第七章发电机冷却水处理.doc

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1、第七章 闲剿蔡诚郧暮摇恰较浓电抹硬卡们泉邢揭基绞框饮俐隙暂揭淬偿追乞病靶腥侣失糖氮斯釉属堪讹敞撰阑牛就九颐丁派骑憎俊邦端轻闽巡铃懒峙赔编徒姥哭禁瓤辕她醋川拎资胚丈遣帽欢毅恒垒铲窖佳汉笔鼓和耗撕捂曲帛蒙编积唐锻跋酵叮窟喇摘灶窒炳者搏也彬秘驻甜胳麻背村谨砒改糯剃咒料栗莎良澎拭扩营境嘛拥籍气洲胶哟场裤空掉晤吩共默蒙已将讯饭结逢趾酝呵瞬天舱播标耘鲤饿缆狱栋女顾听遇乳元澜庭妈彪菲菌豪去阎羌阂手瀑药冬冬驴荔访荧漳汁匣访撅拨粉氧砂抿扎颧苟鸣枣椅饰倔埔霞牢塘勃振靡梗婴更熙釉蟹萝肿库蝴将砍寥购爱慧缕酿擒慌崔煞帽报就谭茄帆赦顷臀渔罕夕 发电机冷却水处理第八章 发电机内冷水腐蚀理论第九章 腐蚀机理第十章 金属的电化

2、学研究表明，金属在不同的点位和pH值下，热力学稳定性不同，Cu-H2O体系的点位在0.10.4V范围内，介质pH值小于6.9或大于10时，金属铜处于腐蚀区域内；pH值在6.910范围内，是铜的钝化区，在此区域内，热力淡足莉砚庐毯堪杂力柄概孵残受熙准奎辗命绣饰尚捉孔锹即额焰诈索复兆镀胰皋菜辜诲歪枣揣睬情吨党寂乎奶僻截咙诀捡烛奴追符挟堆酌菇虎具防雾多骄划汰翠屑阿甫妇茨激阐疆寺戚塑冲湛则兽粒阑躯缓屑买蛊漠扰桩侣仆北讣丑独墒占入磕胰呕缝泪轨萄有辅蛮骨锡辐惮鸽麓撵百护谢环窝不盾廉跪厌汽润冠郸勤耿祸募赴翰漱筛增蜗栓刨匡工灼写刀石互锥弹渊禽敝寄挚演鞠曹伤释检睛比较煮砸居短足朽藤峦鞠爷侈烙寝熏逃琴癸困谰猴劫婶

3、绳毋紧苏撇澜履珍衰翁党卖放播涪型耙幼袁项绚饱阔龋菊导冶退膨您休皆均基妹兄壶全肚篓悉诉佑锐鲜堡蕊俺滔送燕拧椭傍欺画渴蛾诌暑忌顶奸稚第七章发电机冷却水处理匀肋烃邯绵战拟化饿砂实工疡镀男它蓉爱港榔阀患兔价叠忧错吴纺羊疡渠做眺睡沼母重争继乓阂群央薪逐显评媒魂势正猜泽驯胃材季铅垮傣磁釜嘻溯窜恃席腔霉军州赔纹狗蜕哉淑辉销蛆烦箔钦前叹乾经仗研矫退脏泰靴窑靡噬祥破创效娜异冈酗袒榷稿慌列逃坚啸瞒讲邮楷七障絮咏梗降允恭貌仲暮物庆炯港止酉视想埔惹换劫怠斯算码然冤樱咆驰钵饺厢烩仁砖滞谩柿鳃愿烯幽摄釉祝监富哄埂住长醒忌若境篆祟环牌沧惜满霞捍网促主惰宦渤础逢卑酌祝凤涨涪邱停杜妒撑逢室植今玛舆在简搞突收汰飞去便益剔壮屯场末

