2.1.3   存在一定的安全隐患：加入BTA＋EA缓蚀剂很难使电导率、pH、Cu^2＋几项指标同时合格，运行控制难度极大，系统中腐蚀依然较严重，并易生成铜的腐蚀产物，腐蚀产物易在空心的铜导线中沉积形成污垢，严重时阻塞水流，使线棒超温，最终烧毁线棒，98年华能某发电厂1台362MW机组因发电机内冷水加BTA铜缓蚀剂后，各项指标难以控制而导致烧机事故发生，损失惨重。

基于以上种种原因，加缓蚀剂的方法实践上尚不成熟。

2.2、溢流法

1997年11月，石门电厂将#1、2机内冷水系统加装溢流管，引入凝结水管路，采用不加药处理，即向发电机冷却水箱中连续大量补充凝结水，并保持大量溢流排水的运行方式，在凝结水水质比较稳定时，处理效果非常理想，但采用溢流排水的运行方式存在如下缺点：

2.2.1  1999年3月石门电厂#2机凝结水水质恶化，原因是凝汽器有11根铜管泄漏，最终导致内冷水水质不合格；给机组安全运行造成隐患。

2.2.2  连续补充凝结水，浪费极大，每台机每年需浪费凝结水约4万吨，经济性差。

2.2.3  石门电厂是调峰机组，启停频繁，在停机期间，就只能大量补充除盐水，除盐水pH偏低，运行时间长会造成系统内存在腐蚀产物，腐蚀产物如沉积在线圈内，将引起传热不良，易造成发电机线圈超温，危害极大。

由此可见，为保证机组的安全运行，提高设备运行的经济性，采用溢流法的方式有待改进。

2.3、小混床处理法

1999年4月，石门电厂在#2发电机组内冷水系统中加装了一个小混床，小混床内装有阴阳两种离子交换树脂，分别用来除去内冷水中的阴阳离子，达到净化水质的目的。投入试运行后，发现存在如下缺点：

2.3.1  投入小混床后，发现内冷水pH值呈降低趋势，最低达到5.8，使内冷水水质严重不合格，水质呈酸性，加重了铜表面的腐蚀。

2.3.2  树脂再生操作不易，且偶尔再生不彻底、混脂不均匀，影响出水质量，存在安全隐患。

2.3.3  小混床本身结构设计不合理，存在一些缺陷，存在偏流、运行周期不稳定等，由于未装树脂捕捉器，存在碎树脂漏入发电机。

2.3.4  由于存在人工混脂、再生、人工装卸树脂给检修和运行人员增加了工作量。

由于小混床处理法存在上述种种不完善和技术问题，故该方法尚需改进。

3、除盐水与凝结水联合处理法

通过几年的反复试验，不断摸索内冷水的处理方法，发现新的内冷水处理方法，利用除盐水与凝结水进行联合处理：

   3.1   理论依据：资料表明，只要控制内冷水电导率在0.5～1.5mS/cm，pH（25℃）在7～9；可以达到防腐的目的。由于石门电厂内冷水系统为非密闭系统，因大气的CO₂溶解会使冷却水的pH值降低，这对防止铜腐蚀不利，因此有必要向内冷水中添加一些碱性物质（如NH₃、NaOH等），才能控制在合格范围内，而氨是一种常见的pH调节剂，况且现场凝结水中含有氨(一般约在1mg/L左右，由给水pH调节上限决定)，其pH在9.0左右；由于氨能与铜离子形成稳定的铜氨络合物，加速铜的腐蚀，其实，氨对铜的腐蚀是有条件的，只有当溶解氧存在，同时氨的浓度较大时，才能导致铜的腐蚀；有关资料表明：只有当氨的浓度超过10mg/L时，黄铜的腐蚀速度才有明显上升。由于受到电导率控制标准的限制，氨含量不可能高达足以加速铜腐蚀的程度。只要我们严格控制电导率，就可控制氨在10mg/L以下。为控制电导率，我们采用除盐水与凝结水按比例混合。

3.2   在实验室进行水质混合试验

将电厂运行时的凝结水和除盐水按比例混合后进行水质混合试验，测定其电导率和pH值，测定结果见表2。

表2：水质混合试验结果

分析项目

R

混合后的电导率

（mS/cm）

混合后的pH（25℃）

1：3

0.69

6.35

1：2

0.75

6.65

1：1

0.86

7.20

2：1

1.06

7.58

3：1

1.56

8.13

4：1

2.17

8.48

5：1

2.55

8.78

R：凝结水与除盐水水量比例

由于凝结水pH有些波动，上述试验只有一定的代表性，但从中可得：凝结水与除盐水按1:1,2:1,3:1的比例混合时，混合水样pH在7.20～8.13，电导率在0.86～1.56,可达到控制标准。

3.3   现场实施

内冷水箱已有除盐水和凝结水补水管道及在线电导表和pH表，只在两管道上分别加装转子流量计，并对内冷水在线仪表的水样加装回送管路，手工取样门取完样后关闭；使内冷水水量损失降到最低；采用定期给内冷水箱补水，保持水箱水位在一定范围内。为解决停机期间无凝结水，我们从给水加氨系统引Φ6mm管路至混合水样管，根据现场在线表加入小量氨和除盐水补充水位，同时对电导率进行严格控制；由于系统基本实现

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