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双水内冷机组内冷水处理及气水分离器在转子回水中的研究应用

作者:admin 发布时间：2010/2/5 阅读次数：1140 字体大小: 【小】【中】【大】

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双水内冷机组内冷水处理及

气水分离器在转子回水中的研究应用

（山西河坡发电有限责任公司，赵保卫、韩磊、石晶晶）

摘要：本文主要针对双水内冷机组内冷水处理的现状，以及技术特点进行分析，着重介绍了气水分离器

技术在转子回水的研究应用。

关键词：双水内冷内冷水处理气水分离器

1、双水内冷机组内冷水水质处理概述

双水内冷技术是我国发电机制造的一项独特技术，一般在容量小于 125MW 的机组使用，

300MW 机组也偶有使用。由于双水内冷发电机的结构特点导致其内冷水水质处理更为困难。

采用“水-氢-氢”冷却方式的内冷水处理取得了一定成效，但在双水内冷机组上指标却很难

达到合格。目前各种类型的内冷水处理装置对采用双水内冷技术 125MW 以下的发电机组尚

未有应用成功的实例。因此，双水内冷机组内冷水质处理技术，又给生产实践研究应用提出

更高的要求。由于发电机内冷水 pH 值偏低、铜含量超标、电导率超标是较普遍的现象。内

冷水水质超标、铜导线腐蚀和腐蚀产物沉积，成为发电机安全经济运行的重大隐患之一。发

电机因泄漏电流超限发生安全保护运行、线棒超温、绝缘破坏、线棒堵塞或烧毁的故障或事

故，时有发生、损失极大。分析原因，其中内冷水及其系统方面的问题是不可忽视的因素之

一。

为了保证内冷水电导率、铜含量合格，常采取连续溢流换水、间隔频繁换水或小混床旁

路净化等方式维持合格。这些方法，虽然使内冷水三项指标中的一项或两项合格了，但是，

铜含量合格是一种假象，不是被水流冲走，就是被混床吸收了，铜导线的腐蚀依然存在，是

“治标不治本”而且，不是纯水浪费大，就是混床再生频繁。有些电厂则采取凝结水与除盐

水调配混合的方法控制内冷水水质，在一定的条件下，能取得较好的效果，但还是存在比例

难以掌握，调、换水频繁，电导率超标，铜含量超标或 pH 值超标的现象。为此，内冷水处

理成为一大课题。

河坡发电有限责任公司装有 2 台 100MW 和 2 台 50MW 共 4 台机组，均为双水内冷发

电机组，内冷水质一直存在 PH 值低、铜离子含量高的问题。为此，公司曾试图应用加缓蚀

剂、加碱处理方式，但限于其冷却系统工艺的特殊性均未能满足行业标准要求，2004 年，

公司在广泛调研有关处理技术并总结已有经验基础上，于 2005 年 1 月在 4#机组（100MW）

安装了 SZSY 内冷水处理装置，并针对转子回水加装气水分离器，经过几个月的试验、改进

和运行，成功解决了双水内冷发电机内冷水水质处理问题，有效地抑制了发电机铜线棒的腐

蚀，内冷水水质均达到国家标准。

2、双水内冷发电机内冷水水质处理技术原理

2.1 双水内冷发电机内冷水系统的结构特点

由于同时冷却定子和转子，所以双水内冷发电机的内冷水系统具有两个水回路，尤其是

转子冷却水回路中的动静结合部位难于密封，因此双水内冷发电机的内冷水系统的水质较单

水内冷系统水质受空气影响更大。空气中的 CO₂和 O₂将使内冷水的 pH 值更低，溶氧量更

大，水质处理更加困难。

汇

转子

汽轮发电机

水

盒

转子入水

定

子

入

水

内冷水箱

定

子

回

水

转子回水

发电机双水内冷系统示意图

2.2 双水内冷发电机内冷水系统中的铜腐蚀机理

在 Cu-H₂O 体系中,各电极的还原标准电位为：ψ（H⁺/H₂）=0V，ψ（O₂/OH^-）=1.229V，

ψ（Cu⁺/Cu）=0.522V，ψ（Cu²⁺/Cu）=0.340V，ψ（Cu²⁺/Cu+）=0.158V。该体系发生的氧

化还原反应如下：

1/4O₂+Cu+11/2H₂O=Cu⁺+