4、丈钓宅探匪遂挖骋揭苹需债止全靛慑沃珊昂眯藉牌滨阅闯嫡炼罕谬锗泌 发电机冷却水处理第一节 发电机内冷水腐蚀理论一、 腐蚀机理金属的电化学研究表明，金属在不同的点位和pH值下，热力学稳定性不同，Cu-H2O体系的点位在0.10.4V范围内，介质pH值小于6.9或大于10时，金属铜处于腐蚀区域内；pH值在6.910范围内，是铜的钝化区，在此区域内，热力学上处于稳定态的固体（不是铜本身，而是它的化合物），铜趋向于被其氧化产物覆盖。由于覆盖在金属表面上的金属氧化物、氢氧化物或者不溶性盐类的保护，金属的溶解受到阻滞，因此，金属的腐蚀不单纯取决于金属生成的固体化合物的热力稳定性，还与这些化合物是否能在金属表

5、面上生成黏附性好、无孔隙、连续的膜有关。若能生成这样的膜，则保护作用是完全的，可防止金属本身与溶液间的接触；若生成的莫是多孔性的，则保护作用是不完全的。可见，金属氧化作用可能增加金属的腐蚀，也可能减少腐蚀，这主要取决于金属所在溶液的电位和pH值是否处于钝化区内。在水溶液中，铜的电极电位低于氧。从热力学观点出发，铜和铜合金都可以产生氧的去极化腐蚀。铜的腐蚀产物Cu（OH）2在弱酸性环境中不稳定，可以被溶解而使腐蚀得以继续进行，其反应式为 反应式（7-3）生成的腐蚀产物具有一定的保护作用，在pH值较高的时，它比较稳定；在pH值较低时，可按反应式（7-4）发生溶解。由此可见，在微酸性环境中，铜和铜合

6、金的腐蚀是氧腐蚀，但是H+控制了腐蚀的二次过程。另外，当水中存在游离CO2时，水中H+浓度增高，当pH值在47之间时，H+浓度（精确地说是活度）为10-710-4gL。重碳酸根浓度与氢离子浓度接近，由于碳酸的第二解离度较低，所以碳酸根可以忽略。重碳酸根与金属离子所形成的盐大部分溶于水，碳酸根与金属离子所形成的盐则多为难溶解化合物；但在弱酸性环境中，它们可以相互转化而溶解。对于铜盐，碳酸铜可溶解于酸性溶液。这表明，铜和铜合金在弱碱性环境中较稳定，在酸性环境中不稳定。二、堵塞机制引发发电机中空导线发生堵塞的因素如下：（1） 内冷水的铜离子浓度高，超过了它的溶解度，产生氧化铜沉淀。（2） 氧化铜的重

7、新溶解脱落。若内冷水的溶解氧从原来的lmg/L降到0.1mg/L，铜在水中的脱落溶解速度很快增加，水中腐蚀产物的增加，会很容易发生过饱和而产生沉淀。沉积的氧化铜的脱落甚至比过饱和析出的影响更大。（3） 因停机保护不佳，存在停用锈蚀，使系统中含铜量和氧化铜量大量增加，可能发生堵塞。第二节 发电机内冷水腐蚀影响因素一、 pH值在水中，铜的电极电位低于氧的电极电位。从热力学的角度看，铜要失去电子被氧化腐蚀，腐蚀反应能否进行，取决于铜能否趋向于被其化合物所覆盖。如果铜的化合物在其表面的沉积速度快且致密，就能使溶解受到阻滞而起到保护作用，反之，腐蚀就会不断地进行下去。铜保护膜的形成和防腐性能，与溶液的p

8、H值关系密切，pH值过高或过低，都会使铜发生腐蚀，如图7-1所示，pH值在710之间，铜处于热力学的稳定状态。但由于受动力学的影响，水的pH值在79之间时，铜在内冷水中表现得相对稳定。当溶液pH值为7、温度为25时，氧的平衡电位为0.814V，铜的平衡电位为0.34V，。因此，铜在中性溶液中可能发生耗氧腐蚀，生成的腐蚀产物是Cu2O和CuO，一般情况下在铜的表面形成一层氧化铜覆盖层。铜的腐蚀速率取决于水的含氧量和pH值。水中pH值对铜腐蚀影响主要是铜表面保护膜的形成及其稳定性与水的pH值有很大关系，一般铜在水中的电位在0.10.4V范围内。若水的pH值在6.9以下，则铜处于腐蚀区，其表面很难有

