摘要：双水内冷发电机组铜离子含量超标一直是电力行业无法根治的难题，铜导线腐蚀和腐蚀产物沉积，成为发电机安全运行的重大隐患之一。公司在机组检修期间对发电机内冷水系统进行改造，通过调节内冷水的气水相平衡，从而实现降低内冷水中铜离子含量的目的。现就其改造原理、参数对比和改造效益进行了探讨，以推动这项技术在双水内冷机组的应用和发展。
关键词：内冷水系统；气水相平衡；铜离子含量
公司#1机组自启动运行以来，发现发电机内冷水铜离子含量一直偏高。为了保证内冷水铜离子含量的合格，公司一直采用向内冷水中加入铜缓蚀剂的方法抑制铜离子浓度，并且使用连续溢流换水的方法维持内冷水的水质。但是在除盐水频繁换水的情况下，铜离子含量短期内仍然上升至40μg/L以上，最高曾达到200μg/L，超过行业标准。
一、内冷水现状概述：
1、内冷水系统：
内冷水泵入口水源由内冷水箱位差供给，内冷水经内冷水水泵提升压力后途径冷水器、滤水器进入发电机定子、转子进行换热后回到内冷水箱。具体见下图1：
（图1内冷水工作流程图）
2、内冷水运行质量标准，具体见下表1
表1 最新颁布的的DL/T1039－2007内冷水水质标准
3、内冷水铜离子超标的原因分析:
1）测量误差： 对机组内冷水取样进行铜离子含量测定，并且将水样送往省实验所进行复核测定，以确定检验结果的准确性。从公司测定结果及省实验所的测定结果对比看，测试结果是准确的，可以排除测试不准的可能。
2）补水水质：内冷水使用的是除盐水作为冷却水来源，经测量除盐水中铜离子含量接近于0，排除补水中杂质导致的铜离子超标。
3）外来污染：根据历年的水质化验时间及结果进行对比，发现大修后内冷水的铜离子含量明显下降，但随运行时间的延长，铜离子含量逐步增大。而我司内冷水系统大修的基本内容为：解体清扫内冷水系统设备，检查冷水器严密性、更换转子进出水支座密封填料。大修时解体检查内冷水系统，确认内冷水系统内部清洁，可以排除由于系统清理而影响铜离子含量变化这一因素；大修后运行过程中对内冷水硬度的监控并未发现硬度超标的情况，说明系统及冷水器无泄漏，可以排除外来强电解质溶入内冷水中的可能。
根据上述初步分析，我们初步判定造成内冷水系统铜离子含量超标的可能原因是发电机定子线棒或者系统铜设备存在一定的腐蚀现象。
因此，公司重点检查了发电机定子线圈、内冷水泵、冷水器换热管等铜设备是否发生了腐蚀，分别从外部泄漏、内部腐蚀、系统缺陷等方面进行了检查， 结果发现内冷水泵及定子线圈均有不同程度的腐蚀；这也证明铜离子高的主要原因是内冷水系统腐蚀导致。
4、内冷水系统铜腐蚀理论：
通过资料查得：内冷水系统发生腐蚀在无外界泄露的情况下一般是由于二氧化碳和氧溶入内冷水而造成的。
（1）纯水中有氧存在时
水中溶解氧是腐蚀性介质，溶解氧的存在会助长铜的腐蚀，促进不稳定的氧化物生成，但溶解氧含量过高和过低对腐蚀又都有延缓作用(参见图2)，通常溶解氧含量在0.5～2.0 mg／L之间腐蚀速度最高。常温25℃时，与空气接触的水中溶解氧的含量是1.4～3.2 mg／L，温度高时，DO值下降，内冷水的运行温度通常为20～85℃(空心铜导线部位水温常在40℃以上，一般运行温度是64℃)，因此内冷水系统DO正处于铜腐蚀区内。为避免腐蚀，国外对发电机内冷水DO的限制是小于20 μg／L或50 μg／L。溶解氧对空心铜导线的腐蚀机理为：
图2 中性除盐水中铜腐蚀速度与氧含量的关系
阳极反应：
2Cu＋H2O－2e→Cu2O+2H+
Cu－2e→Cu2+
Cu－e→Cu+
阴极反应：
主要阴极反应是
O2＋2H2O+4e→4OH-
此时， Cu2+＋2OH-→Cu(OH)2
Cu(OH)2→CuO＋H2O
阴极反应还有
2Cu+＋H2O＋2e→Cu2O＋H2
Cu+＋H2O＋e→CuO＋H2
2Cu+＋1／2O2＋2e→Cu2O
2Cu+＋O2＋2e→2CuO
腐蚀发生后，通常在金属表面形成双层结构的氧化膜。在温度比较高的情况下(如内冷水运行时空心导线处水温常为40℃～85℃)，产物的成膜性能不如低温下效果好，此时腐蚀产物只有少量附着在金属材料表面上，大部分会脱落下来转入水中。
（2）有二氧化碳存在时
有二氧化碳存在的内冷水属酸性介质环境，而且由于内冷水纯度高，缓冲性差，pH会因少量CO2的存在下降很多。如当纯水中有1 mg／L游离二氧化碳时，水的pH就会小于6.7。
