1 概述
　　
　　发电机内冷水处理方法选择不合理时，很可能导致水质指标达不到标准要求，并且容易发生空心导线的堵塞或腐蚀，严重时会使线棒发热、甚至绝缘烧毁，导致事故停机。据1993～1995年不完全统计，全国300Mw及以上容量发电机发生发电机本体事故及故障53台次，其中发电机定子内冷水系统事故及故障29次，占54.7﹪；堵塞事故9台次，占17.0﹪。堵塞事故处理所需时间长，造成的经济损失巨大。通常单台机组事故处理时间长达上千小时，少发电量数亿千瓦。
　　
　　在1998年前，国内发电机内冷水处理主要以加缓蚀剂处理技术为主。自1998年华能岳阳电厂发生发电机绝缘烧毁事故以来，越来越多的电厂对发电机内冷水水质给予了高度重视。《关于防止电力生产重大事故的二十项重点要求》和《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》DL／T80l一2002的发布和实施，对发电机内冷水水质提出了更高的标准，加缓蚀剂处理方案已经不能满足新标准的要求。
　　
　　国内经过40余年的研究和探索，使内冷水处理技术得到了长足进展，出现了多种内冷水处理技术：加缓蚀剂处理法、小混床处理法、超净化处理法、H／OH混床+Na／OH混床交替处理法、加NaOH处理法、除氧法等等。
　　
　　2 国内内冷水处理技术的发展状况
　　
　　国内内冷水处理技术的发展历程，大致可以分为三个阶段：20世纪60年代开始的初步研究阶段、20世纪70年代形成的加药处理技术为主常规离子交换处理为辅的阶段和碱性离子交换处理技术为主阶段。
　　
　　2．1 初步研究阶段(1958--1976)
　　
　　1958年上海电机厂生产出了世界上第一台l2MW双水内冷发电机，自此开始了内冷水水质处理技术的试验研究。由于当时国外只有定子冷却水处理的经验，因此需要自行研究解决双水水质的处理技术和控制方法。
　　
　　在上海某调峰机组进行了最初的离子交换处理的尝试：离子交换柱采用塑料制成，取部分内冷水进行净化处理，内冷水的电导率和含铜量均有明显降低，取得了良好的效果。在当时环境下，生产部门虽然取得了很好的处理效果，但是在设计制造的落实上却遇到了困难，未能配备上这种装置。
　　
　　另一种处理方法是降低内冷水中的含氧量。在华北某电厂采用开放式运行系统，将凝汽器凝结水通过凝结水泵直接送人发电机水系统，通过发电机吸收热量后，直接送人除氧器。这样，由于凝结水的含氧量很低，又没有再循环，不可能有大量的氧漏人，便能保证内冷水的低含氧量。经过处理后，内冷水的含氧量和含铜量均很低。但采用此方法，发电机的运行就取于凝结水泵的状况，很不安全。
　　
　　限于当时的情况和诸多原因，这两种方法未能得以推广。只能靠加强排污，调节水质pH值和换水来维持内冷水的含铜量。操作和控制均很麻烦，除盐水损失也很大，而且每次停下吹管时，均会从中空导线中冲出大量黑棕色浑浊物。
　　
　　2．2 加药及常规离子交换处理阶段(1976—1998）
　　
　　2O世纪7O年代，山东中试所率先开始了内冷水添加缓蚀剂处理的研究。1976年率先在青岛电厂采用添加缓蚀剂处理方法，取得了良好的效果，从该机冷却器黄铜管腐蚀情况看，其腐蚀情况已接近停止状态。自此在国内逐渐开始了推广添加缓蚀剂处理技术。1981年3月在北京召开的“大型火电设备质量会”上以及1981年l2月中国电机工程学会在上海闵行召开的“电机水冷技术学术报告讨论会”上，上海电机厂将内冷水中添加MBT缓蚀剂作为防腐蚀措施提出。除了进口机组和一些技术引进机组采用国外设计的离子交换法处理运行方式外，添加缓蚀剂成了我国国产机组的主要处理技术，双水机组几乎100﹪采用加药处理。截至目前还有个别双水机组采用这种处理方法。
　　
　　在此过程中，发电机内冷水加缓蚀剂处理技术得到了深入研究。应用的药剂有MBT、BTA、复配三乙醇胺等等。内冷水采用缓蚀剂处理使水中铜离子含量得到明显降低，从开始的几百µgL，降至几十Ng／L。
　　