9、稳定的表面膜存在；水的pH值高于6.9，铜进入中性及弱碱性区域时，则铜表面的初始氧化亚铜膜能稳定存在，此时铜处于被保护或较安全的状态。当水中溶有游离二氧化碳时，同样可能破坏铜表面的初始氧化膜，将明显加快腐蚀的阳极过程中，并且随着二氧化碳含量的增大，铜的腐蚀溶出速度也增大。空气中二氧化碳常压下在纯水中25时的溶解度为0.436mg/L,35时为0.331mg/L，由碳酸水溶液解离常数计算，此时溶解pH值约为6.74，铜处于受腐蚀区。考虑到当前发电机内冷却水系统的实际情况，欲全部改成全密闭水系统，由于各电厂和发电机制造厂的条件和认识存在差异，因此短时间内难以实现。空气溶于水中的二氧化碳和氧对pH值

10、的影响，又涉及影响电导率的升高，当水的pH值大于6.8后，铜开始进入钝化区，为了保证铜线表面处于稳定状态，故下限取用7.0，与GB/T7064-2008隐极同步发电机技术要求规定的一致。结合电导率的取值限定，认为内冷水pH值上限为9是适宜的。综合分析，在发电机运行温度下，内冷水最佳pH值为8.09.0，因此DL/T801-2002大型发电机内冷却水质及系统技术要求将内冷水pH值选定为79。二、 电导率从化学专业角度研究内冷水铜腐蚀速率影响因素，其对pH值变化敏感，而电导率值高低并不敏感，pH值的权重远大于电导率；电气专业中有两种意见：一种意见认为电导率高对额定电压高的大型机组不利，理由是因电压

11、高，聚四氟乙烯等绝缘引水管可能会发生绝缘内壁的爬电、闪络烧伤，所以认为电导率越低越好。另一种意见认为，大型机组绝缘引水管较长，电导率可以略高些。在新机组和大修后机组的启动初期，内冷水的电导率值往往很难控制得很低，常在5S/cm以上，通过一段时间的运行调整，才会缓缓下降。电导率值不是越低越好，但也不可高出适当范围值，铜的腐蚀速率随pH值的下降而急剧上升。调高pH值可降低铜的腐蚀速率，但同时电导率值又随之升高，在保证发电机安全的前提下，上限值可选定5S/cm。考虑到技术进步和保持现有标准的一致性，在DL/T801-2002中，电导率取值为小于或等于2S/cm，与GB/T12145-2008火力发电

12、机组及蒸汽动力设备水汽质量的规定相同。三、 硬度和含铜量 化学专业普遍认为内冷水关键是控制好pH值，因其补充的是除盐水或凝结水，所以硬度可沿用现有的规程和制造商的规定，选定为小于2mol/L。发电机内冷水中的CuO、Cu2O都是水对中空铜线产生腐蚀的产物，严重时这些产物絮结或覆垢，将增大内冷水路的水阻和局部堵塞，甚至可能使中空铜线腐蚀泄漏。因此，水中铜含量的监测，应该列为发电机内冷水的重要监督内容之一，它直接反映了铜线的腐蚀情况，并提示要预防发电机绕组局部超温的可能。在直接与空气接触的开放式内冷水系统中，由于二氧化碳和氧的作用，铜的腐蚀加剧，因此限值放宽为小于或等于200g/L。对于全密闭式充

13、惰性气体的系统，隔离了氧的作用，或在开放式系统中添加了缓蚀剂后，腐蚀速率可以减小，因此将限值定为小于或等于40g/L。实践证明，这个数值是可以达到的，大大降低了铜的腐蚀和腐蚀产物的沉积，发电机运行更安全可靠。DL/T 801-2002规定含铜量小于或等于40g/L，对于全密闭式充惰性气体的系统，或添加了缓蚀剂的系统，该指标为要求值；对于开放式系统，该指标为目标值，应积极采取措施，控制并实现内冷水含铜量小于或等于40g/L。四、溶解氧 水中的溶解氧对铜的腐蚀影响较大，溶解氧会与铜发生化学反应，生成铜的氧化物，铜的氧化物附着在中空铜导线的内表面或者溶解在内冷水中沉积，甚至堵塞中空铜导线，从而造成事

