发电机定子线棒腐蚀的原因分析及防范措施探讨

贵宾会员zhuh提供----发电机定子线棒腐蚀的原因分析及防范措施

探讨

庹文群

（华能岳阳电厂 湖南岳阳 414002）

[摘 要] 对水冷式发电机空心铜导线的腐蚀因素进行了分析，就2008 年2 月～3 月对华能系统29 家电厂所采用的防腐

蚀措施的调查结果进行了分析比较，结合现场实践经验，提出了几种安全可行的防腐蚀措施。 [关键词] 发电机 定子线棒 腐蚀 防范措施 探讨

大型发电机的冷却方式有“水-氢-氢”、“水-水-氢”、“水-水-空” 三种，我国汽轮发电机组广泛采用“水-氢-氢”冷却方式，即定子绕组用水内冷，转子绕组用氢内冷，定子铁芯及其他部分用氢冷。水内冷发电机最大的问题就是铜导线的腐蚀，其危害一方面是引起冷却水中铜离子含量增加，使冷却水的电导率上升，从而导致发电机泄漏电流的增加，另一方面是腐蚀产物在空芯铜导线内的沉积，这有可能使空芯铜导线内部发生堵塞，从而导致铜导线的温度明显上升，甚至导致绝缘受损。根据对华能系统所属电厂采取的铜线棒防腐蚀措施及其水质状况的调查，结合我厂的实际情况，就发电机空心铜导线的腐蚀原因及其防范措施进行探讨。

1 铜的腐蚀机理

铜腐蚀的根本原因是冷却水中存在着溶解氧和溶解二氧化碳，此外在腐蚀过程中生成的二价铜离子对铜的腐蚀有加速作用。这一腐蚀过程的反应如下：

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发电机定子线棒腐蚀的影响因素

由Cu—H2O 体系电位—pH 平衡图可知，金属铜的热力学免蚀区与H2O 的热力学稳定区部分重叠，那么金属铜在H2O 中具有足够的稳定性，在无氧化剂或能与Cu 离子生成可溶性络合物的水溶液中，金属铜一般不发生腐蚀，金属铜处于免蚀区；但在有氧化剂的酸性溶液或强碱性条件下，金属铜处于腐蚀区；在中性或弱碱性条件下和有氧化剂存在时，金属铜表面形成的氧化物具有稳定性能对金属铜基体起到保护作用，从而使金属铜钝化。

铜在纯水中的腐蚀，并非随着水中氧的浓度成比例升高，而是先升高后下降，见图2。这主要是因为Cu2+、Cu+的氧化物有不同的溶解度，而含氧量会改变Cu2+和Cu+的比例。因此，水中含氧量改变，也会改变铜的溶解和析出。从溶解氧方面考虑降低铜线棒的腐蚀方法有：①采用贫氧运行方式，控制溶解氧浓度在较低水平（<30μg/L），达到防腐的目的，如：华能石洞口二厂就有非常成功的运行经验，系统充氮密封，维持含氧量小于20μg/L，内冷水小混床旁路处理水量仅占系统水量的3%左右，pH 值为7，而其含铜量小于5μg/L，电导率小于0.15μS/cm。②采用富氧运行方式，有些国家发展了通空气以降低铜的腐蚀工况，在我国邹县电厂首例运用，该方法在发电机正常运行中，不应加入空气，防止带入CO2，应向内冷水系统中加入纯氧，并应避免内冷水溶氧量在60－600μg/L 区间，防止腐蚀过快发生铜腐蚀产物脱落及二次沉积。后来证明这种方法并不可取实用，存在较大的风险。所以我国不提倡高氧运行方式。

2.2 二氧化碳的影响

二氧化碳对于冷却水系统的防腐是极为不利的。它主要有两方面的危害：其一，二氧化碳溶于水后使水的pH 降低，氧化铜的溶解度增大；其二，它可以参与化学反应，使铜的氧化腐蚀产物由Cu2O 转化为碱式碳酸铜，该物质的腐蚀产物在水流的冲刷下极易剥落。总之，二氧化碳破坏了初始氧化层的保护作用，使腐蚀继续进行下去，并且其腐蚀速度随溶解在水中的二氧化碳质量浓度的增大而增大。 2.3 pH 的影响