对空心铜导线的影响主要是降低pH，同时在有氧情况下会破坏表面保护膜，加剧腐蚀。此时：Cu(OH)2＋2H+→Cu2+＋2H2O。
二、内冷水系统改造原理：
内冷水系统与固定设备连接为刚性，为保证转子正常旋转，内冷水系统与转子连接方式采用填料密封，也就不可避免的存在密封不严缺陷。转子冷却水在出水支座流出排入内冷水箱中，由于存在落差（10-1.8=8.2m）见图1，管道形成射吸，造成出水支座内部气压低于大气压力，二氧化碳和氧气从出水支座与转子密封处吸入内冷水系统中，导致内冷水系统的铜腐蚀。
如何减少二氧化碳和氧气的吸入，就是本次改造的目的。二氧化碳和氧气及空气被吸入内冷水系统后，与内冷水混合后流入内冷水箱。为了保证流道通畅，制造厂在内冷水箱上部设有排气孔。为了减少空气与内冷水接触的时间，本次改造过程中在出水支座回水至内冷水箱管道途中增设一只汽水分离器，把回水中的空气在此处与水进行分离后回入出水支座，把水箱上的排气孔同样引至出水支座，使两路（回气、排气）气返回出水支座汽侧腔室内达到气相水相平衡，减少外界空气被吸入内冷水系统的量。具体改造原理见下图3：
三、改造后的内冷水系统参数对比：
通过对＃1机内冷水系统改造前后的内冷水铜离子含量的测定，确认改造效果；改造前的数据选取1月份数据；改造后的数据选取7月份数据；改造前后的内冷水铜离子含量变化见下表2。
图3 内冷水系统改造原理图
备注：图中蓝色虚线部分为增设回气管路
表2：#1机内冷水系统改造前后铜离子含量变化 铜离子含量单位：μg/L
从表2 的铜离子含量变化情况看，通过改造，＃1机内冷水系统铜离子含量得到有效的控制。
为了确认对内冷水系统的改造，是否会影响其他的内冷水运行指标效果，我们对改造前后的内冷水其他指标进行了对比，对比结果见下图4及图5
图4 ＃1机内冷水电导每日平均值变化曲线
图5 ＃1机内冷水PH值每日平均值变化曲线
从上述内冷水运行指标的对比情况看，内冷水系统经过改造，增加气水相平衡装置，不仅有效的控制了内冷水的铜离子含量，而且没有对内冷水的其他运行指标产生不良影响。
四、 改造效益：
1、内冷水系统经过本次改造运行后，内冷水换水次数由1月份的5次降低至7月份的小于1次（具体对比见图6）。1月份虽只换水5次，但铜离子含量仍为不合格，相当于水质超标下运行。从安全性考虑是有隐患的，要维持水质指标的全部合格，需要每天换水或连续溢流处理。每次换水按20吨计算（实际约30吨），全年至少节约1100吨内冷水，内冷水计算成本30元/吨，每年至少为公司节约除盐水费用33000元以上。
2、内冷水系统经过本次改造运行后，内冷水加药量有明显下降（具体对比见图7）。一月份加药量为2075毫升，7月份加药量为295毫升，加药量减少7倍，药品费用按照2.14元/百毫升计算，每月减少37.79元，年节约费用：约453 元。重要的是从安全角度来说，加药量越多，相当于向系统内加入了杂质，会给发电机组的安全运行带来隐患。新的国标建议双水内冷机组，不应用加药来维持水质指标的正常值。应添加内冷水处理装置，既使用混床处理，并辅以其他相应的水处理设备。
图6 ＃1机内冷水换水次数变化曲线
图7 ＃1机内冷水加药量变化曲线
五、结语
公司#1机组发电机内冷水系统经过本次改造后，内冷水水质得到明显改善，PH值、电导率、铜离子含量达到了国标值，降低了铜离子沉积物堵塞引起线圈超温的不安全隐患，对发电机组的安全、正常运行提供了有力的保证。
参考文献：
1.曹长武 宋丽莎 罗竹杰编著.火力发电厂监督技术 中国电力出版社 2005.12
2.闻人勤 发电机内冷水对铜导线腐蚀的原因影响因素分析 华北电力技术 2003
3.李培元 火力发电厂水处理及水质控制 水利出版社 2000
作者简介：
1、王颖 女 河南南阳 毕业于华北水利水电学院 本科 工程师 从事国家电投集团南阳热电有限公司 致力于电厂环保与节能的研究 电话：18637736667 邮编473000
1、田野 男 新疆 毕业于昌吉学院 大专 助理工程师 从事国家电投内蒙脱硝项目部经理 致力于电厂环境监测与治理研究 电话：13899657291 邮编012100
论文作者:王颖1,田野2
论文发表刊物:《电力设备》2018年第11期
论文发表时间:2018/8/6
标签：冷水论文; 离子论文; 系统论文; 含量论文; 支座论文; 发电机论文; 溶解氧论文; 《电力设备》2018年第11期论文;