国内外发电机内冷水处理的方法及存在问题！
1、内冷却水的水质要求
大、中型发电机组一般采用水氢冷却，发电机内冷却水采用除盐水或凝结水作为冷却介质。冷却水的质量对保证发电机组的安全、经济运行十分重要。近年来，随着大容量、亚临界、超临界发电机组的投产，为保证发电机组设备的安全运行，对发电机内冷却水的质量要求越来越高。国家标准GB/-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定了发电机内冷却水的质量标准如下：
a) 对于双水内冷、独立转子循环的发电机组，在25℃时，冷却水电导率不应大于5μS/cm，铜质量浓度不应大于40μg/L，pH值应大于6.8；
b) 机组功率在200MW以下时，发电机冷却水硬度(水中钙、镁阳离子总浓度)不得超过10μmol/L;机组功率在200MW及以上时，发电机冷却水硬度不得超过2μmol/L;
c)当汽轮发电机定子绕组采用独立闭式循环水系统时，其冷却水的电导率小于2.0μS/cm。
2.国内外发电机冷却水处理现状及存在问题
为了提高发电机内冷却水的水质，国内外发电机普遍采用的防腐净化处理方法主要有单纯补充除盐水或凝结水运行方式、内冷却水铜腐蚀抑制剂法、小混床处理法及双小混床处理法。这些方法在实际生产中都难以解决内冷却水的电导率和pH值问题。内冷却水的关键技术是要解决现有小混床处理方法中电导率、铜离子指标必须长期合格，即发电机内冷却水pH值不低于7.0并稳定在7～8之间；解决小混床因偏流、树脂渗漏造成出水pH值偏低造成循环系统酸性腐蚀的问题；解决混床树脂交换容量小，机械强度低，易破碎的问题； 实现闭式循环系统，并通过补水防止循环内冷却水的冲击污染，实现长期稳定运行和免维护。
3. 发电机内冷却水超净化创新技术
西北电力测试所研发的发电机内冷却水超净化处理技术，是在现有的小混床处理技术基础上对发电机内冷却水处理技术的创新。
3.1 系统总体设计创新
系统设计时在小混床进出口加装树脂捕捉器，保证在发电机运行或停机时树脂不会漏入发电机内；在水箱中加装呼吸组件，有效减少空气中CO2对水质的污染，提高内部冷却水的pH值；系统配备测量仪表，对电导率、pH值进行监测。
3.2混床换热器内部结构的创新
a)混床由单室结构改造为双室结构，即把交换器内的多孔板分成上下两个室，孔上安装不锈钢水帽，上下室中装有特制的离子交换树脂。上下室可独立再生、反洗，有效解决了单室结构在反洗时上部失效树脂混入下部未失效树脂的问题。
高效再生树脂层存在影响出水水质的问题；
b) 在交换器进水口处安装布水装置，使布水均匀，减少水流冲击造成的偏差；
c) 下部出水板均匀钻孔，孔上安装专用不锈钢水帽，杜绝树脂泄露问题；
d)床层内安装树脂搅拌喷嘴，利用喷嘴喷出的压力水或压缩空气产生的动力，对正、负树脂进行混合搅拌，使两种树脂在池体内混合均匀，从而提高出水水质。
3.3 采用专用离子交换树脂
采用专用离子交换树脂替代目前使用的普通离子交换树脂。这种专用高强度离子交换树脂经水力分选、筛选，用酸、碱、盐及有机溶剂反复处理，再经过严格的工艺优化和大剂量高级纯试剂深度再生、检验等处理，使树脂中的低聚物含量大大降低。这种优选专用树脂机械强度高，颗粒均匀。经试验测量，优选阳树脂交换容量较优化前提高一倍，阴树脂交换容量较优化前提高近4倍，运行周期是小混床的4~6倍。
3.4 应用示例
发电机冷却水超净化处理技术整体性能及技术指标在秦岭电厂220MW机组、蒲城电厂330MW机组应用中取得了良好的效果，实现了长期免维护运行，安全可靠性高。改进后的超净化处理装置出水水质指标：实际运行中电导率维持在0.06～0.1μS/cm之间，pH值在7～7.9之间。发电机冷却水水质指标：实际运行中电导率维持在0.1～0.5μS/cm之间，pH值在7～7.9之间。据科技资料显示，该技术综合性能指标达到国际先进水平，填补了国内外大中型发电机不能同时满足发电机冷却水电导率、pH值标准要求的技术空白。
4 沙角A电厂、沙角C电厂发电机内冷却水系统结构及运行状况分析 4.1 沙角C电厂660MW机组发电机内冷却水系统结构及运行状况