在水中，铜的电极电位低于氧的电极电位，从化学热力学的观点看，铜是能被氧化腐蚀的，腐蚀反应能否不断地进行下去，取决于腐蚀产物的性质，如果它在铜表面的沉积速度很快，而且又很致密，就起到了保护作用，即形成了所谓的保护膜；反之，腐蚀沉积物不能形成保护膜，腐蚀就会不断地进行下去。铜的氧化膜的形成和防腐性能，与溶液的pH 值关系密切，提高介质的pH 值，可降低氧化铜的溶解度，但过高的pH 值会使CuO 转变成Cu2O，使保

护膜溶解，实际上，在水中铜的自然腐蚀电位为0.2～0.3 V，对照poubix 电位—pH 图可知，pH＝7～10，铜处于最稳定状态，腐蚀速度较小。 2.4 温度的影响

一般地说，温度升高，腐蚀速度也会增加。对于密闭式隔离系统的发电机，温度升高，氧化作用加快，导致腐蚀加快；对于敞开系统的发电机，一方面温度升高使腐蚀加快，另一方面温度升高会使水中气体溶解度降低，减缓腐蚀；在敞开系统的发电机中，温度由30℃升到60℃时，腐

蚀逐渐加大；温度继续上升，腐蚀逐渐减小，形成一种所谓的“中间大，两头小”状态。 2.5 流速

冷却水的流动产生两方面的影响：

2.5.1 水的流速越高，机械磨损越大；另外，水的流速超过一定值时，还会产生气蚀现象。 2.5.2 水的流动会加速水中腐蚀性物质向金属表面迁移，并破坏钝化膜。大量的实验数据表明，铜的腐蚀速度会随流速的增大而增大。

3 调查情况

为了弄清不同处理方式对发电机定子线棒腐蚀的影响，2008 年2 月～3 月对华能系统29 家电厂的发电机冷却水的处理方式进行了调查，调研结果如表1 所示。

从调查情况看，对于发电机内冷水防腐的处理方法，多种多样，现就其各自的优劣分析如下。 3.1 中性水工况除氧防腐技术

在水箱内充入一定压力的惰性气体——氮气，使氧和二氧化碳不能进入系统内，对防止氧腐蚀和二氧化碳酸性腐蚀起到一定作用，它的条件是系统必须严密，使用脱氧脱碳水，并引入离子交换系统，实际运行状况，水质稳定优良，其含铜量小于5μg/L，电导率小于0.15μS/cm。 3.2 碱性水工况防腐技术

3.2.1 Na+H 型双混床旁路处理

使用Na 型混床(R-Na/R-OH) 和H 型混床(R-H/R-OH) 双混床并联运行的碱性运行方式，对部分内冷却水进行处理。当内冷却水pH 值偏低时，通过加大钠型混床的流量来提高pH 值；当内冷却水电导率偏高时，可通过加大氢型混床水流量来降低电导率。 这种运行方式虽然

具有调节灵活、无需加药、安全性好等优点，但也存在操作繁琐、结构复杂、占地较多等缺点，水质稳定性受两混床流量的制约。 3.2.2 Na+H 型单混床旁路处理

根据Na+H 型双混床处理的原理，将Na 型、H 型阳树脂和强碱

OH 型阴树脂装入同一离子交换器中，其树脂装载方式见图4。只通过 离子交换的方式就能使内冷却水中含有微量的氢氧化钠，达到pH、电 导率和含铜量同时合格的要求，采用这种处理方法，系统简单，占地 面积小，水质稳定优良，混床的运行周期也相对较长。某厂采用此技 术处理发电机内冷水后，防腐效果好，水质稳定，运行中不需任何调 整操作，发电机进口pH 值7.8～8.1、电导率（25℃）<0.3μS/cm、铜< 10μg/L，华能岳阳电厂的实践经验，在H－OH 混床（树脂装载量44 升）运行方式下的运行周期只有20～30 天，而改为Na+H 型运行后，

