較大波動。這種方法具有自動化程度高、調節性強的優點，但設備啟動和停止檢查及操作步驟較為繁瑣。
氧含量控制法
國外機組的內冷水處理會控制含氧量在貧氧區(<50 μg/或<20 μg/l)或富氧區(>2 mg/l)，貧氧工況和富氧工況都包括堿性和中性兩種。
在系統密閉性足夠好的情況下，貧氧中性工況很簡單，只需要通過旁路混床維持電導率合格即可，然而保持系統的密閉性卻并不簡單，需要做到以下幾點：(1)監測所有的空氣潛在入口;(2)對補水進行除氧，否則嚴格限制補水量;(3)冷卻水和補水水箱以超壓n2或h2密封，以除去水中的氣體，防止空氣的進入;(4)停機期間防止接頭處接觸空氣。貧氧堿性工況下除了要注意密閉性外，為了得到持續低溶氧量，還要保持ph穩定。富氧中性工況需要時刻保持高含氧量，除此之外，由于co2的溶入，大的混床流量(>10%)也是必要的，當混床水流量很大時，系統中co2的含量可忽略。富氧堿性工況需要滿足上述高氧工況和堿性工況的要求。
值得注意的是，在貧氧工況下，使用還原劑或抗氧化劑會存在電導率易超標的問題，還可能使沉積物壓縮從而增加去除難度，因此不推薦使用。一些使用載有除氧劑的樹脂或鈀樹脂加氫除氧的方法也存在清洗周期的問題，當設備清洗時水中的o2會被cu迅速消耗，因此需要額外的監督和維護。
國內的電廠很少監測和控制氧含量，近年來也開始進行這方面的嘗試。國內某電廠300 mw機組采用富氧堿性工況，內冷水溶解氧為3 000~4 500 μg/l，電導率小于2 μs/cm，ph能夠長期維持在8.0~9.0，內冷水含銅平均值約為5 μg/l，運行狀況良好。
結語
目前國內機組的內冷水系統普遍采用堿性處理法，這些方法有效地緩解了銅導線的腐蝕情況，在實際應用中取得了不錯的效果。但對于密閉性不好的系統，由空氣漏入引起的小混床周期短、ph偏低、o2含量難以控制等問題仍需要進一步解決。在以后的內冷水處理中，可以從以下幾個方面進行改善。
(1)在系統中增加co2吸收和脫除設備，比如內冷水箱加裝co2吸收器，減少co2的影響;(2)機組停機檢修時應盡量使內冷水系統正常運行或對導線進行充氮保護，降低導線內部與潮濕空氣接觸的時間，以免造成停備腐蝕;(3)對氧含量進行監測和控制，改善系統的密閉性，比如水箱液面上方用氮氣或氫氣密封以除去氧氣，防止系統在中氧(100~500 μg/l)工況下運行。
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在1998年前，國內發電機內冷水處理主要以加緩蝕劑處理技術為主。自1998年華能岳陽電廠發生發電機絕緣燒毀事故以來，越來越多的電廠對發電機內冷水水質給予了高度重視。《關于防止電力生產重大事故的二十項重點要求》和《大型發電機內冷卻水質及系統技術要求》dl／t80l一2002的發布和實施，對發電機內冷水水質提出了更高的標準，加緩蝕劑處理方案已經不能滿足新標準的要求。
國內經過40余年的研究和探索，使內冷水處理技術得到了長足進展，出現了多種內冷水處理技術：加緩蝕劑處理法、小混床處理法、超凈化處理法、h／oh混床+na／oh混床交替處理法、加naoh處理法、除氧法等等。
國內發電機內冷水處理技術的發展狀況
國內發電機內冷水處理技術的發展歷程，大致可以分為三個階段：20世紀60年代開始的初步研究階段、20世紀70年代形成的加藥處理技術為主常規離子交換處理為輔的階段和堿性離子交換處理技術為主階段。
初步研究階段(1958--1976)
1958年上海電機廠生產出了世界上第一臺l2mw雙水內冷發電機，自此開始了內冷水水質處理技術的試驗研究。由于當時國外只有定子冷卻水處理的經驗，因此需要自行研究解決雙水水質的處理技術和控制方法。
在上海某調峰機組進行了最初的離子交換處理的嘗試：離子交換柱采用塑料制成，取部分內冷水進行凈化處理，內冷水的電導率和含銅量均有明顯降低，取得了良好的效果。在當時環境下，生產部門雖然取得了很好的處理效果，但是在設計制造的落實上卻遇到了困難，未能配備上這種裝置。
另一種處理方法是降低內冷水中的含氧量。在華北某電廠采用開放式運行系統，將凝汽器凝結水通過凝結水泵直接送人發電機水系統，通過發電機吸收熱量后，直接送人除氧器。這樣，由于凝結水的含氧量很低，又沒有再循環，不可能有大量的氧漏人，便能保證內冷水的低含氧量。經過處理后，內冷水的含氧量和含銅量均很低。但采用此方法，發電機的運行就取于凝結水泵的狀況，很不安全。
