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发电机内冷水系统改造及探讨 ---#5、6机加装微碱处理装置. 作者 邵俊彪 （山西神头发电有限公司 山西 朔州 036011） [摘要] 在发电机内冷水循环系统增加一套微碱化水处理装置，提高内冷水PH值，减少对发电机铜导线的腐蚀，降低铜含量，避免因发电机绝缘破坏、线棒超温而引发事故，提高机组的安全经济运行。 [关键词] 内冷水 改造 探讨 一．背景及概述： 1． 设备概述 1.1 我公司#5、6发电机组是1985年投产的苏制捷制200WM机组，发电机型号为THB—200—2A型，该发电机冷却方式为水氢氢冷，定子绕组水内冷，转子绕组氢内冷，铁芯为氢气表面冷却。发电机内冷水补水采用除盐水，一直以来，发电机内冷水合格率低，只有60%的合格率，主要是发电机内冷水补充水PH低，内冷水导电度超标，含铜量大于40μg/L。为了从源头上解决发电机内冷水指标超标的问题，在2006年9月，对除盐水箱装设了呼吸器，进水改为底部进水，使内冷水电导率由0.9—1.3μS/cm下降至0.5—0.8μS/cm，pH值由6．3提高到6.8～7.27之间，含铜量由80μg/L下降至60μg/L以下，使内冷水pH值合格率由40.3%提高到100%。，但发电机内冷水含铜量仍未达到合格指标， 为此，应选择适合的方案，对内冷水系统进行改造。 1. 2发电机内冷水质量监督指标 电导率：4μS/cm 含铜量：40μg/L PH： 7--9 1.3 DL/T 801－2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》 内冷水处理pH调控法水质指标 参数 pH值（25oC） 电导率（(S/cm）（25oC） 铜离子（(g/L） 控制值 7.0～9.0 ≤ 2.0 ≤ 40 注：双水内冷机组共用循环系统和转子独立冷却水系统的电导率（25oC）≤ 5.0(S/cm。 2、存在的问题及危害 目前#5、6发电机内冷水虽然在除盐水箱加装了呼吸器，但合格率仍然偏低，只有66.7%左右的合格率，主要是发电机内冷水补充水PH在6.8—7.2，含铜量在60μg/L。不符合DL/T 801－2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》。主要危害：发电机内冷PH偏低会直接对发电机空心铜导线产生腐蚀，导致内冷水含铜量大，同时铜导线的腐蚀和腐蚀产物的沉积又会堵塞通道，发电机因泄露电流超限，绝缘破坏，线棒堵塞导致线棒超温，直接影响机组的安全经济运行。 二、改造的可行性及特点： 1.改造方案依据 1.1 发电机内冷水处理的指标依据 发电机内冷水的水质，对发电机运行的安全性和经济性有重要影响，GB/T 12145－1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》、GB/T 7064－1996《透平型同步发电机技术要求》等2项国家标准，DL/T 561－1995《火力发电厂水汽化学监督导则》、DL/T 801－2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》等2项行业标准，对发电机内冷水的水质，都提出了具体的要求。 1.2 发电机内冷水处理的理论分析 根据有关文献资料中理论和试验表明，控制内冷水PH和溶解氧含量可以有效低控制对铜导线的腐蚀，将内冷水PH7.4以上时铜含量可控制在20(g/L以下 ，将内冷水PH7.6以上时铜含量可控制在100(g/L以下 ，故应对#5、6发电机内冷水PH应作进一步的处理，以提高内冷水PH值。 2.内冷水处理采用的方法比较 2.1 单床离子交换微碱化法 2.1.1 发电机内冷水箱以除盐水或凝结水为补充水源。 2.1.2发电机内冷水系统设置一台离子交换器，其进、出水宜设置电导率、pH在线检测仪表和取样管。 2.1.3离子交换器进水端设置除盐水进水管，用于树脂正洗；出水管安装树脂捕捉器，防止树脂漏入内冷水箱。 2.1.4 根据系统水质特性，离子交换器内装载由RH、RNa型和ROH型树脂配制的微碱化离子交换树脂。 2.1.5离子交换器投运前，用除盐水正洗树脂，出水电导率≤2μs/cm、pH值≤9时并入系统。 2.1.6 离子交换器正洗水和内冷水旁路处理水流量，宜控制在冷却水循环流量的1％～5％之间。 2.1.7离子交换器缓慢释放出的微量碱性物质进入内冷水箱，对内冷水实施微碱化处理，将内冷水的pH值调节到7.0～9.0范围之内，同时保持电导率不超过2.0(S/cm。 2.1.8交换器投运或退出运行时，应避免反向进水，防止破坏树脂层态分布，影响离子交换器出水水质。 2.2 离子交换-加碱碱化法 2.2.1 发电机内冷水箱以除盐水或凝结水为补充水源。 2.2.2发电机内冷水系统设置一台混合离子交换器。 2.2.3在离子交换器出口处设置碱化剂加药点。 2.2.4碱化剂采用优级纯氢氧化钠，用除盐水配制成0.1%～0.5%的溶液备用。 2.2.5采用计量