　　在此期间，内冷水相关的国家或行业标准中都有关于添加缓蚀剂处理时对应水质的内容。1985年的SD163-1985~火力发电厂水汽质量标准》中规定当不添加缓蚀剂时，内冷水质量应符合：电导率(25℃)≤5µS／em、铜≤200µg／L、pH(25℃)>7．6。添加缓蚀剂时，内冷水质量应符合：电导率(25℃)≤5µS／cm、铜≤40µg／L、pH(25℃)>6.8。GB12145-1989{火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》与上述指标相比，放宽了对电导率的要求，无论加缓蚀剂与否，规定电导率(25℃)≤10µS／cm。降低了不添加缓蚀剂时对pHt的要求，规定pH(25"C)>7．0。由此可见，在此期间，国家和行业从标准上明确了加药的合理性和有效性。
　　
　　调查发现，现有的大部分国产300MW机组及以上容量机组，在设备设计上配制了常规的离子交换处理设备，并且还设计氢气或氮气密封系统。但是常规离子交换设备处理内冷水存在以下问题：1)处理后的水质显弱酸性，导致空心导主t的腐蚀速率很高，有的电厂运行时甚至出现过铜>1.000µg／L的情况，几乎所有的处理指标达不到标准的要求；2)交换器体积小，树脂装填量少，运行周期短，需要频繁更换树脂。因此大部分电厂没有将设计配制的常规离子交换设备投入使用，纷纷改用加缓蚀剂处理。
　　
　　内冷水加缓蚀剂处理方式虽然能明显地降低水中的含铜量，但是存在很多不便，如水质波动、操作复杂、工作强度大，更严重的是容易发生线棒堵塞事故。1998年6月华能岳阳电厂1号发电机定子绝缘严重损坏事故发生之后，添加缓蚀剂处理的内冷水处理技术受到质疑。近年来又有多台采用加缓蚀剂处理的双水内冷机组发生了线棒过热的问题，进一步加强了专业人员对加缓蚀剂处理可能弓}起线棒堵塞的看法。
　　
　　西安热工研究院对华能岳阳发生过热的线棒中的沉积物进行分析，结果如下：线棒扁铜管直线段内表面的灰绿色垢为有机大分子螫合物；线棒两端并头套腐蚀产物为单质铜(即金属铜)、氧化亚铜、氧化铜和有机类物质，其中单质铜是主要成分，其他成分含量为氧化亚铜≥氧化铜≥有机物；垢中有机类物质应是铜缓蚀剂BTA与cu形成的螯合物和其他衍生物。2005年某发电厂7号机组发电机定子冷却水铜导线温升超标，对该导线内表面的沉积物和聚四氟绝缘连接管内表面沉积物分析，主要成分是以BTA为主的缓蚀剂与铜离子之间形成的络合物。该机组后改用超净化离子交换处理，在第一次更换树脂时，发现树脂中含有大量的黑色黏稠状物。以上事实可以证明，向内冷水中添加缓蚀剂处理是导致线棒堵塞的熏要原因之一。
　　
　　鉴于加缓蚀剂处理会导致线棒堵塞的弊端，国内开始了内冷水碱性离子交换处理的研究。
　　 　　2．3 碱性离子交换处理阶段(1998-)
　　
　　1998年后，国内先后出现了超净化处理法、H／OH混床+Na／OH混床交替处理法、加NaOH处理法等碱性离子交换处理方法。从此，内冷水处理技术进入了一个新的阶段。
　　
　　碱性离子交换技术就是通过离子交换处理使处理后水显碱性的调节方式处理后出水与未处理内冷水混合后，使发电机内冷水同时满足了《大型发电机内冷却水质及系统技术要求>DL／T801—2002中关于pH、电导率和含铜量的要求。
　　
　　该技术比加缓蚀剂处理有明显的技术优势。通过提高内冷水的pH值，使空心导线处于相对钝化状态，降低了铜的腐蚀速率。提高pH值后的内冷水与纯水相比，大大提高了水的缓冲能力。当内冷水由于某种原因受到空气污染时，空气中的CO2的少量溶人不会影响金属铜表面的钝化状态；并且碱性条件下，O2的污染对铜的腐蚀速率影响不明显。除此而外，超净化处理系统在工作的同时还起到了旁路过滤的作用，截留系统中原有的氧化铜颗粒和其他的腐蚀产物，减小了线棒堵塞的可能性。
　　