限于當時的情況和諸多原因，這兩種方法未能得以推廣。只能靠加強排污，調節水質ph值和換水來維持內冷水的含銅量。操作和控制均很麻煩，除鹽水損失也很大，而且每次停下吹管時，均會從中空導線中沖出大量黑棕色渾濁物。
內冷水處理技術方法分類
從原理上，內冷水處理技術可以分為5類：緩蝕劑法、換水法、普通小混床法、堿性處理法和氧含量控制法。
緩蝕劑法
銅緩蝕劑可以與水中的銅離子發生絡合反應，生成保護膜覆蓋在銅表面，從而減緩銅的腐蝕，常用的緩蝕劑有2-疏基苯并噻唑(mbt)、苯并三氮唑(bta)、甲基苯并三唑(tta)及其他復合緩蝕劑。內冷水加入緩蝕劑存在濃度檢測困難、電導率和cu2+易超標、銅導線堵塞等風險，1998年某廠1臺使用bta處理的發電機曾發生銅導線堵塞燒毀的事故，現在大型機組已很少使用此方法。最新電力標準dl/t 801—2010《大型發電機內冷卻水質及系統技術要求》中明確指出不推薦對內冷卻水添加緩蝕劑以調控水質。
換水法
向發電機內冷水箱連續補入大量凝結水或除鹽水同時排掉溢流水，使內冷水的電導率和離子含量合格。當補水為除鹽水時，弱酸性并含有溶解氧的除鹽水會加速銅導線的腐蝕。當補水為凝結水時，凝結水中含有氨，可以升高內冷水ph，抑制銅導線腐蝕，但凝汽器發生泄漏或水質變化將引起內冷水水質惡化，因此不利于發電機的安全。除此之外，連續排水的水量損耗很大，不夠經濟。
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將部分內冷水通過裝有氫型樹脂(rh)和氫氧型樹脂(roh)的混床，以除去雜質離子，降低電導率和cu2+含量。由于混床出水緩沖性能差，空氣中co2漏入后出水呈酸性，會加速銅導線的腐蝕。某電廠采用h-oh型旁路小混床，冷卻水ph大多在5.3~6.3范圍內，銅導線腐蝕嚴重，水中cu2+有時高達1 000 μg/l。可以看出這種處理方法無法滿足內冷水水質要求。
簡化處理法
堿化處理是通過向內冷水中添加堿化劑提高ph來達到減緩銅腐蝕的目的。根據堿化劑加入方式的不同，可以分為直接加堿法和離子交換微堿化法，前者是將配好的naoh或氨水通過加藥泵加入系統，后者是通過離子交換樹脂將naoh緩慢釋放。內冷水中添加的堿化劑包括naoh和氨，由于na+對電導率的貢獻小于nh4+，因此在同一ph下，naoh溶液比氨溶液電導率低[9]，在敞開系統中，高溫下氨的溢出會造成ph的波動，從這兩方面看用naoh比氨更合適。
直接加堿法
(1)凝結水調配法。這種方法是將凝結水精處理出口加氨和未加氨的水進行調配，通過電腦智能配比控制其ph在8.5左右，然后對內冷水箱進行補水，溢流水排入凝汽器與凝結水一起進入凝結水精處理系統進行處理。國內多臺機組使用該方法后，內冷水ph、電導率和含銅量均能達到國家標準。由于該方法使用凝結水作為補水，因此存在凝結水泄漏使內冷水水質惡化的隱患，將溢出水回收至凝結水精處理系統，銅腐蝕產物可能會污染鍋爐給水系統。
(2)小混床加堿堿化法。混床可以除去水中的雜質和離子，加堿可以提高內冷水的ph，因此讓內冷水通過裝有氫型樹脂(rh)和氫氧型樹脂(roh)的混床，再向出水中加入naoh或氨溶液調節ph可以保證電導率和ph合格。某廠1 000 mw機組內冷水水質長期不合格，改造后使用該方法，系統出水ph為8.0~9.0，電導率為1.0~2.0 μs/cm，cu2+在10 μg/l以下。這種方法需要嚴格控制運行指標，并且對設備的可靠性要求很高，否則將可能造成ph和電導率的突然增高，威脅機組的安全。
(3)edi加堿堿化法。由于雙水內冷機組的密閉性不好，漏入的空氣量非常大，內冷水甚至是空氣的過飽和溶液，通過小混床加堿堿化法處理，小混床的運行周期很短，樹脂將很快失效，為此裴峰等提出了一種電除鹽技術(edi)加堿的內冷水處理方法。運行時，加入0.2% naoh溶液維持內冷水的ph在7.60~7.80，當系統電導率升高到設定值后，啟動edi，運行一定時間待電導率降到某一值后，停運edi，當電導率再次升高到上限值時，重新啟動edi，如此循環。與混床相比，edi的運行周期幾乎是無限的，其只消耗電能，不需要酸或堿對樹脂進行再生，所以無酸堿廢水排放，更加環保。edi還具有調節能力強的特點，可以通過調節投運時間來控制水質。
