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发电机内冷水处理方法试验研究及应用 |
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| 发电机内冷水处理方法试验研究及应用 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-26 19:31:32  |
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摘 要：阐述了发电机内冷水系统的各种处理方法，对阳光发电公司试验使用的一种新的内冷水处理设备的情况进行了介绍，试验结果表明该设备性能良好。
关健词：内冷水 处理方法 试验研究 应用
1、内冷水处理现状
随着电力工业的迅速发展及国内外内冷水水质不良引发的事故，关于内冷水水质标准及水质控制问题引起人们的高度重视。对国内大型电厂关于内冷水系统运行情况及水质指标实际情况调查结果表明，普遍存在pH值偏低、铜含量超标的问题。由于内冷水水质不良引起的事故逐步增加，由于水质不合格，发生腐蚀产物堵塞系统等问题，严重威胁机组的安全稳定运行。
2、内冷水水质腐蚀控制措施及方法
发电机内冷水系统因水质原因而引起铜导线腐蚀问题，或者说因铜导线腐蚀原因而引起水质不合格问题，是国内外普遍存在的问题。铜导线腐蚀产物使内冷水导电度增大，发生腐蚀产物堵塞系统等问题，危及发电机安全。国内有关行业标准对内冷水的pH值，电导率和铜离子浓度作出规定，其中pH和铜离子浓度指标控制系统铜导线的腐蚀速率，电导率指标控制发电机的绝缘，三个指标相互关联、相互制约。目前国内电厂三个指标同时符合标准要求较困难。用凝结水作水源，pH可满足要求，但导电度难满足要求，用除盐水作水源，导电度可满足要求，但pH偏低，内冷水系统铜含量不稳定，大部分处于超标状态。目前国内内冷水水质调节防腐处理方法主要有以下方法，其主要目的是降低内冷水中铜等杂质含量，提高内冷水pH，防止内冷水铜导线腐蚀，确保发电机安全稳定运行。
1. 内冷水添加铜缓蚀剂法
在内冷水中添加铜缓蚀剂，与铜系统反应，生成铜保护膜，从而抑制铜系统的腐蚀，降低内冷水含铜量，保证内冷水质铜指标合格。
1.1 添加2-巯基苯并噻唑（MBT）铜缓蚀剂
国内部分电厂机组在内冷水中添加一定量MBT和适量NaOH配成的MBT溶液，现场控制MBT在内冷水系统中浓度为0.5～2.0mg/L，内冷水含铜量可满足标准要求。
MBT铜缓蚀剂虽然能有效控制内冷水系统铜导线的腐蚀，但由于其在低纯水中溶解度很低，溶解MBT须加NaOH和溶液升温，MBT溶液加入内冷水系统时，内冷水导电度变化较大，MBT在一定条件下容易析出，MBT有一定毒性和难嗅气味，现场实际运行中浓度较难控制，应此应用不普遍。
1.2 添加苯并三氮唑（BTA）铜缓蚀剂
苯并三氮唑（BTA）铜缓蚀剂在发电厂内冷水中的应用相对较多，特别在一些容量较小的机组。常用方法有单独添加BTA法、BTA+乙醇胺法、BTA+NaOH法、BTA+NH3法等，应用较多的是BTA+乙醇胺法。
BTA+乙醇胺法一般是将一定量的BTA溶于除盐水中，并加入一定体积的乙醇胺，之后加入内冷水系统，BTA初始浓度10mg/L～15mg/L，乙醇胺初始浓度0.5～1.0mg/L，运行中控制内冷水BTA浓度在0.5～2.0mg/L之间，应用此工艺，内冷水的电导率控制在5µS/cm以下，pH可控制在6.6～7.5之间，铜含量可控制在40µg/L以下。
此方法在实际运行中存在水质调整困难，水质不稳定，加药量及周期不好控制等问题。
2. 内冷水pH调整
内冷水系统中铜导线腐蚀的主要原因是内冷水PH偏低和溶解氧含量高。如果提高内冷水PH和降低溶解氧，则可有效防止铜导线的腐蚀。国内较多电厂将PH值较高、溶解氧较低及含NH3的凝结水作内冷水水源，作为内冷水系统水质调控和铜导线防腐措施。实际运行中，由于凝结水pH一般在8.8～9.3之间，电导率在5～10µS/cm，且国内电厂大部分机组均存在凝汽器铜管泄漏或渗漏问题，使凝结水导电度较大,有时还有硬度，同时凝结水中的NH3与铜将发生化学反应。由于水质限制及发电机水质指标要求，此方法在中小容量机组中应用较多，大型发电机闭式循环内冷水中很少应用。
在内冷水系统中单独加入NaOH提高pH值，将内冷水由微酸性调节为微碱性，亦能起到控制铜导线腐蚀的作用。此工艺将NaOH配成0.1%稀溶液,利用计量泵注入内冷水系统，控制内冷水导电度≤1.5µS/cm，pH＞7.0。这种调控方式，可将内冷水铜含量控制在40µg/L以下。由于系统严密性差，需经常补充药液，实际运行中存在工作量大，加药量及加药周期不好控制，水质不稳定等问题。
3. 氧量调节
内冷水中溶解氧是铜导线发生腐蚀的原因之一，水中溶解氧对铜导线的腐蚀有两方面作用。一般情况下，由于溶解氧的存在，会导致铜导线发生氧化反应造成腐蚀。但是在一定条件下，溶解氧与铜发生反应生成的氧化物可以在铜表面形成一层保护膜，能阻止铜的进一步腐蚀，因此除去内冷水中溶解氧和在一定条件控制溶解氧含量都能防止铜的腐蚀。
