本广告位全面优惠招商！欢迎大家投放广告！广告投放联系方式

           1998年7月华能岳阳电厂发生发电机线棒烧损的重大设备事故，尽管此事故的发生是由诸多因素引发的，但内冷水水质控制不当是重要因素之一。
           事故发生后，华能南京电广立即组织有关人员到岳阳电厂调研事故情况，并多次召开专题会议讨论如何进一步提高发电机内冷水水质，以防止类似事故的发生。
           一般电厂均采用安装内冷水小混床，除去内冷水系统在运行中产生的杂质，以保证各项水质指标符合国家标准。
           有部分电广的小混床运行状况并不稳定，主要发生的问题有小混床运行周期短、再生度达不到运行要求、运行费用较高(树脂更换频率较快)，或由于运行终点未及时监测，反而释放大量的铜离子污染了水质。且华能南京电厂2台机组安装内冷水小温床的设备费用也要45万元。
           根据实际情况，提出另一种较为简便的改造设想，即不加装小混床，通过在内冷水系统中添加碱性介质，使内冷水调整至碱性工况下运行，以达到降低内冷水含铜量的目的。

1     现状分析
(1) 通过查阅有关技术资料，了解内冷水运行体系的各水质变化规律。在铜—水体系中纯水中铜(单质、离子和化合物)的状态与水环境的pH值存在一定的关联。在微酸性环境中，pH＝5.5—7，过电位(金属与溶液界面上的电位差)大于+0.1v，钢系统应有明显的腐蚀；在中性环境中,pH＝7．0—7．5，由于过电位的下降、腐蚀较轻；在微碱性环境中，Ph=8—9，由于生成较稳定的钝化膜，铜的腐蚀速率大大降低。根据铜—水体系的电位—pH曲线图和铜氧化物的溶解特性图可知，在有氧的纯水中，铜的腐蚀速率在pH＝8．5左右的范围内有一个最小值，原因是具有保护性质的氧化铜和氢氧化铜此时的溶解度最低。但在pH值过高如大于10后，会生成铜氨络离子，铜的腐蚀速率反而加大，且线棒要求的绝缘性能得不到保证。
(2)发电机内冷水的主要水质指标见表1所示。
         从表1看出，华能南京电厂发电机内冷水的铜含量已大大超过国家标准(GB/Tl2145一1999)，有发生系统性腐蚀的危险。
(3)理论纯水中pH值与铜的质量浓度的关系见表2所示。
         根据资料介绍，由于磁场作用和其他复杂的不可知因素，当pH接近7时，实测的铜含量较理论值低，而当PH大于7.8时，实测的铜含量又会较理论值高。

2     实施阶段一(1999年3月至8月)
(1) 首先在内冷水系统加装了在线电导率和pH表，以提高在线监控的准确性。
(2) 按简便实用的原则，设想通过在内冷水系统中添加高pH值的凝结水，以达到提高内冷水的PH值的目的。
(3) 1999年3月在机组检修时，对机组内冷水系统进行了改造。具体系统图如图1(粗线部分为后加系统)所示。
(4)二级凝结水泵出水为加氨后的凝结水，因为机组配的是无铜系统的直流锅炉，控制给水的pH〔9.4—9．6)值较高，高速混床出水由于经过除盐处理，为中性水(pH为6．8—7．2)。此2路水源混合加入内冷水系统，同时控制内冷水的pH在8．0—9．0、电导率小于3．0μS／cm。铜的质量浓度也证实可降至小于20μg/L。缺点是操作较繁琐，每次水质超标时，必须用高速混床出水降低内冷水的电导率，再用二级凝结水泵出水调整内冷水的pH值。
（5）1999年7月开始给水加氧联合水工况的试验，同时凝结水和给水的pH控制在8．5左右。此时发现即使全部用二级凝结水泵出水对内冷水进行换水，由于该系统的严密性较差，有含大量二氧化碳的空气漏人，内冷水的pH最高只能达到7．7，且很快下降至7．0以下，系统铜含量也迅速上升。由于加氧联合水工况为降耗节能的重大技改项目，不可能为了控制内冷水的水质而停止实施加氧联合水上况，因此试验暂时停止。