例子交換微堿化法
這種方法的特點是在混床中加入na型樹脂，利用水中陽離子與na型樹脂的反應將naoh緩慢釋放出來，降低了直接加堿存在的ph、電導率易超標的風險。
(1)na型小混床法。na型小混床中填充有一定比例混合的氫型樹脂(rh)、鈉型樹脂(rna)和氫氧型樹脂(roh)，運行時將1%~5%的內冷水進行循環處理，水經過混床時部分陽離子與rna反應，使naoh從樹脂中緩慢釋放，提高內冷水ph并降低電導率。普通的na型小混床和超凈化處理都屬于這種方法。這種方法可以提高內冷水的ph，同時保證電導率合格，在多個機組上使用均取得了較好的效果。對于密閉性差的系統，該方法存在ph升幅不夠、樹脂的運行周期短的問題。
(2)雙臺小混床法。此系統包括1臺rh/roh型混床和1臺rna/roh型混床，前者作為凈化單元，后者作為ph調節單元。運行時通過調節兩臺混床的出水比例，即可升高ph，降低電導率。某廠200 mw機組使用這種方法改進系統后，內冷水的ph保持在7.4~8.0，電導率為0.3~0.8 μs/cm，銅5~10 μg/l，系統腐蝕得到緩解[32]。此種方法具有調節靈活、安全性好等優點，但也存在系統復雜、占地多、操作繁瑣等缺點。
(3)電膜微堿化法。這種系統包括除離子器和堿化器，除離子器是一個h—oh型混床，陰陽離子在這里被除去。在堿化器中，水與鈉型樹脂在電場作用下反應生成微量的堿性物質，通過調節電場強度實現內冷水的ph調節。堿化器內反應如下：
該方法已經在600 mw和1 000 mw機組中使用，內冷水水質良好，未出現較大波動。這種方法具有自動化程度高、調節性強的優點，但設備啟動和停止檢查及操作步驟較為繁瑣。
氧含量控制法
國外機組的內冷水處理會控制含氧量在貧氧區(<50 μg/或<20 μg/l)或富氧區(>2 mg/l)，貧氧工況和富氧工況都包括堿性和中性兩種。
在系統密閉性足夠好的情況下，貧氧中性工況很簡單，只需要通過旁路混床維持電導率合格即可，然而保持系統的密閉性卻并不簡單，需要做到以下幾點：(1)監測所有的空氣潛在入口;(2)對補水進行除氧，否則嚴格限制補水量;(3)冷卻水和補水水箱以超壓n2或h2密封，以除去水中的氣體，防止空氣的進入;(4)停機期間防止接頭處接觸空氣。貧氧堿性工況下除了要注意密閉性外，為了得到持續低溶氧量，還要保持ph穩定。富氧中性工況需要時刻保持高含氧量，除此之外，由于co2的溶入，大的混床流量(>10%)也是必要的，當混床水流量很大時，系統中co2的含量可忽略。富氧堿性工況需要滿足上述高氧工況和堿性工況的要求。
值得注意的是，在貧氧工況下，使用還原劑或抗氧化劑會存在電導率易超標的問題，還可能使沉積物壓縮從而增加去除難度，因此不推薦使用。一些使用載有除氧劑的樹脂或鈀樹脂加氫除氧的方法也存在清洗周期的問題，當設備清洗時水中的o2會被cu迅速消耗，因此需要額外的監督和維護。
國內的電廠很少監測和控制氧含量，近年來也開始進行這方面的嘗試。國內某電廠300 mw機組采用富氧堿性工況，內冷水溶解氧為3 000~4 500 μg/l，電導率小于2 μs/cm，ph能夠長期維持在8.0~9.0，內冷水含銅平均值約為5 μg/l，運行狀況良好。
結語
目前國內機組的內冷水系統普遍采用堿性處理法，這些方法有效地緩解了銅導線的腐蝕情況，在實際應用中取得了不錯的效果。但對于密閉性不好的系統，由空氣漏入引起的小混床周期短、ph偏低、o2含量難以控制等問題仍需要進一步解決。在以后的內冷水處理中，可以從以下幾個方面進行改善。
(1)在系統中增加co2吸收和脫除設備，比如內冷水箱加裝co2吸收器，減少co2的影響;(2)機組停機檢修時應盡量使內冷水系統正常運行或對導線進行充氮保護，降低導線內部與潮濕空氣接觸的時間，以免造成停備腐蝕;(3)對氧含量進行監測和控制，改善系統的密閉性，比如水箱液面上方用氮氣或氫氣密封以除去氧氣，防止系統在中氧(100~500 μg/l)工況下運行。
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