　　某电厂双水内冷机组以前采用加缓蚀剂处理，线棒出现了明显的发热。定子线棒两端温差在近两年来直缓慢上升，最高达到约14℃。为了防止烧毁线棒事故的发生，该厂原计划将发热线棒更换或将整台发电机线棒全部更换。采用超净化处理后，温差上升的趋势得到了遏制，并且温差逐渐降低。因此取消了线棒更换的计划，为电厂节约了大量的资金。
　　
　　由于碱性离子交换技术处理效果明显，在全国得到迅速推广，目前已经在百余台机组上得到应用。
　　
　　国内还出现了一种除氧+混床联合处理技术，通过降低内冷水的含氧量，减轻铜腐蚀速率。
　　
　　3 国外内冷水处理技术特点
　　
　　3．1 有相对完善的基础理论研究
　　
　　国外的研究机构对影响铜腐蚀速率的影响因素做过比较细致的基础理论研究。这些研究包括pH、溶解氧、温度等因素对铜的腐蚀速率影响等等。这些基础研究对了解铜的腐蚀规律和微观机理，对防腐蚀方法的选择有十分重要的作用。
　　
　　据了解，国内目前对内冷水腐蚀机理的认识大多是建立在国外研究成果的基础上，但是国内机组的设计、运行水平与国外技术水平有很大的差距，照搬其研究成果容易产生认识上的误区。例如，双水内冷机组是我国有自主知识产权的发电机冷却技术，该技术的一个缺陷是水质受空气污染严重，到目前为止，还没有
　　
　　很好的解决途径。而国外现有的双水内冷机组，从结构上与国内技术有明显的区别，内冷水密闭性很好，水质指标也远好于国内内冷水水质，因此其处理技术不适用于国内双水内冷机组。
　　
　　3．2 强调内冷水的精密过滤处理
　　
　　对国内进口机组的调研发现，大多数VN#I、机组内冷水处理的一个显著特点就是加装有精密过滤器。如北仑电厂内冷水处理系统设有互为备用的两台处理水量为100t／h的精密过滤器，对内冷水进行全流量精密过滤，过滤精度为3µm。并设有一台补充水小流量精密过滤器，过滤精度为3µm。离子交换采用普通H／OH型混床，以除去内冷水中杂质离子，降低水的电导率。采用该系统处理后，通常内冷水水质如下：电导率(25℃)≤0.5µS／cm、铜≤20µg,／L、pH(25℃)≤7.0，即pH未能满足《大型发电机内冷却水质及系统技术要求)DL／T801-2002的要求。
　　
　　3．3 除氧和加氧处理
　　
　　据资料介绍，国外有些机组都采用了除氧或加氧工况处理。其原理是：当内冷水中的溶解氧浓度≤4Oµg／L和≥1000µg／L时，铜的腐蚀速率都比较低。
　　
　　可用于内冷水除氧的方法有：钯树脂除氧和真空除氧。目前这两种技术在国外内冷水处理领域内都有采用。
　　
　　采用加氧处理技术的电厂很少，南非Koeberg电厂是其中一例。该厂内冷水采用氧气钢瓶供氧，使溶解氧高达4mg／L，pH为中性。但多年后意外地发生了空心导线堵塞的事故。
　　
　　国外Biblis核电站1200Mw的双水内冷机组的内冷水处理系统比较完善，其冷却水箱采用氢气密封，并装有钯树脂除氧器、精密过滤器和离子交换器。为了防止颗粒物质进入空心导线，在系统上主回路的轴泵后设置了75µm的精密过滤器，并在定、转子冷却水回路上分另别设置了5µn精密过滤器。达到了除氧、过滤、除氧的三重功效。经过处理后系统的水质达到如下指标：电导率(25℃)0．08～0.1lµS／cm；pH(25℃)6.9～7.2；含氧量1～5µg／L；含铜量1O～20µg／L。
　　
　　除此而外，国外电力研究机构如EPRI近些年来也开展了内冷水碱性处理的研究工作。在一些电厂采用了Na／OH型混床或加NaOH来达到提高内冷水pH的目的，收到了良好的处理效果。
　　
　　4 小结及建议
　　
　　(1)国内内冷水处理技术4O余年来经历了换水处加药和常规离子交换处理、碱性离子交换处理的发展过程，内冷水水质状况得到了很大的改善，水质合格率大大提高。
　　(2)国外内冷水技术有相对深入细致的基础理论研究，处理方法上侧重于精密过滤和除氧。近年来也开始了碱性工况处理的研究及应用。
　　(3)国内在减小发电机空心铜导线腐蚀科研方面，有必要进行一些基础性的理论研究，为处理技术的发展、控制方法的选择、相关标准的制定提供理论依据。
　　
　　责任编辑：尕刺