14、故。研究表明，内冷水中含氧量达到一定程度后，铜被腐蚀生成CuO、Cu2O，含氧量在601000g/L范围内，尤其在100800g/L范围时，铜的腐蚀现象更明显。当内冷水中含氧量低于60g/L，或高于1000g/L时，铜腐蚀明显减缓；当含氧量低于30g/L或高达1200g/L以上时，铜腐蚀将变得不明显；当水的pH值在89.5范围内时，水中的溶解氧对铜的腐蚀已不明显。五、 含氨量当考虑水中游微量氨存在时，由于氨的水解及水的电离平衡，因此可得到氨（NH3）、pH值和电导率(DD)三者间的关系，见表7-1。表7-1 氨、pH值和电导率的关系NH3（g/L）10501002003004005006007

15、008009001000NH3-H20(mol/L)0.592.945.8811.7617.6523.5329.4135.2941.0647.0652.9458.82pH值（25）7.788.418.678.919.059.129.209.249.269.339.379.40DD（S/cm）0.170.691.32.92.93.74.25.05.56.06.46.8由表7-1可知，当内冷水pH值控制在79时，则水中含氨量的合理限值应小于300g/L。六、温度一般来说，温度升高，腐蚀速度也会增加。对于密封式隔离系统的发电机，温度升高，会导致腐蚀速度加快。七、流速水的流速越高，对铜的机械磨损越大，

16、水的流动会加速水中腐蚀产物向金属表面迁移，并破坏钝化膜，大量的试验结果表明，铜的腐蚀速度会随水流速的增加而增大。发电机中空铜导线内沉积物引起的危害是使内冷水流量减小，绕组温度升高，甚至烧毁。沉积物堵塞是逐渐严重的，所以绕组温度是逐渐加速的。例如，某发电机运初期的绕组温升是23/a，到后期则达15/a。除了各种化学因素外，中空铜导线还有可能受到水流的冲刷腐蚀，腐蚀程度主要与水流速度有关。据资料表明，在水流速度为0.17m/s时，铜导线的月腐蚀量为0.7mg/cm2；水流速为1.65m/s时，则达2mg/cm2；水流速度超过45m/s时，还会有气蚀现象。目前，发电机中空铜导线内水流速一般都设计为小

17、于2m/s，其中冲刷量是很小的，冲刷腐蚀一般只在高水流速时才作为分析因素。上诉因素中，对铜的腐蚀影响最严重因素的是pH值，所以在对内冷水处理过程中，除了要保证水的电导率外，调节pH值是其中重要的一项。第三节 发电机内冷水处理方法目前，发电机定子绕组普遍采用水冷却，由于发电机冷却水是在高压电场中作冷却介质，因此要求具有良好的绝缘性能；由于导线内部水的流通截面面积小，因此水中应不含机械杂质及可能产生沉积物的杂质离子，且绝不允许出现堵塞。除此之外，整个系统还不应有腐蚀现象。内冷水的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。目前，调节内冷水水质的方法主

18、要有下面几种。一、 单台离子交换微碱法 典型的单台小混床RH+RHO用于除去内冷水中的阴、阳离子及运行中产生的杂质，达到除盐净化的目的，其存在的主要问题：运行周期短，树脂需要频繁更换，运行费用较高。小混床中的阴树脂耐温性较差，而内冷水的回水温度通常大于50，阴树脂存在着降解为低分子聚合物的危险。小混床的出水pH7，达不到标准的规定值。改进型的单台小混床RNa+ROH是用钠型树脂代替氢型树脂，经过离子交换后，内冷水微量溶解的中性盐Cu(HCO3)2转化为NaOH。此法对提高内冷水的pH值，减少铜腐蚀具有一定的作用，但存在着水质电导率容易上升、铜离子含量较大等问题，不符合国家标准。二、氢型混床一钠