3     实施阶段二(1999年9月至2000年8月)
(1) 在凝结水加氨的管路上引—路临时性的管作为内冷水的加氨管，即直接掺加氨水来调整内冷水的pH值。改造系统如图2所示。
(2)1999年10月8日进行加氨和换水操作。加氨前，先用高速混床出水对定子水进行换水，换水后，电导率从1．2μs/cm降至0．8μS／cm左右，定子水的pH值为7.2，加氨约l min后，发现pH和电导率迅速上升，pH值达到8．2，电导率达到6.88μs/cm，再用大量的二级凝结水泵出水进行换水操作后，定子水的pH值为8．96，铜的质量浓度为5．9μg/l，电导率为3．74μs/cm 。经过约3天后又进行了一次加氨和换水操作，只加了约30s，仍然出现pH和电导率太高而大量换水。又经过3天后发现定子水的pH值、电导率均有缓慢上升的现象。具体各参数的变化情况见图3所示。
(3)情况分析：
① 由于定子水碱性水质的调整，抑制了发电机线棒铜系统的腐蚀，铜含量较以前有明显的下降，可证明通过定子水加氨调整水质的碱性工况，在—定的指标范围内降低系统的铜含量是切实可行的。
② 在定子水系统正常情况下，与空气有少量的接触，会发生pH值下降、电导率上升的现象。原团是空气中的二氧化碳与氨发生中和反应．生成碳酸氢氨，导致碱性削弱；而电解质即盐类增多，导致电导率上升。
③ 这种改造方法尽管能降低内冷水的铜含量，但操作很频繁．—般2—3天即要进行一次复杂的操作，且加氨量很难控制。在加氨过程中极易发生内冷水的电导率和pH严重超标的现象，系统安全性不能得到保障。

4 实施阶段三(2000年9月至今)
(1) 在2000年9月，经过有关专业人员的讨论，建议采用溢流法进行内冷水的控制。改造系统见图4，图中粗线部分为新装管路。  
(2) 重新制定内冷水控制调整的措施如下：
①在机组小修中，对内冷水系统进行了部分管路的改接，即将原来补水至内冷水箱上部的补水管断开，直接接至6．9m层到汽轮机低位水箱的排水管上，水位高时溢流用。机组正常运行中，用二级凝结水泵的少量水连续对内冷水箱进行补水，并保持水箱溢流，水箱水位保持在溢流管的标高处。
  ②为保证内冷水的电导率指标合格，溢流运行方式只能在机组正常运行且转入加氧联合水工况时方可实施。在机组启动初期、停机前后，用高速混床出水或补给水作为内冷水的补水水源，仅维持内冷水的电导率小于1．0μs/cm。
③在机组转人加氧联合水工况且二级凝结水泵前的水pH值降低至8．5后，开启二级凝结水泵至内冷水的补水门，少量开启内冷水箱补水门，对内冷水箱进行连续补水。补水门的开启程度视内冷水箱溢流情况决定，即观察内冷水箱溢流管至低位水箱排水口有稳定的溢流水，且水箱水位不再升高为止，溢流口在水箱溢流水管接口上15cm处。关闭内冷水箱徘空管的排气门。保持内冷水箱的溢流状态，观察内冷水的电导率和pH值的变化，分析内冷水的铜含量。
④ 不得将水箱水位补满，当发现水箱水位高的信号或水位计满水时，应及时调整补水门。
⑤ 运行中，如二级凝结水泵失压时，可能会造成定子水箱的水倒流至凝结水系统，使内冷水泵打不出水，损坏设备。为此，当二级凝结水泵失压后．应立即恢复二级凝结水泵运行，如—时无法恢复，应关闭二级凝结水泵至定子水箱的补水门，如水位低，应开启高速混床出水或补给水至定子水箱的补水门补水。
⑥ 机组需停机时，化学人员在进行给水水工况转换前，需通知汽轮机人员，及时关闭二级凝结水泵至内冷水的补水门。
(3) 经过—段时间的运行后，水质情况统计加表3所示。  
     从表3看出，改造后的内冷水各项运行水质已全部满足水质标准的要求。
(4) 效果评价：
① 按此方案实施后，达到了提高内冷水水质指标的目的。
② 减少了运行人员的操作量，在机组正常运行时，内冷水系统基本没有操作。
③ 各水质指标运行稳定，没有波动。

5 总结  
(1) 通过2年时间的试验，既摸清了内冷水各水质指标的关联关系，又摸索出调整内冷水水质的成功经验，这对各个电厂的运行实践均有一定的参考价值。电厂若未实施加氧联合水工况，即可按第一阶段的改造方案进行控制；而类似华能南京电厂情况的电厂可参照第三阶段的改造方案进行控制．均能达到提高发电机内冷水水质的要求。从而确保内冷水系统的安全运行，确保不发生内冷水系统铜腐蚀导致影响线棒冷却效果的异常事故。
(2)二次改造均是在原设计的系统上稍加改动，投资不超过3000元，且操作、监控很简便。