⑴

1/4O₂+Cu⁺+

总反应为：

2₂₊+OH^-

2O=Cu

OH^-

⑵

1/2O₂+Cu+H 2O=Cu

⑶

由反应式⑶

⑶可知，影响铜在水中腐蚀

蚀的因素是水

水中的溶氧量

量和 pH 值，降低内冷水中的

氧量或者提高

溶氧

高内冷水的 pH 值都可以使

使反应式⑶的

的平衡向左移

移动，有效抑

抑制发电机铜线棒

内冷水中的腐

在内

腐蚀。但是，双

双水内冷发电

电机的内冷水

水由于受空气

气的影响，恰

恰恰是高溶氧量和

低 p

值，所以铜

铜腐蚀更为严

严重，水质处

难。

处理更为困难

2.3 控制双水内冷发电机

机内冷水系统

统中的铜腐

腐蚀技术路线

目前有许多多技术手段可

可以降低内冷水中的溶氧量

量。对于大型

型发电机内冷

冷水水质的新标准

加了溶氧量标

增加

标准，建议控

控制内冷水的溶

溶氧量小于 30μg/L。在

在此条件下，铜的腐蚀速

速率大

降低（如图 1 所

大降

，这对于难于

于密封的双水

水内冷发电机

机的内冷水系

系统是做不到的，

溶氧量一般在

其溶

在 2000～5000μg/L 范围。这对于抑制

制发电机铜线

线棒腐蚀来说

说，降低溶解氧浓

已没有意义。所以，内冷水

度已

水中的腐蚀。

冷水

水处理装置应

应采用提高内

内冷水的 pH 值来抑制发

发电机铜线棒

棒在内

根据图 2 所

中的腐蚀速率率很低。

水中

试验结果，若

若控制内冷水 pH 值大于 6.8，则发电

电机铜线棒在内冷

基

术路线，应用

用于我公司的

的 SZSY 发电

电机内冷水处

处理装置不控

控制溶氧量指

指标，

只使用离子交换方法提高内冷水的 pH 值来抑制发电机铜线棒腐蚀，降低内冷水中的铜离子

浓度和电导率，使内冷水水质达标。

3、发电机内冷水处理方案及实施效果

3．1 2004 年 4#机内冷水水质情况

表 1：2004 年 4#发电机内冷水水质

项目

日期

DD（us/cm） PH Cu（ug/L）

备注

04.01 1.30--2.0 6.46—6.80 180—320

PH、DD 均为试

04.02 1.82—1.90 6.52—6.78

04.03 1.50—1.90 6.42—6.76

04.04 1.60—1.80 6.56—6.88

04.05 1.40—1.90 6.44—6.72

04.06 1.40—1.90 6.53—6.75

04.07 1.60—1.90 6.41—6.78

04.08 1.70—1.90 6.50—6.70

04.09 1.70—1.50 6.55—6.80

04.10 1.85—2.0 6.52—6.78

04.11 1.70—2.0 6.32—6.71

04.12 1.80—2.0 6.58—6.80

150—300

165—300

154—340

140—330

184—290

150—280

140—310

170—305

140—320

168—350

149—302

验室仪表监测数

据

因我公司四台机组发电机内冷水补充水为除盐补给水，其 PH 值较低，水质指标调整均

利用频繁的换水来达到降低系统铜含量的目的，但由于频繁的换水造成系统 PH 值降低（一

般为 6.3—6.8），加之内冷水箱未采取密封措施，空气中二氧化碳易溶入内冷水箱，使内冷

水 PH 持续偏低。对铜线棒腐蚀加剧。双水内冷发电机冷却水质量标准（GB12145-1999），

见表 2。

华

电导率

μs/cm（25℃）

≤5.0

铜

μg/L

≤40

（25℃）

>6.8

从 2004 年全年数据可以看出，4#内冷水试验室监测电导率指标合格，而 pH 值与铜含

量均不合格。

3．2 内冷水处理方案及性能特点

内冷水处理主要是为了降低内冷水中的铜、铁等杂质含量，防止内冷水对铜导线的腐蚀，