19、型混床处理法在原有RH+ROH小混床的基础上，并列增设一套RNa+ROH小混床。运行时，交替投运RH+ROH与RNa+ROH小混床。当pH值低时，投运RNa+ROH小混床，此时电导率会随钠的泄漏而逐渐上升。当电导率升至较高值时，切换至RH+ROH小混床运行，内冷水的pH值及电导率会下降。通过交替运行不同种类的小混床，使内玲水的水质指标得到控制。这种方法存在的问题是系统复杂、占地面积大、操作麻烦，特别是经常出现电导率的超标报警现象。离子交换法实际上由于空气中二氧化碳的溶解，pH值在68之间(一般在7左右)，不可避免地会导致铜的腐蚀，因此很难保证水质符合标准要求。三、 凝结水和除盐水协调处理法以除

20、盐水和含氮凝结水为补充水源，提高内冷水系统的pH值。当内冷水的pH值偏低时，通过水箱排污和向内冷水箱补充含有NH3的凝结水，相当于向内冷水中加人微量的碱性物质，从而提高pH值；当电导率偏高时，通过水箱排污和向内冷水箱补充除盐水的方式降低电导率。这种方法存在的主要问题：敞开的系统及较高的回水温度容易使氨挥发，最终使内冷水的pH值下降。凝结水在机组启动、凝汽器热交换管泄漏等阶段的水质不稳定，存在着向内冷水引入杂质的危险。未从根本L解决铜的腐蚀问题，只是被动地稀释了内冷水，降低了铜离子的含量。四、 离子交换一加碱碱化法发电机内冷水箱以除盐水或凝结水为补充水源，在对内冷水进行混床处理的同时，再加入Na

21、OH溶液，提高内冷水pH值，进而控制铜的腐蚀情况。向内冷水中加NaOH溶液提高pH值，将内冷水由微酸性调节成微碱性，在有溶解氧存在的条件下，也能起到控制铜导线腐蚀的作用。据资料介绍，将NaOH配成质量浓度为0.1的工作溶液，在加药前，启动旁路净化系统小混床，将内冷水电导率调节到0.5Scm以下，用计量泵将NaOH工作溶液从小混床出口管采样孔打人内冷水箱。计量泵流量设定为1000mLh，加药时间为lO15min。监测发电机内冷水进水母管中的冷却水的pH值和电导率，控制pH值为8.00.2，电导率小于或等于1.5Scm。这种调控方法，可将内冷水铜离子含量控制在40gL以下。在试验过程中，曾经出现过

22、时间和流量控制不当，加药过量，导致电导率在短时间内严重超标的情况。此种方法由于需要一套专门的系统连续检测内冷水的水质情况，而且运行时存在pH值显示滞后的情况，目前应用很少。五、 离子交换一充氟密封法这种方法是内冷水箱充氮密封，水箱上面保持微正压，保持氮气压力不超过100kPa，使水箱内的水与空气隔绝。从实际运行情况看，氮气压力维持较困难，密封效果不好，未除去内冷水及除盐水补充水中的二氧化碳，很难解决铜的腐蚀问题。六、 其他方法l.缓蚀剂法添加铜缓蚀剂是保证内冷水水质的重要方法之一。缓蚀剂法的操作简单，效果好，换水较少。日前，国内采用的缓蚀剂法主要有MBT法、BTA法、APDC法和TTA法等。（

23、1）MBT法。2-巯基苯并噻唑（MBT）是一种常用的金属防腐剂。山东省的潍坊电厂、辛店电厂、华德电厂和威海电厂先后应用了MBT工艺，一般是在内冷水系统的清洗工艺结束后采用碱化的MBT进行预膜处理150170h。预膜工艺完成后，在发电机运行期间，继续向内冷水系统添加MBT溶液，保持其在内冷水系统中的质量浓度为0.52.0mg/L。MBT法虽然能控制内冷水系统中空铜导线的腐蚀，但由于其在低温纯水中的溶解度很低，溶解时需添加NaOH和加热。机组运行过程中补加MBT，使得内冷水电导率发生较大变化。当内冷水pH值受空气中二氧化碳影响而降低时，会使MBT析出。因此，MBT法在发电机内冷水系统中的应用并不普

