【干货】发电机内冷水处理机理与技术综述-第3页-北极星水处理网

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2.发电机内冷水处理技术

从原理上，内冷水处理技术可以分为5类：缓蚀剂法、换水法、普通小混床法、碱性处理法和氧含量控制法。

2.1 缓蚀剂法

铜缓蚀剂可以与水中的铜离子发生络合反应，生成保护膜覆盖在铜表面，从而减缓铜的腐蚀，常用的缓蚀剂有2-疏基苯并噻唑(MBT)、苯并三氮唑(BTA)、甲基苯并三唑(TTA)及其他复合缓蚀剂。内冷水加入缓蚀剂存在浓度检测困难、电导率和Cu2+易超标、铜导线堵塞等风险，1998年某厂1台使用BTA处理的发电机曾发生铜导线堵塞烧毁的事故，现在大型机组已很少使用此方法。最新电力标准DL/T 801—2010《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》中明确指出不推荐对内冷却水添加缓蚀剂以调控水质。

2.2 换水法

向发电机内冷水箱连续补入大量凝结水或除盐水同时排掉溢流水，使内冷水的电导率和离子含量合格。当补水为除盐水时，弱酸性并含有溶解氧的除盐水会加速铜导线的腐蚀。当补水为凝结水时，凝结水中含有氨，可以升高内冷水pH，抑制铜导线腐蚀，但凝汽器发生泄漏或水质变化将引起内冷水水质恶化，因此不利于发电机的安全。除此之外，连续排水的水量损耗很大，不够经济。

2.3 普通小混床法

将部分内冷水通过装有氢型树脂(RH)和氢氧型树脂(ROH)的混床，以除去杂质离子，降低电导率和Cu2+含量。由于混床出水缓冲性能差，空气中CO2漏入后出水呈酸性，会加速铜导线的腐蚀。某电厂采用H-OH型旁路小混床，冷却水pH大多在5.3~6.3范围内，铜导线腐蚀严重，水中Cu2+有时高达1 000 μg/L。可以看出这种处理方法无法满足内冷水水质要求。

2.4 简化处理法

碱化处理是通过向内冷水中添加碱化剂提高pH来达到减缓铜腐蚀的目的。根据碱化剂加入方式的不同，可以分为直接加碱法和离子交换微碱化法，前者是将配好的NaOH或氨水通过加药泵加入系统，后者是通过离子交换树脂将NaOH缓慢释放。内冷水中添加的碱化剂包括NaOH和氨，由于Na+对电导率的贡献小于NH4+，因此在同一pH下，NaOH溶液比氨溶液电导率低[9]，在敞开系统中，高温下氨的溢出会造成pH的波动，从这两方面看用NaOH比氨更合适。

2.4.1 直接加碱法

(1)凝结水调配法。这种方法是将凝结水精处理出口加氨和未加氨的水进行调配，通过电脑智能配比控制其pH在8.5左右，然后对内冷水箱进行补水，溢流水排入凝汽器与凝结水一起进入凝结水精处理系统进行处理。国内多台机组使用该方法后，内冷水pH、电导率和含铜量均能达到国家标准。由于该方法使用凝结水作为补水，因此存在凝结水泄漏使内冷水水质恶化的隐患，将溢出水回收至凝结水精处理系统，铜腐蚀产物可能会污染锅炉给水系统。

(2)小混床加碱碱化法。混床可以除去水中的杂质和离子，加碱可以提高内冷水的pH，因此让内冷水通过装有氢型树脂(RH)和氢氧型树脂(ROH)的混床，再向出水中加入NaOH或氨溶液调节pH可以保证电导率和pH合格。某厂1 000 MW机组内冷水水质长期不合格，改造后使用该方法，系统出水pH为8.0~9.0，电导率为1.0~2.0 μS/cm，Cu2+在10 μg/L以下。这种方法需要严格控制运行指标，并且对设备的可靠性要求很高，否则将可能造成pH和电导率的突然增高，威胁机组的安全。

(3)EDI加碱碱化法。由于双水内冷机组的密闭性不好，漏入的空气量非常大，内冷水甚至是空气的过饱和溶液，通过小混床加碱碱化法处理，小混床的运行周期很短，树脂将很快失效，为此裴峰等提出了一种电除盐技术(EDI)加碱的内冷水处理方法。运行时，加入0.2% NaOH溶液维持内冷水的pH在7.60~7.80，当系统电导率升高到设定值后，启动EDI，运行一定时间待电导率降到某一值后，停运EDI，当电导率再次升高到上限值时，重新启动EDI，如此循环。与混床相比，EDI的运行周期几乎是无限的，其只消耗电能，不需要酸或碱对树脂进行再生，所以无酸碱废水排放，更加环保。EDI还具有调节能力强的特点，可以通过调节投运时间来控制水质。

2.4.2 例子交换微碱化法

这种方法的特点是在混床中加入Na型树脂，利用水中阳离子与Na型树脂的反应将NaOH缓慢释放出来，降低了直接加碱存在的pH、电导率易超标的风险。

原标题：发电机内冷水处理机理与技术综述

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