确保机组的安全运行。常用的处理方法有：溢流排水法、添加铜缓蚀剂处理法、小混床（氢

型离子交换器）旁路处理法、氢型+钠型双套小混床旁路处理法、小混床+NaOH 处理法、超

净化处理法。以上方法各有利弊，结合我公司发电机组自身特点，与深圳水苑水处理公司共

同研制开发了 SZSY 型发电机内冷水处理装置，其原理是采用离子交换方式对部分内冷水进

行连续处理，以调节内冷水水质，使其保持适宜的 PH 值、低电导率、低含铜量。该运行方

式通过此装置对部分内冷水进行处理来调节内冷水水质，当内冷水 PH 值偏低时，通过加大

钠型床的流量来提高 PH 值；当内冷水电导率偏高时，可通过加大氢型床水流量来降低电导

率。这种运行方式具有调节灵活、无需加药、安全性好等优点。

3．3 内冷水处理装置的调试和投运

我公司于 2005 年 1 月在 4#机组上安装 SZSY 内冷水处理装置，见图 3。

去发电机

S 4

发电机来

4T1030

4T1029

内冷水泵1

定冷水处理系统

去排水沟

内冷水箱

内冷水泵2

4T1007

4T1008

1~ 3#换热器

注：阀门 S3、S4 及其所在管线是新安装阀门和管道，其他为原有阀门和管道

图 3：SZSY-2 型内冷水处理装置与 4#机组内冷水系统连接图

内冷水处理装置安装完毕后，经过近一周时间，内冷水水质趋于稳定，pH≈6.9，DD≈

2.1μS/cm，[Cu²⁺]≈50μg/L，仍没有达到标准要求。具体数据如图 5、图 6 和图 7 所示。

7.3

7.2

7.1

6.9

6.8

6.7

6.6

手测pH

表显pH

9 10 11 12 13

2.5

1.5

0.5

日期（4.26-5.8）

图 5 内冷水处理装置投运后内冷水 pH 值变化趋势

手测DD（us/cm）

表显DD（us/cm）

9 10 11 12 13

日期（4.26-5.8）

图 6 内冷水处理装置投运后内冷水电导率变化趋势

日期

图 7 内冷水处理装置投运后内冷水铜离子浓度变化趋势

华北电网化学专业技术协作网第六届交流会论文集编委会

第 6 页共 10 页

图 5、图 6 和图 7 是取每天 24 个实测值的平均值制作的。这些图表明经过 SZSY 型发

电机内冷水处理装置处理之后，内冷水水质变化范围为：

①在线 pH 值在 6.85～6.91 范围；

②Cu²⁺浓度在 12～35μg/L 之间，变化趋势稳定于 25μg/L 左右；

③在线电导率在 1.5～1.7μS/cm 范围。

注：人工离线 pH 值与 DD 值因受空气及外界因素干扰，数据仅作参考。

上述数据说明使用 SZSY 型发电机内冷水处理装置后，4#机组内冷水水质基本满足标准

要求，但有部分时段部分数据仍不合格：如后半夜 pH 值不合格，铜离子含量偶有超标。

3．4 内冷水处理装置投运后存在问题及分析

3．4．1 在调试过程中表现出的一些特殊现象：

⑴ 水质参数周期变化，即中午至前夜的内冷水 pH 值较高，后半夜的内冷水 pH 值明显

降低，大约相差 0.2～0.3 个 pH 单位；

⑵ SZSY-2 型发电机内冷水处理装置处理出水 pH=8.6 ～9.0，内冷水系统内冷水

pH=6.6～7.0，进行试验将发电机内冷水处理装置处理出水与内冷水的按 1：3 比例混合后的

混合水测定 pH=7.52，按 1：1 比例混合后的混合水 pH=8.12。但是在实际运行过程中，每

小时处理水量与内冷水系统的总水量之比约为 1：4，但混合后内冷水系统的 pH 值在 6.6～

7.0 之间，远远低于上述试验值；

（3）刚开始调试投运期间，树脂需进行多次再生，平均每 20 天再生一次强阳树脂，发

现树脂中吸附大量铜离子，树脂颜色呈现黑绿色，经稀盐酸浸泡后恢复本色。

3．4．2 分析

根据以上现象分析，经认真研究，我们认为影响 4#机组内冷水系统水质的可能因素是

空气中的 CO₂溶入内冷水。由于转子冷却系统汇水盒处造成的负压使空气通过轴封进入内