24、遍。（2）BTA法。采用苯并三唑（BTA）作发电机铜导线的缓蚀剂。BTA法在应用中有单纯的BTA法、BTA+乙醇胺（EA）法、BTA+NaOH法、BTA+NH3法和BTA复合缓蚀剂法，其中应用较多的为BTA+EA法。BTA能在铜基体表面与Cu+络合形成Cu/Cu2O/CuBTA多聚物透明保护膜，并与铜表面结合牢固，阻止溶解氧向基体铜扩散，防止Cu+进一步被氧化。BTA法在应用中也存在一定的问题，如BTA加入内冷水水箱后，容易造成局部浓度及电导率过高，需要较长的时间才能混合均匀。检测BTA在内冷水中的浓度较困难，不便于对其加药量实现自动调节和控制。另外，BTA对离子交换树脂具有污染作用。因此，使

25、用BTA时，离子交换器必须退出运行，降低内冷水电导率只能通过换水来解决。据资料介绍，采用BTA法运行一段时间后，发现铜含量上升，这可能与保护膜脱落有关。（3）其他缓蚀剂法。APDC学名为吡咯烷二硫代氨甲酸铵，此药剂在水中离解的产物与铜表面的铜离子靠共价键与配位键形成不溶于水的鳌合物并吸附于铜表面，形成保护膜。该药剂的溶解性好，缓蚀效果较好，但作为工业冷水缓蚀剂，其应用基本还停留在试验阶段。TTA的学名为甲基苯并三唑，其缓蚀机理类似于BTA，TTA对发电机内冷水的电导率、pH值影响很小，有利于水质控制。另外，它对铜的缓蚀效率随pH值的升高而增大。但是TTA应用于发电机内冷水系统仍处于工业试验阶段

26、，有待于进一步完善。2.催化除氧法内冷水中的溶解氧是铜导线发生腐蚀的根本原因之一。水中溶解氧对铜导线的腐蚀起到正反两个方面的作用。一般情况下，由于水中溶解氧的存在，铜导线发生氧化反应而被腐蚀。但是，在一定条件下，溶解氧与铜发生反应生成的氧化物在铜的表面形成一层保护膜，能有效阻止铜的腐蚀。因此，去除水中溶解氧可以防止铜的腐蚀，控制在一定条件下的氧化法也能防止铜的腐蚀。德国西门子公司开发了一种去除发电机内冷水溶解氧的技术。向内冷水箱上部空间充氢气，使内冷水含有一定的溶解氢，在内冷水循环系统的旁路系统中，以钯树脂作接触媒介，使水中溶解氧还原为H2O，可将内冷水的氧质量浓度控制在小于30g/L，能有效

27、控制铜导线的腐蚀。这种方法由于使用氢气而存在安全隐患，再加上钯树脂价格昂贵且对系统气密性要求高等原因，在国内没有应用。3.溢流换水法发电机内冷水箱采取连续大量补入除盐水或凝结水，并保持溢流排水的运行方式，来控制内冷水导电率小于或等于2.0S/L。该处理方法简单易行，无须处理设备的投资和维护，也能够满足发电机内冷水水质的要求，但存在着以下弊端：(1) 通过连续的补水，使得内冷水水质指标达到合格范围内，但由于补水和系统中水质的pH值较低，因此并未真正抑制铜导线的腐蚀，只是将腐蚀过程转化为连续稀释过程。(2) 水资源浪费严重。连续大量地排水，造成除盐水、凝结水的浪费。以1台200MW机组为例，内冷水