沙角C电厂660MW发电机组内冷水系统由内冷水箱、内冷水泵、冷却装置、过滤器及去离子小混床组成。发电机内冷水处理方式是将发电机闭式循环的内冷水（流量为8m3/h）的7%通过去离子器，除去内冷水中的阴、阳离子，以小混床处理方式净化内冷水水质。该系统原设计安装存在以下缺陷：
a) 除盐器为单室结构，内部结构简单，可能产生偏流、树脂泄漏等问题；
b)除离子器内装的是进口阳-阳混合树脂，根据厂家提供的资料，运行一年后需更换树脂，其工作交换容量小，运行周期短，树脂失效后必须进行体外再生，运行费用高。
c)水箱内检测氢气泄漏所用的压缩空气中的CO2会污染内部冷却水质，降低pH值；
d)系统监控手段不完善，没有安装pH值检测仪器。
沙角C电厂发电机内冷却水处理采用小混床法，由于系统及内冷却水处理系统存在上述设计安装缺陷，从运行试验数据可以看出，发电机内冷却水电导率虽然基本能满足国标及厂家要求，但发电机内冷却水pH值长期不稳定。沙角C电厂1号发电机内冷却水pH值2000年1月在8.06～8.64之间，2月在8.06～8.23之间，2001年6月在6.08～8.76之间（运行过程中，2号、3号发电机内冷却水pH值也不稳定），各项指标难以达到国标要求，系统存在酸性腐蚀的安全隐患。 4.2沙角A电厂200MW机组发电机内冷却水系统结构及运行状况沙角A电厂200MW机组发电机内冷却水系统同样由内冷却水箱、内冷却水泵、冷却装置、过滤器、离子交换阳离子床组成，但该系统离子交换阳离子床只处理补充除盐水，不能处理闭环发电机内冷却水，当内冷却水电导率或pH值不合格时，通过排补除盐水的方式使内冷却水电导率和pH值合格。
该系统设计和安装存在以下严重缺陷：
a)200MW机组投运后，采用pH值较高的凝结水(pH不低于8.5)作为内冷却水补充水源。循环发电机内冷却水的电导率一直较高，维持在4～6μS/cm之间。随着GB/-1999国家标准的实施，原标准规定内冷却水电导率不得超过5μS/cm，现已改为电导率不大于2μS/cm。为保证发电机内冷却水水质，近两年一直采用含氨较少的除盐水作为内冷却水补充水源，但电导率仍然处于2.5～3.5μS/cm的高位。这种方式不仅浪费了排水、补充的除盐水，而且难以达到国家标准要求的内冷却水电导率不得超过2μS/cm。
b) 离子交换床设置不当，不能对循环冷却水进行处理或净化，事实上离子交换床从未投入运行。
c)离子交换器结构简单,配用普通阳离子树脂,树脂易破裂漏入内冷却水循环系统,造成内冷却水污染。5发电机内冷却水处理技术改造建议5.1沙角C电厂发电机内冷却水处理系统必须进行技术改造。
目前沙角C电厂660MW机组发电机内冷却水电导率指标能满足标准要求，但pH值指标长期不稳定，存在酸性腐蚀的安全隐患。为保证发电机满足发电机内冷却水水质指标要求，需对发电机进行以下必要的技术改造：
a) 将单室去离子床改为双室去离子超净化装置，提高去离子出水水质；
b) 在去离子床的进出口处安装树脂捕捉器，防止树脂泄漏到循环系统中；
c) 在水箱内安装CO2吸收组件，减少内部冷却水的污染；
d)系统配备pH值监测仪器，完善对发电机冷却水中pH值的监测；
e)采用国产专用阴、阳离子交换树脂，使树脂运行更换周期由1年延长到3年左右，节约运行费用。5.2采用内冷却水超净化处理技术
沙角A电厂200MW发电机组冷却水电导率已不符合国家标准要求，存在严重的安全隐患。为保证200MW发电机组冷却水电导率不大于2μS/cm、pH值长期稳定在国家标准7.0～8.0，节省排水、补水过程中浪费的大量除盐水，建议对冷却水系统进行冷却水超净化处理技术改造，在发电机冷却水循环系统加装超净化处理装置，截留总冷却水循环量的8%左右进行去离子处理，替代目前的排水、补水方式，并在补水系统中取消原有的阳离子交换器。即：
a) 发电机冷却水循环系统安装超净化处理装置并安装进、出口树脂捕集器;
b) 在水箱内安装CO2吸收组件；
c) 在发生器冷却水入口处安装在线电导率、在线pH值测量仪表，在超净化处理装置出口处安装在线电导率测量仪表；
d)采用国产专用阴、阳离子交换树脂替代国产普通树脂，净化内冷却水水质，延长运行周期，节省运行费用；
e) 采用不含氨的软化水作为内部冷却水补充水源。
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