国外在定冷水除氧和控制含氧量方面技术先进，并有应用实例，有专门用于除氧用的树脂。由于技术原因、系统的特殊要求及价格昂贵等原因，国内没有此方面应用实例。
4. 国内电站内冷水处理常见方法
4.1溢流排水法
内冷水采用连续补入除盐水或凝结水，并维持溢流，控制内冷水导电度≤2.0µS/cm。
该方法简单易行，但只控制导电度，pH值未作调整，内冷水铜含量较大，连续补水造成水资源的严重浪费，用凝结水作补充水，系统安全性差，凝汽器泄漏会污染内冷水水质。
4.2 混床旁路处理法
将部分内冷水通过装有阴阳树脂的混合离子交换器，以除去内冷水中各种阴阳离子，达到净化内冷水水质的目的。在300MW及以上机组出厂时均配置混床处理设备，可有效地降低内冷水导电度(≤0.2µS/cm)，内冷水中铜离子与交换树脂反应，降低含铜量，但内冷水pH偏低。该方法没有从根本上解决内冷水铜系统的腐蚀问题。
4.3混床+NaOH处理法
在对内冷水进行混床处理的同时，再加入稀NaOH溶液，提高内冷水pH值从而达到控制内冷水水质指标的目的。稀NaOH用加药泵注入内冷水系统，这种处理方式从提高内冷水pH值，抑制内冷水铜系统腐蚀方面讲是合适的，但加入稀NaOH溶液后，内冷水的导电度增大。现场加药量、加药周期不好控制和调整，pH稳定性差，水质控制指标不稳定。使用这种处理方式，要求系统可靠性要好，且必须24小时连续监测内冷水水质指标。
4.4氢型钠型混床处理法
为提高内冷水pH值，降低系统铜腐蚀，将混床内树脂配比进行改变，增加钠型树脂，对内冷水进行微碱性处理，钠型、氢型、氢氧型树脂按一定比例混合，提高内冷水pH值。这种方法目前在国内电厂应用较多，效果较好。
该方法在实际应用中存在pH升高幅度小，不好调整稳定pH，各种树脂的配比比例难控制，树脂使用周期较短，运行中调整操作较频繁。
3、内冷水处理方法试验研究和应用
3.1. 内冷水系统基本情况
阳光发电公司四台机组均为东方电机厂生产的水氢氢QFSN-300-2-20型汽轮发电机。内冷水系统设计有小旁路混床处理系统。定子冷却水系统冷却水流量45t/h，水容积2.5～3.0m3，循环水量160t/h，一台树脂装填量约0.16m3的混合交换器，处理水量4t/h，占系统总流量8%左右，树脂再生采用体外再生方式。机组投产初期离子交换器未投入运行，发电机内冷却水含铜量达200～700µg/L。2001年底对四台机交换器进行改造试验并投入运行，含铜量维持在20～80µg/L之间，铜合格率较低，内冷水pH值偏低，一般在6.4左右，在机组大小修启动初期含铜量超标较大，树脂频繁更换，特别是2003年4月#4机小修启动后，靠频繁更换树脂维持内冷水含铜量小于40µg/L，11月含铜量逐步超标达100µg/L。根据#4机存在的问题，12月底进行内冷水添加氢氧化钠溶液试验，由于内冷水系统密封不严，系统漏入空气，造成系统内大量溶入二氧化碳，内冷水pH未能在6.8以上稳定运行，试验未能获得成功。针对系统漏空问题，2004年初对#4机内冷水系统进行密封改造，增加氮封系统。但从实际运行情况看，效果不好，氮气压力维持较困难，密封效果不好，未能彻底解决#4机内冷水铜含量超标问题。2004年10月起，在#3机组内冷水系统进行无氧运行处理工业试验，试验获得成功。
3.2. 发电机内冷水无氧运行处理装置简介
在Cu-H2O体系中，各电极的还原标准电位为：
φ（H+/H2）=0V；φ（O2/OH-）=1.229V；
φ（Cu+/Cu）=0.522V；φ（Cu2+/Cu）=0.340V
由上数据可知，系统优先发生的化学反应如下:
1/2O2+Cu+H2O=Cu2++2OH-
由上述反应式可知，影响铜在水中腐蚀的主要因素是溶解氧和pH值，降低内冷水中的溶解氧浓度或提高内冷水的pH值均可使反应式向左平衡移动，从而使系统铜离子降低，有效抑制铜系统的腐蚀。内冷水中溶解氧来源于补充水中携带的溶解氧和系统不严密漏入空气后氧气在内冷水的扩散。发电机内冷水处理装置使用真空除氧法除去内冷水中溶解氧和除盐水补充水中溶解氧，使用离子交换方法除去内冷水及除盐水补充水中的二氧化碳，提高内冷水pH值，同时对内冷水系统进行密封以防止空气进入，从而使内冷水水质导电度、pH值、铜离子浓度、溶解氧均能达到最新行业标准要求。
3. 结论
（1） 发电机内冷水处理装置在#3机组内冷水系统运行后，内冷水的pH值范围7.0～7.3，DD=0.2～0.4µS/cm，Cu2+ =5～15µg/L，上述指标全部满足DL/T 801-2002标准要求，溶解氧指标在气囊连续充氮气运行时最低降至36.3µg/L，基本达DL/T 801-2002标准中建议控制指标溶解氧≤30µg/L的要求。
（2） 发电机内冷水处理装置具有操作简单、安装方便，占地面积小、维护量小、调整控制水质稳定等特点，对内冷水溶解氧进行处理是目前国内内冷水处理新方法，适应机组内冷水处理的广泛应用。
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