核电厂发电机定子冷却水处理技术探讨

杨挺 雷水雄 许兆洋

中核核电运行管理有限公司二厂

前言

近年来随着核电运行机组和装机容量的增加，频繁出现定子空心铜导线腐蚀和绝缘引水管堵塞，导致定子冷却水控制流量下降故障，如秦山二厂1号机组在108大修结束后，出现发电机定子冷却水流量下降以及定子进出口压差逐渐增大异常情况。检查发现定子冷却水系统的Cu含量有明显上升，最大到27ppb，比正常运行期间5ppb高很多，因不满足机组运行的要求引起停机。大亚湾核电厂也出现过同样的问题。可见，发电机定子冷却水系统的安全运行直接影响和威胁机组的安全稳定，因此，通常对定子冷却水系统水质控制要求如下：

1) 较低的电导率；

2) 减少杂质离子的进入和降低系统中的杂质；

3) 不发生发电机空心导线内沉积结垢，避免堵塞。

1 发电机定子冷却水的水质要求

2010 年，电力行业电机标准化技术委员会对《大型发电机内冷却水及其系统技术要求》进行升版，并于 2011 年 5 月 1 日起执行。新的标准明确规定：发电机内冷却水应采用除盐水或凝结水。当发现汽轮机凝汽器有循环水漏入时，内冷却水的补充水必须用除盐水。水质要求见表1。

表1 发电机内冷水水质控制标准[1]

从新标准 DL/T801-2010 可以看出，新的电力行业标准，更加突出对定子冷却水系统 pH 的控制。

2 定子冷却水处理方式

DL/T201-2010《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》关于发电机定子冷却水的控制参数为pH、电导率、Cu含量、溶解氧等，其中影响系统腐蚀的参数主要为pH和溶解氧。

2.1 注入碱液

注入碱液的方法安全可靠并被国外制造商作为标准方法，常见的注入碱液法为直接用含少量氨的凝结水给定子冷却水系统补水，达到提高定子冷却水系统pH目的。优点：方式简单易行，已在很多火电厂采用，田湾核电也采用此方式（注：田湾核电站正常运行期间凝结水精处理系统保持运行，氨含量相对较低，补水pH接近9.0）。缺点： CEX氨含量高，补水对定子冷却水pH有较大影响，pH波动较大。

2.2 离子交换一加碱碱化法

用除盐水作内冷水，在除盐床下游加入0.1%～1%的氢氧化钠溶液，以秦山二厂为例， 2012年4月增加了氢氧化钠加入装置，截至12月底，系统运行稳定，系统冷却水pH保持在8.5±0.2，电导率保持在1.0±0.2μs/cm范围内，铜含量从4.5ppb降到1.0ppb以下，定子冷却水碱化树脂床进口钠离子浓度维持在30ppb左右，床出口钠离子最高2.9ppb。但由于该方式是直接加入强电解质NaOH，对运行指标的控制和设备可靠性的要求都较高。

2.3 低氧控制方式

《透平型同步电机技术要求》（GB/T 7064—2008）附录D中规定：如果电机内冷水系统中含氢量（体积含量）超过2%，应加强对电机的监测；若超过10%应立即停机处理。这就要求，用氮气对定子冷却水箱顶部小流量连续吹扫或保持一定压力，这样既可保证含氢量不超标，也可使定子冷却水系统低氧含量满足标准。为保证水箱顶部氢气不超标（<2%），确保定子冷却水中溶解氧含量满足技术规范（≤30ppb），建议对水箱顶部采用氮气小流量（200L/h左右）连续吹扫，既保证水箱顶部氢气含量满足规范，也保证定子冷却水中溶解氧含量小于30ppb。同时，采用连续吹扫模式后，正常运行期间运行人员可以不必再进行定期吹扫，减少工作量。目前，秦山三期、大亚湾核电都已实施此方法，氢气控制在2%以下，定子冷却水溶解氧在10ppb以下。其缺点是增加氮气消耗量，增加生产成本。

