超净化在定冷水处理中的应用效果
[摘 要] 发电机定子线棒的冷却目前多选用除盐水作为冷却介质。在发电机内冷水系统由于设计不合理或处理方式选择不当，会导致系统发生腐蚀，长期运行对机组安全不利。本文对目前发电机内冷水处理存在的问题进行分析，着重对改造后的超净化定冷水处理效果进行阐述。[关键词] 发电机内冷水处理；超净化；腐蚀
宝二电厂#1～4机组均为国产300MW燃煤机组，定子线棒采用水冷却。自98年底陆续投产到03年初，发电机内冷水的处理一直是捆扰安全生产的难题，由于原有的小混床处理方式难以满足电导率及pH指标要求，因此不得不选用大量连续补水并保持水箱溢流排水的“开放式”运行方式，补水水源为二级除盐水，pH为6.8左右，电导率小于0.2μs/cm。
1存在的主要问题及分析：
1.1开放式运行方式存在较大的安全隐患，纯水系统一旦受到污染，发电机内冷水水质也随之遭受冲击污染，威胁机组安全；而且连续补水方式，除盐水浪费极大。
1.2由于内冷水补充水为除盐水，pH一般为7.0，但由于水贮水箱密封不好，空气中CO2溶于内冷水中造成PH低，采用小混床处理，在改善内冷水导电度的同时，也降低了PH。发电机补水pH偏低，系统存在严重的腐蚀，长期运行腐蚀产物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，并且将缩短发电机的运行寿命。图1所显示的关系说明，不论是在水中溶解氧含量比较低，还是比较高的条件下，将水的pH值提高到中性或弱碱性范围，对降低的铜的腐蚀都会有明显的效果。相反，当水的pH值低于中性时，铜的腐蚀就急剧增加。水的pH值对铜的腐蚀有如此明显的影响主要是铜合金表面的保护膜的形成及其稳定性与水的pH值有很大的关系。如将除盐水改为补凝结水，虽然可以提高pH，但凝结水电导率不稳定，常因凝汽器泄露而突然升高，系统安全性更差。
1.3 水中溶解氧和二氧化碳对内冷水的影响，如下图所示：
图1 铜在除盐水中腐蚀速度与水的pH值关系 图2 中性水中铜的腐蚀速度与溶解氧的关系
图2所示的是中性纯水中，溶解氧含量对铜的腐蚀速度的影响。从图上可以看到，随着水中溶解氧的含量增大，开始时铜的腐蚀速度增大；但当腐蚀速度增大到一定程度后，如继续增大溶解氧的含量，则铜的腐蚀速度又趋于降低。水中游离二氧化碳可能破坏铜管表面的保护膜，生成的碱式碳酸铜在水流的冲刷下也比较容易剥落，从而使腐蚀的阳极过程明显加快。因此，随着二氧化碳含量的增大，铜的腐蚀速度也增大。
2目前各电厂发电机内冷水运行和处理方式、工作原理及存在问题
2.1加铜缓蚀剂法
向内冷水中加一定量的缓蚀剂，如MBT、BTA、TT等其作用时铜缓蚀剂与水中铜离子络合生成难溶沉淀，覆盖在铜表面，形成暂时保护膜，以减缓铜基体的腐蚀。向水中加入缓蚀剂虽然可以减轻铜腐蚀但仍存在许多问题。铜缓蚀剂在铜表面形成的保护膜一般认为是单分子膜，膜层薄，易破损，防护性差。缓蚀剂加入后电导率会升高，易造成电导超标问题，早期使用MBT虽然有较好的缓蚀效果，但加入后电导率经常超过5μs/cm，如果按≤2μs/cm控制要求，内冷水指标难以合格。
其次无论加何种缓蚀剂均难以使电导率、PH和Cu2+几项指标同时合格，运行控制难度大，系统中腐蚀依然较严重，并易生成铜的腐蚀产物，主要为铜的氧化物颗粒，一些电厂还在内冷水水流较缓慢的区域发现了缓蚀剂析出或形成的粘泥，这些粘泥和腐蚀产物易在空心的铜导线中沉积形成污垢，严重时堵塞水流，使线棒超温，最终烧毁线棒，存在安全隐患。
因此加MBT的方法已被绝大多数电厂淘汰。
2 .2小混床处理法
国内大多数300MW及以上发电机内冷水的处理方法均设计为“小混床处理法”，小混床内装有阴阳两种离子交换树脂，分别用来除去水中的阴离子和阳离子，达到净化水质的目的。小混床运行中存在的主要问题有4个方面：
2.2.1小混床本身结构设计不合理，存在一些缺陷，例如存在偏流、漏树脂、运行周期不稳定等问题，出水水质不理想。
2.2.2小混床内装普通型树脂，树脂中常泄露大量低分子聚合物，对系统存在污染并使小混床出水PH偏低，通常系统PH≤6.5，不符合国标规定PH≥6.8的要求。
2.2.3普通树脂交换容量偏小，需每隔3~6个月抽出树脂进行一次体外再生，不仅费时费力，而且偶尔一次再生不理想就会造成投运失败即投运后水质严重不合格（有时造成PH更低，个别厂达到5.5）需重新抽出再生。
2.2.4小混床处理系统设计存在的问题：
树脂捕捉器的设置和内部结构不合理，树脂装入后混脂不均匀，影响出水质量，还存在树脂漏入发电机现象等问题。
因此，国内大多数电厂未投运小混床。
2.3开放式运行方式
开放式运行方式即向发电机内冷水箱中连续大量补充纯水，并保证大量溢流排水的运行方式，补水水源主要是化学车间二级除盐水，二级除盐水水质一般为PH6.8左右，电导率小于0.2μs/cm。