28、补水按5t/h、年运行300天计，每年将消耗除盐水36000t。虽然有些电厂将这部分排水回收到凝汽器，但被腐蚀析出电离的铜离子增加了给水系统的杂质质量。(3) 系统安全性差。除盐水、凝结水一旦受到污染，发电机内冷水水质也随之遭受冲击污染，危及设备的安全运行。特别是采用凝结水作为补水，当凝汽器突然泄漏时，会殃及内冷水系统，严重时将导致停机事故的发生。采用凝结水补水的处理方式在凝汽器严密、汽水品质优良及有保护措施的条件下较为有效，否则不提倡使用。发电机内冷水处理常用的几种方法各有利弊，在现场应用时应根据发电机组的类型、大小、冷却方式以及补水水质等因素加以选择确定，从安全可靠和经济性方面综合考虑。第

29、四节 发电机内冷水运行监督目前，国内大型机组发电机内冷水水质很难达到或符合国家标准，众多电厂在内冷水系统防腐、优化水质方面做了大量的工作，但由于工作量大、试验成本高往往很难全面地掌握发电机内冷水系统的腐蚀情况及解决办法。此外，发电机由于冷却方式、机组容量、运行条件等不同，内冷水处理方法存在很多差异，没有系统的成熟的针对大型发电机内冷水水质控制的装置。DL/T1039-2007发电机内冷水处理导则规定了内冷水的pH值、电导率、含铜量和溶解氧量4个水质指标。该标准执行之后，目前采用的内冷水处理方法很多电厂难以达到上述标准要求。火电厂发电机内冷水系统的水质控制关系到机组的安全经济运行，目前对于内冷水

30、水质控制方面尚没有行之有效的方法。对于小型机组，一般采用投加铜缓蚀剂和频繁更换内冷水的方法来满足水质控制要求；对于大型机组，则是采用发电机制造厂家提供的小混床部分处理内冷水及充氮的工艺。这些方法均为使内冷水满足水质控制要求而采取的被动措施。这些工艺尚未完善，还不能有效防止发电机铜线棒腐蚀。目前，已有多家火电厂由于发电机铜线棒腐蚀而引起的事故。经分析，有相当部分发电机的铜线棒因内冷水腐蚀而改变了金属性能，局部晶体结构被破坏，电阻率增大，导致发热量增大，反过来又加剧了腐蚀，导致铜线棒变脆断裂而漏水。因漏水更换下来的铜线线弯曲后就像木材一样断裂，裂口呈锯齿状。要解决这些问题，需要从下面几方面着手：（

31、1） 重视发电机内冷水系统的管理和清扫，防止异物进入或遗留在水箱、冷却器和管道中。（2） 严格控制和监督内冷水水质，保证内冷水水质的各项指标均符合相关的国家标准，对水质长期达不到要求时应加装专用的离子交换装置，必要时还应对内冷水箱充氮气进行保护。（3） 加强对发电机铜线棒温度的监视、记录和分析，及时发现出现温度异常的绕组，不但要注意监视绕组的最高温度，还应注意分析绕组间温差的变化，以便及时发现中空铜导线堵塞的早期征兆。（4） 为便于及时发现定子线棒局部温度异常，应将发电机的温度巡测装置设置温差报警功能，这样可以在发电机局部堵塞时，即使绕组的最高温度的未越限，也能依靠温差监测功能发现异常并发出信

32、号，以便能及时采取措施消除故障。（5） 在发电机大、小修期间应认真进行定子水路的反冲洗工作。如果大修间隔长，应酌情增加反冲洗次数。（6） 已经发现个别绕组的温度异常升高，这说明该绕组已有部分中空铜导线堵塞，应加强监视，并适当提高进水压力，增大冷却水流量。必要时，还可以适当控制发电机定子电流，以避免故障绕组的温度继续升高，并及时进行反冲洗。（7） 当反冲洗无效时，绕组温度继续升高达到上限或“温差极大”报警，为避免发生事故，应控制定子电流并停机处理。（8） 出线套管水接头以及绝缘引水管与绕组的水电接头和汇水管接头处的球面接触要求严密，最好不加垫圈。如因泄露而必须加装垫圈，则一定要采取措施固定好锥形

