發電機內冷水處理技術的探討
1發電機內冷水的水質要求
大中型發電機組設備普遍采用水-氫冷卻方式，發電機內冷水選用除鹽水或凝結水作冷卻介質。冷卻水的水質對保證發電機組設備的安全經濟運行是非常重要的。近年來隨著大容量、亞臨界、超臨界發電機組的投入運行，為了確保發電機組設備的安全運行，對發電機內冷水品質的要求越來越高，國標GB／T12145—1999《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》，對發電機內冷水質量標準有如下規定：
a)對雙水內冷和轉子獨立循環的發電機組，在25℃溫度下，冷卻水電導率不大于5μS／cm，銅的質量濃度不大于40μg／L，pH值大于6.8；
b)機組功率為200 MW以下時，發電機冷卻水的硬度(水中鈣和鎂陽離子的總濃度)不大于10μmol／L，機組功率為200 MW及以上時，發電機冷卻水的硬度不大于2μmol／L；
c)汽輪發電機定子繞組采用獨立密閉循環水系統時，其冷卻水的電導率小于2.0μS／cm。
2目前國內外發電機內冷水處理的方法及存在問題
為了改善發電機內冷水的水質，目前國內外發電機組普遍采取的防腐、凈化處理的方式主要有單純補充除鹽水或凝結水運行方式、內冷水加銅緩蝕劑法、小混床處理法和雙小混床處理法。這些方法在實際生產中難以解決內冷水中的電導率和pH值機內冷水的關鍵技術是解決現有小混床處理法中電導率、銅離子指標必須長期合格的問題，即發電機的內冷水pH不小于7.0，并穩定在7～8之間；解決小混床偏流、漏樹脂而導致出水p H值偏低引起循環系統酸性腐蝕問題；解決小混床樹脂交換容量小，機械強度低，易破碎問題；實現閉式循環系統及防止補水對循環內冷水產生受沖擊性污染問題，實現長周期穩定運行及免維護等功能。
3發電機內冷水超凈化處理的創新技術
西北電力試驗研究院研究開發的發電機內冷水超凈化處理技術，是在現有的小混床處理技術的基礎上，實現發電機內冷水處理技術的創新。
3.1系統總體設計創新
系統設計時，在小混床進、出入口處加裝樹脂捕捉器，確保在運行或停運狀態下，樹脂不會漏入發電機內；水箱增加呼吸組件，有效減少空氣中CO2對水質的污染，提高內冷水pH值；系統配置監測電導率和pH值的測量儀表。
3.2混床交換器內部結構創新
a)將混床的單室結構改造成雙室結構，即將交換器內的多孔板分隔成上下兩個室，孔上安裝不銹鋼水帽，上下兩室中填充特制離子交換樹脂，上、下兩室可以獨立再生和反洗，有效地解決了單室結構在反沖洗時，因上部失效樹脂混入下部未失效高再生的樹脂層中，影響出水水質的問題；
b)交換器進水安裝了布水裝置，使進水均勻分布，減少了水流沖擊而產生的偏流；
c)下部出水孔板均勻鉆孔，孔上加裝特制不銹鋼水帽，杜絕了漏樹脂的問題；
d)床內加裝樹脂攪拌噴嘴，利用壓力水或壓縮空氣從噴嘴噴射中產生的動力混合攪拌陰陽樹脂，使兩種樹脂在罐體內均勻混合，從而提高出水水質。
3.3采用特制的離子交換樹脂
采用特制的離子交換樹脂代替目前采用的普通型離子交換樹脂。這種特制的高強度離子交換樹脂是經水力分選、過篩、酸堿鹽和有機溶劑反復處理后，再經大劑量優級純試劑深度再生、檢驗等嚴格的工藝優選和處理后達到大幅度降低樹脂中的低聚合物含量而成的樹脂。這種優選特制樹脂機械強度高、顆粒均勻，經試驗測定，優選的陽離子樹脂交換容量比優選前提高一倍，陰離子樹脂交換容量比優選前提高近4倍，運行周期是小混床的4～6倍。
3.4運用實例
發電機內冷水超凈化處理技術在秦嶺發電廠220 MW機組和蒲城發電廠330 MW機組的應用中，總體性能和技術指標達到很好的效果，實現長周期免維護運行，安全可靠性高。改進后的超凈化處理裝置出水指標：實際運行中，電導率保持在0.06～0.1μS／cm之間，p H值在7～7.9之間。發電機內冷水水質指標：實際運行中，電導率在0.1～0.5μS／cm之間，p H值在7～7.9之間。根據科技查新資料顯示，該技術綜合性能指標已達到國際先進水平，填補了目前國內外大、中型發電機組不能同時滿足發電機內冷水電導率和p H值標準要求的技術空白。
4沙角A電廠和沙角C電廠發電機內冷水系統結構及運行狀況分析4.1沙角C電廠660 MW機組發電機內冷水系統結構及運行狀況