2.3.1 连续大量补水的开放式运行方式存在较大的安全隐患，纯水系统一旦受到污染，发电机内冷水水质也随之遭受冲击污染，运行状况不安全。
2.3.2 发电机补水PH偏低，引起系统腐蚀。
2.3.3 如将除盐水改为补凝结水，虽然可以提高PH值，但凝结水电导率不稳定，常因凝汽器泄露而突然升高，系统安全性差。
2.3.4 连续补水，除盐水浪费极大，经济性差，虽然排水可回收到凝汽器，但腐蚀下的铜增加了给水的杂质。
2.4 RNa+RON和RH+RON的双套小混床处理法
据有关资料介绍，为提高小混床出水PH，降低系统铜腐蚀，部分厂将原小混床工艺改造为双套小混床处理法，其工作原理为一套仍为原RH+RON型小混床，再增设一套RNa+RON混床。当PH低时，可投运RNa+RON混床，让Na+从Rna型树脂中泄露出来以提高PH；随着Na+的泄露，内冷水电导率逐渐升高，当Na+泄露量较大，电导率较高时，关闭RNa+RON混床，投运RH+RON混床，吸收内冷水中的Na+，此时水的PH会适当降低；当PH低到一定值时，再投运RNa+RON混床，如此反复操作以达到内冷水各项指标合格。
双套小混床处理法与单一小混床处理相比，能够起到提高内冷水PH、降低铜腐蚀的作用，其不足之处在于：
2.4.1 在RNa+ROH运行状态，如补充水水质不良，将会有大量Na+短时泄露，导致内冷水电导快速上升，必须迅速转为RH+ROH状态运行，以防止冲击性污染而发生跳机事故。
2.4.2 操作频繁，增加了运行人员工作量，而且设备占地面积增大1倍。
3超净化离子交换器：
为了解决内冷水系统存在的问题于2003年3月底首先对#2机定冷水系统改造，采用超净化离子交换器。
3.1 简介
超净化离子交换器为φ700×2000不锈钢离子交换器。超净化离子交换器内树脂采用特制的高性能树脂，经过特殊的预处理工艺和优级纯试剂高度再生，大幅度降低了树脂中的低聚物含量，提高了树脂的再生度，出水能保证各项指标合格，树脂不需再生，定期更换一次，免维护，消除小混床再生失败后污染水质的隐患，安全可靠性高。在交换器的出入口各安装1台树脂捕捉器，制作精良，确保在各种工况下均不漏树脂。其次，定子冷却水系统水质极易遭受外界灰尘及CO2等杂质污染，加装防尘防污染呼吸装置是提高水质，确保水的pH不受到CO2的污染而下降的重要手段。安装在线电导率和pH仪表，可随时直接读出系统冷却水和超净化离子交换器出水的电导率和pH，方便连续检测。
3.2改造后的效果
#2发电机内冷水系统项目于2003年4月完成改造并经过了7天的调试，试运期间系统水质达到Cu2+<40ug/L,PH>7.0,DD≤1.5us/cm。
5月份正式投入运行并运行，运行期间测定了离子交换器进出口的电导率、pH、Cu2+，根据所作的实际记录绘制曲线如下：
2#机内冷水以前的运行水质，其Cu2+含量见下图所示：
通过对内冷水处理的改造，系统水质已经达到了Cu2+<40ug/L,PH>6.8,DD≤1.5us/cm（国标），符合发电机内冷水水质要求。
4经济性比较
利用我们目前现有设备进行必要改造，每台机大约需要花费35万人民币。
改造前运行方式为连续换水，每小时换水5t/h。每天按换水12小时，每吨除盐水成本为5.00元/吨，则年浪费约10多万元。
并且连续换水还带来以下问题:ａ.凝输泵必须运转，厂用电率高。ｂ.由于凝输泵运转，补入凝汽器的除盐水瞬间流量太大，又带来凝结水溶解氧不合格问题。经过改造后这些问题解决了，最主要是解决了发电机安全运行问题。
而此系统实际运行近三年多，由于运行时间较长，为防止影响水质对树脂进行了更换，一次花费2万7千元左右，维护工作非常少。
五 总结
通过改造内冷水各项水质指标均达到要求，腐蚀情况得到明显遏制，并在节水方面取得较好经济效益，也为其它机组和国内同类型机组内冷水处理有借鉴作用。
参考文献
［１］ 陈志和 电厂化学设备及系统 中国电力出版社
［２］ 李培元 火力发电厂水处理及水质控制 中国电力出版社 哎！电厂设计先天设计的缺陷带给电厂化学人员无尽的烦恼（不过经常提出方案，领导喜欢）。
其实制造厂商在产品设计时就在定冷铜管内衬微米级不锈钢，定冷水系统加装呼吸器，水系统隔绝外界空气（循环系统加一电导表），再加一超微型混床（基本无泄漏，补水很少）和出口加一电导表。新机组开始运行时就不会有上述麻烦。
如果改造的话，即便加上述超净化离子交换器系统（费用不低），也有新的麻烦，如原有定冷铜管内部腐蚀部分如何除尽，否则依然影响水质；φ700×2000不锈钢离子交换器（不小）现场更换树脂及树脂的费用等等新问题。
感慨一下！多少年的问题了。国内制造商就不能改进？
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