同样的树脂装载量下，运行周期提高到了七个月以上。

3.2.3 H－OH 混床旁路处理 + 碱处理法使用H－OH 型旁路小混床对部分内冷却水进行处理，以降低电导率和含铜量，通过加碱来提高pH值，此方法操作烦琐，系统复杂，加碱量控制的运行水平直接影响水质。 3.3 H－OH 混床旁路处理法

使用H－OH 型旁路小混床对部分内冷却水进行处理，以降低电导率和含铜量。采用此方法处理时，一般内冷却水的pH 值低于7.0，当水箱密封不严，水中溶有二氧化碳和氧气时，铜线棒的腐蚀较严重，同时混床运行的周期短，需经常更换离子交换树脂。某厂发电机定子冷却水系统正常流量44m3/h，定冷水净化装置设计流量1.08m3/h，除盐装置树脂量为：22 升H 型阳树脂和22 升OH 型阴树脂，其运行周期一般为20～30 天，pH 值大多为5.3～6.3，电导率大多为2.4～4.8μS/cm，铜含量平均为300～500μg/L，有时高达1000μg/L。 3.4 连续补水、连续排放方式

采用内冷水系统连续排放、连续补充（含氨）凝结水的方式。排放水量依据电导率和含铜量来确定，方法是从内冷水水箱上部溢流，从而达到降低水中含铜量的目的，这种方法是当内冷却水水质接近标准值时，用除盐水或凝结水或凝结水精处理出水对内冷却水进行部分或全部换水，操作简单，但实际上没有起到防腐作用，并且用水量大，不好控制各种指标；因需频繁换水运行，不仅工作量较大，若操作不当还可能影响发电机的安全运行，并且浪费了大量的除盐水或凝结水，再加上除盐水中含有大量的溶解氧和二氧化碳，凝结水中氨含量相对较高，易使铜线棒发生腐蚀。 3.5 添加缓蚀剂 某电厂采用了加MBT（2－硫基苯骈噻唑）的防腐处理方法。具体做法是：将MBT 溶于NaOH 溶液内制成母液，加入到内冷水箱，维持合适的MBT 质量浓度、电导率、pH 值，很明显，

这样会出现以下问题：因为MBT 不溶于水，要靠加NaOH 来溶解，必然会提高冷却水的电导率，内冷却水的pH 值和电导率难以同时合格、水质不稳定；其次，缓蚀剂和铜离子易发生络合反应，在线棒内产生沉积，影响发电机安全稳定运行。国内某电厂曾发生定子线棒烧毁事故后，用X 衍射仪对损坏线棒进行分析，发现垢中存在添加的缓蚀剂与铜离子络合产生的沉积物。

4 结论和建议

4.1 结论 综上所述，导致铜线棒腐蚀的根本原因是内冷水中存在溶解氧和溶解二氧化碳，最有效的防范措施是中性水工况除氧防腐技术和碱性水工况防腐技术，而碱性水工况防腐技术，又以Na+H 型单混床旁路处理更为理想。 4.2 建议

4.2.1 发电机在运行过程中，应在线连续监测内冷却水的电导率和pH 值，定期测量含铜量。 4.2.2 在线连续监测旁路处理装置出水电导率，掌握其运行状况，及时更换失效树脂。

4.2.3 加强发电机各个参数尤其是冷却水流量、温度的运行分析，及早发现问题，及时处理。 4.2.4 根据现场运行经验，采用碱性水工况防腐技术的最佳pH 值应控制在7.5～8.5 之间。 4.2.5 应加强机组停备用期间发电机内冷水系统的保养和水质监控，调查中发现绝大部分电厂机组运行时水质良好，但停运后水质严重超标，主要体现在含铜量方面。__

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