沙角C電廠660 MW機組發電機內冷水系統由內冷水箱、內冷水泵、冷卻裝置、過濾器和去離子小混床組成。發電機內冷水處理方法是將發電機閉式循環7%的內冷水(流量為8 m3／h)通過去離子器除去內冷水中的陰、陽離子，達到凈化內冷水水質的小混床處理方式。該系統原設計安裝存在如下缺陷：
a)去離子器為單室結構，內部結構簡單，存在偏流、漏樹脂問題；
b)去離子器填充的是進口IRN160陰陽混合樹脂，根據廠家提供的資料，IRN160樹脂運行一年左右更換，其工作交換容量較小，運行周期短，樹脂失效后須在體外再生，運行成本較高；
c)水箱內用于檢測漏氫的壓縮空氣中的CO2會污染內冷水水質，p H值降低；
d)系統監測手段不夠完善，沒有安裝p H值檢測儀表。
沙角C電廠發電機內冷水處理采用的是小混床方式，由于系統及內冷水處理系統存在上述設計安裝缺陷，從運行檢測數據可知，雖然發電機內冷水電導率基本能夠滿足國標和廠家規定要求，但發電機內冷水p H值長期處于不穩定狀態。2000年1月份沙角C電廠1號發電機內冷水pH值在8.06～8.64之間，2月份p H值在8.06～8.23之間，2001年6月份pH值在6.08～8.76之間(在運行中，2號發電機和3號發電機內冷水pH值也不穩定)，指標難以滿足國家標準要求，系統存在酸性腐蝕的安全隱患。4.2沙角A電廠200 MW機組發電機內冷水系統結構及運行狀況
沙角A電廠200 MW機組發電機內冷水發電機內冷水系統也由內冷水箱、內冷水泵、冷卻裝置、過濾器和離子交換陽床組成，但該系統的離子交換陽床只是處理補充的除鹽水，對于閉式循環的發電機內冷水無法得到處理，當內冷水電導率或pH值不合格時，通過排、補除鹽水方法，使內冷水電導率及p H值合格。系統設計安裝存在以下較嚴重的缺陷：
a)200 MW機組投產后，采用pH值較高(p H不小于8.5以上)的凝結水作內冷水補充水源，循環的發電機內冷水電導率一直較高，維持在4～6μS／cm之間。隨著GB／T12145—1999國標的實施，原來的標準規定內冷水電導率不大于5μS／cm，現改為電導率不大于2μS／c m。為了確保發電機內冷水水質，近兩年來采用了少加氨的除鹽水作內冷水補充水源，但電導率仍然處在2.5～3.5μS／cm的較高水平中。這種方式不但浪費排補的除鹽水，而且難于達到內冷水電導率不大于2μS／cm的國標要求。
b)離子交換陽床設置不合理，它不能起到處理、凈化循環內冷水的作用，實際上該離子交換陽床從未投入運行。
c)離子交換器結構簡單，內裝設普通型陽樹脂，樹脂易破碎，泄漏進入內冷水循環系統，造成內冷水水質污染。5改造發電機內冷水處理技術的建議5.1沙角C電廠發電機內冷水處理系統必需進行技術改造
目前沙角C電廠660 MW機組發電機內冷水電導率指標可以滿足標準要求，但p H值指標長期不穩定，存在酸性腐蝕的安全隱患。為確保發電機以下必要的技術改造，以滿足發電機內冷水水質指標要求：
a)將單室去離子床改成雙室去離子超凈化裝置，以提高去離子出水水質；
b)去離子床進、出口處加裝樹脂捕捉器，防止樹脂漏入循環系統；
c)水箱加裝CO2吸收組件，減少內冷水的污染；
d)系統加裝pH監測儀表，完善發電機內冷水中pH值的監測；
e)采用國產特制的陰、陽離子交換樹脂，使樹脂運行更換周期由1年延長至3年左右，以節約運行成本。5.2采用內冷水超凈化處理技術
沙角A電廠200 MW機組發電機內冷水的電導率一直達不到國標要求，存在著較嚴重的安全隱患。為確保200 MW機組發電機內冷水電導率不大于2μS／cm和p H值長期穩定在7.0～8.0之間的國標要求，節約排補時浪費的大量除鹽水，建議對內冷水系統采用內冷水超凈化處理技術進行改造，在發電機內冷水循環系統中加裝超凈化處理裝置，以截流內冷水循環總量約8%的內冷水進行去離子處理，取代目前的排補方式，取消補水系統中原有的陽離子交換器。即：
a)在發電機內冷水循環系統中加裝超凈化處理裝置，裝置進出口樹脂捕捉器；
b)水箱加裝CO2吸收組件；
c)發電機內冷水入口安裝在線電導率和在線p H測量儀，超凈化處理裝置出口安裝在線電導率測量表；
d)采用國產特制的陰、陽離子交換樹脂取代普通國產樹脂，以達到凈化內冷水水質，延長運行周期，節約運行成本的目的；
e)采用未加氨的除鹽水作內冷水補充水源。
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