3 定子冷却水系统化学清洗

腐蚀产物（主要是氧化铜/氧化亚铜）沉积引起阻塞也是常见问题。发电机空心导线内部结垢, 铜腐蚀产物在空心导线的内表面沉积, 如不及时处理, 可能导致发电机绕组严重损坏。最简便的方法是用水作正反冲洗，如果正反冲洗仍解决不了，唯一的办法只能考虑化学清洗。在国内不少电厂，包括核电厂都进行过化学清洗来消除缺陷，美国sanofore（评估专家Oscar所在电厂）2/3号机组都已经进行过两次化学清洗。

但是，由于空心铜导线的截面小, 其内壁结垢的总量又不是很明确, 洗下的垢物是否会在空心导线内造成堵塞, 这是我们不得不面对的巨大风险。制定化学清洗方案就必须充分考虑这些因素, 并尽可能把风险值控制到最低。国内某核电厂1#机组已连续化学清洗两次，效果不是很好，已决定不再化学清洗。

4 检修期间的保养

检修期间对发电机定子绕组线棒的保养非常重要，尤其沿海地区电厂，由于环境气候潮湿，盐分较高，如果不对其进行良好的保养，容易导致线棒氧化腐蚀。目前，所建核电厂大多处在沿海地区，许多电厂都已经推动检修期间汽轮发电机定子绕组的全程保养工作。主要方式如下：

1）补充除氧水：大修机组恢复前系统补水直接从相邻机组引除氧水,或采用膜除氧装置除氧，目前在大亚湾和秦山二厂都有应用。

2）干燥空气吹扫保养：干燥空气吹扫是在发电机排水结束后,从定子绕组冷却水的总进出口进行吹扫,除去内部残留积水，使相对湿度控制在3.7%左右，压力以不超过运行期间氢侧压力为准,避免造成线棒的挤压和损伤提高吹扫效率,吹扫方式可采用恒压直流式、恒压逆流式、脉冲吹扫式等方式,压力从低到高,气量由小到大,方向频繁切换,尽可能缩短空芯铜导线在潮湿环境下的暴露时间。

3）充氮气保养：定子回路检修结束后距离机组启动还有一段时间,在此期间保持系统密闭,充入高纯氮气维持一定正压进行保养,从而确保铜表面氧化物处于稳定的贫氧环境,避免运行期间生成的Cu2O保护膜转变为CuO,减轻因氧化物晶型转变而造成的氧化物剥落。

5 结束语

定子冷却水系统的腐蚀产物（主要是氧化铜/氧化亚铜）沉积引起阻塞是电厂常见问题，化学清洗只是一种补救措施。为了尽可能降低系统腐蚀，避免故障重复发生，我们建议对定子冷却水采用碱化+低氧控制方式，将其最优化，使定子冷却水系统水pH值提高至8～9，使水呈碱性，这样就有效地控制了沉淀形成，并将主回路水的氧含量保持在10μg/L～30μg/L，可避免转子绝缘管内形成导电层。此外，在定子冷却水系统停运或检修期间，实施发电机定子绕组的全程保养工作，尽可能降低发电机定子绕组的腐蚀风险，确保发电机组安全稳定运行。

[1]DL/T801—2010 大型发电机内冷却水质及系统技术要求.北京：中国电力出版社，2011

[2]喻亚.非大型发电机内冷却水质量管理与控制技术.湖北电力, 2005年12月 第29卷增刊

[3]刘斌,吴迪等.水内冷发电机定子线棒的停用保养.腐蚀科学与防护技术,2009年5月，第21卷第3期

[4]刘海青.发电机定子冷却水出入口压差异常原因及处理.东北电力技术,2010年第6期

[5]闻人勤.发电机内冷水铜导线腐蚀的原因及影响因素分析[J].华北电力技术,2003(3):15-17.

6]曾德勇.水内冷发电机冷却水系统的碱性运行及影响因素[J].中国电力,2001,34(6):24-27,34.