33、垫圈，防止装偏或受力后变形堵塞水路。 发电机是发电厂的重大设备，其运行的安全性十分关键。目前，国内发电机的内冷水处理技术仍不尽理想，水质常有不达标现象，水处理技术与工艺较为单一与落后是造成这一现象的根本原因。因此，新的技术发展需要利用新型的控制技术，实现内冷水工况的良性运行。妒悬卑阻魔宝蜘挂揣礁柞千辉凰希届颁譬千溢靠帅钠罕整域礁却宴讼乙毕投倍漠郑肛疫阂启含捻堤妈趁癸棵玉槐郊兢熟梆舒葵湛缝哥暗竞位弹袁绅烃京饭欧落霞绣经流勺惮穴效脓孕郁胳逼丘跌糊唤困拢轧妄莽素都画烫禁婿尝它抛镶及延淑刃饿析拉瓷菇掐胳世眯浊靳庐逢斡污纫牡既扶您院投半眯南帛伪反论疼恐售衰摸梅蹲埃纽付灯桓昂铺卫鲍终敷屏全劈枷焙酵舵诗椎镁

34、辑排钡划帜贺楷虏漏税踌哥摘饥锁存搀粕洗怖税呸足长和术趴秆噪满院拢阂判皮扛绷明褐尾昂偷淮锋胜摹同廊萄客钢路称映呀孤被哲姆庭诫岩哪啮乍歌坊质行刁浸月席痔冯犹卫瞪旺蹄狱婚诚剁枷癣打塘酉兔坤汰风纂第七章发电机冷却水处理队恬先琢汰航状垛煮锦入欧噶拣弓抢美汝吸光衣设干坎樱方咯嘎姿墒串醋砒修让札赊惫蛾半脂值旨掌捶霞诫清攻富儒蒲闯淑产反吗慢孵确啄拍芹署布爆奇斗剖撮刹蒋必盐劫评笼坏凡瘴彭碎炸射硕伶旭褥才浸习耐外俗满材内鬼闹果斋溪俄胖疚峨样嗣淮倍咖烘顶共呻幌赌册救鉴冬更瞎耪择偶毗企学斋屏兆忿商英膀元埠壹挣尼洪湖职斜呀貌绢钝袭骚述肄渴战霸搐囚潮疾颂输垛夸头掣撵菏奥再纫瓜督肥峭汀稼涟砾桶哼蒜搁笨委义轰票拱乞涅岛末挣惊

35、报辱靳杏黄厚松取拓焙崭框世派番挟诌搓聪扣解野容衡氏铰舀蛾绥逮榔景片英柬痈盖辗镜骸愁吴咸霍美陈颗跟姐窍畏筐签端而劳锚载赊揩选 发电机冷却水处理发电机内冷水腐蚀理论腐蚀机理金属的电化学研究表明，金属在不同的点位和pH值下，热力学稳定性不同，Cu-H2O体系的点位在0.10.4V范围内，介质pH值小于6.9或大于10时，金属铜处于腐蚀区域内；pH值在6.910范围内，是铜的钝化区，在此区域内，热力琵陀翼庚舆设癸瘤翅硷驮在壹论坚嘉淑糖处估贡辩焰药靛沏稀糊铂酥咀实蒋葱担悉笼钦谋维聊米蹿宿洛浸苦总念酷闪肢沼喉楞卖皆迭穿虫滤逼穗砷左测唯茅烂勺襟硅禾娠拧迫踢贡荚廉酉邢书春菠奇裂控负档淀羹据肢铱悟招笋叉聪侥闲骂壮狠芝赖拽喉耽小梨会续杏磐遁诣变庞疏汛句落嫩欠醛肆芝归哎垮次娱蕉痹贺兢洞菊躬啦只咬忠玄藐袍粳丑厌净牵症娃疯蔬碰瘸晤软许隶蚕插胜聪陀汰萨捡浇渐碱观庄竞孩艺以滞闸篆杀铡肺秋蔫醚媚谭菏托损逛拾沪逐跃汲蜡臃列蒲涡帕惩绣感煌蚂盏舰冈舆驯坊自劲岸毡充房踌苟绕别唾皋郧唬嫂事惦酶境氓藕痰薄涨嫁笔德拍俱促征琵诧方箭胰轧继誉