冷水系统，与高速甩出的内冷水充分混合，空气中的 CO₂迅速溶入内冷水，导致内冷水的

pH 值下降，电导率增加。在空气中，中午至前夜 CO₂浓度低，溶入内冷水的 CO₂的量较少，

内冷水的 pH 值较高；后夜 CO₂浓度高，溶入内冷水的 CO₂的量较多，内冷水的 pH 值较低。

现场情况符合该规律。

4、气水分离器的研究应用

4．1 气水分离器的原理及安装系统图

公司技术人员与有关专家经过一段时间的探讨和论证后，共同设计适用于转子回水母

管上安装的气水分离器装置，并于 05 年 9 月在 4#机转子回水上进行安装。

发电机甩水盘

气

水

分

离

器

内冷水箱

图4：4#机转子回水母管加装气水分离器系统图

因转子回水在转子汇水盒的动静结合处溶入大量空气，而直接带入内冷水箱。所以，该

气水分离装置在转子回水母管上加装一密闭容器，通过一定的空间实现气水分离，分离出的

气体引回汇水盒的气侧，分离出的水进入内冷水箱，并将汇水盒同水箱靠水封隔开，最终达

到气相、水相的压力平衡，减少气体通过动静结合处大量溶入内冷水中。

4．2 安装气水分离器后指标变化情况

现将 4#发电机转子回水系统加装气水分离器前后指标对比统计如下：

2005 年 7-8 月加装前

2006 年 4-5 月加装后

PH 值

6.75-6.85

6.90-7.25

Cu 含量（ug/L）

31—40

30—38

DD(us/cm)

1.8—2.0

1.0—1.5

在转子冷却水回路上安装气水分离器，同时采取内冷水箱密封措施之后，空气中的 CO₂

影响减少，内冷水的 PH 值由投运前的 6.75—6.85 提高至 6.90-7.25。尤其在加装气水分离

器以前，4#内冷水在夜间十点至次日凌晨八点期间 pH 值降低的状况得到改善，说明加装气

水分离器以后大大减少了内冷水系统中 CO₂气体的溶入，使内冷水水质有了很大的改善。

5、安全、经济效益

5．1 安全效益：

SZSY 发电机内冷水处理装置在河电公司 4#机组的发电机（双水内冷，100MW）内冷

水系统上投入运行后，内冷水水质明显改善，尤其是在转子回水系统加装气水分离器后，pH

值由原来的 6.2～6.5 提高到 6.9～7.2，铜离子浓度由原来的 150～300μg/L 降到 20～30μg/L，

电导率范围 1.5～2.0μS/cm，达到国标水质标准要求，发电机铜线棒的腐蚀速率大大降低，

消除了发电机线棒由于沉积物堵塞引起线圈超温的不安全隐患。

5．2 经济效益

加装内冷水处理装置后，内冷水排污换水量由每 8 小时一次，减至每半月一次，每台机

每次换水按 1.5 吨计，全年按运行 300 天计算，四台机节约除盐水 5200 余吨，除盐水成本

为 60 元/吨，总计节余 30 余万元。

6、结论

6．1 内冷水处理主要目的是为了降低内冷水中的铜、铁等杂质含量，防止内冷水对铜

导线的腐蚀，确保机组的安全运行。有多种方法可以采取，但应从基本指标调节，需兼顾调

节 pH 值与降低电导率，从而降低含 Cu 量。

6．2 鉴于双水内冷机组的特性，针对转子冷却水系统汇水盒处动静结合的运行工况，

需采取相应措施以实现气水分离，尽可能减少由于空气中 CO₂和 O₂等气体的大量溶入从而

对内冷水指标产生不良影响。

综上所述，河坡发电有限责任公司在 4#机组应用内冷水处理装置，并通过转子回水系

统加装气水分离器，对于该类机组内冷水水质达标和防止发电机铜线棒腐蚀是有效的，适合

于在 125MW 以下双水内冷机组上推广应用。

参考文献

（1）原国家电力公司《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》

（2）闻人勤等，发电机内冷水铜导线腐蚀的原因及影响因素分析，华北电力技

术，2003，No:3，p15～17。

来源：青果园电厂化学资料网

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