发电机定子冷却水水质控制技术分析

马庆柱，崔 涛，黄菊艳，孙 晶



发电机定子冷却水水质控制技术分析

马庆柱，崔 涛，黄菊艳，孙 晶

（中国石油集团电能有限公司油田热电厂，黑龙江 大庆 163314）

通过对某电厂4台发电机定冷水箱补水水源及定冷水处理方法的介绍、对发电机定冷水指标间相互关系的论述，对比分析了3种不同的水质处理手段（特种混床法、超净化+碱法和离子交换+充氮密封法）在现场的实际运用情况。指出了目前电厂存在着标准更新缓慢、水质处理方法选择不佳、仪表测量准确性不足、指标重视程度不够、定冷水系统运行维护和发电机停备用保护欠妥等方面的问题，从而造成了定冷水pH值和铜含量指标间断性不合格，排污、换水操作频繁，增大环保压力与经济损失的同时，也给发电机的安全运行带来了风险。本文可为今后电厂选择定冷水处理技术，制定相关维护措施提供参考。

发电机；空芯铜导线；定冷水系统；定冷水指标；水质处理方法；铜腐蚀

0 前言

某电厂4~7号发电机（3×200MW和1×300MW）均采用水-氢-氢冷却方式，其中，定冷水通过空芯铜导线对定子绕组进行冷却。4~6号机组定冷水补水为未加氨的除盐水；7号机组（300MW）定冷水补水为加氨后的除盐水。在4号、5号机组定冷水系统分别加装了均由A公司提供的ND/NLY-5-2型和ND/NL-5-2型定冷水净化装置；后在6号机组定冷水系统加装了由B公司提供的定冷水超净化装置；2013年在7号机组定冷水系统随机组建设配套安装了C公司的定冷水离子交换器。文章就定冷水指标控制问题进行了分析和讨论，可为企业选择水质处理技术，制定维护措施提供借鉴。

1 发电机铜腐蚀因素及其相互关系

为了同时保证发电机的绝缘水平和空芯铜导线的防腐性能，文献[1]~[3]规定：对于200MW及以上发电机定冷水水质要求电导率(25℃)0.4～2.0µS/cm、含铜量≤20µg/L、pH值(25℃)7.0～9.0且当pH值(25℃)7.0～8.0时，溶解氧≤30µg/L。然而，经过统计2年来的电厂监测数据，发现：现有的定冷水系统由于处理方法[4]选择不当、重视程度不高和系统维护不及时等方面的原因，水质指标合格率低。在定冷水系统长时间处于检修或者备用状态过程中，采取的保护措施不到位，也给发电机的安全运行带来了隐患。

1.1 发电机铜腐蚀的影响因素

定冷水含铜量升高，铜的腐蚀产物在空芯铜导线的弯角、缩口、转弯等处沉积，严重时造成局部堵塞，定冷水流量降低，引起线圈温度上涨，甚至造成发电机线圈烧毁事故[5,6]。

根据文献[1]可知：电导率在接近于2.0µS/cm、pH值在8.5左右，铜的腐蚀速率最低，而此时与溶解氧的浓度几乎无关。但在中性纯水中溶解氧对铜的腐蚀影响很大，只有溶解氧＞3000µg/L或＜30µg/L，铜的溶解度较低且趋于平稳。

另外，H2和CO2与定冷水接触后会使其电导率急剧增加。H2会还原铜离子形成金属铜并迁移、沉积在定子线圈的出水端；CO2含量高会造成电导率上升、pH值降低。可采取提高密闭性、添加除碳器、加装水封或通氮密封等措施来降低定冷水中CO2含量[7]。

1.2 因素间的相互关系

电导率体现出的是离子的含量，除盐水为定冷水补充水时，其值升高主要是CO2在水中形成碳酸根离子（CO2累积溶入量可用氢电导率CC来表征[8]）。电导率对发电机安全运行有双重影响。电导率＜0.4µS/cm，会制约pH上限值的控制，不利于铜防腐；电导率高超标严重时，聚四氟乙烯绝缘引水管会发生漏电、闪络烧伤等故障[9]。做绝缘试验时，我国发电机生产厂家一般要求电导率＜0.4µS/cm，国外有的要求＜0.2µS/cm，这与防止铜腐蚀产生矛盾。实际运行时，pH值升高，电导率跟着上涨；降低电导率，pH值随着下降，铜腐蚀加剧[10]。

pH值＜7.0，铜处于腐蚀区，铜含量升高，电导率增大。开放式定冷水系统pH值降低主要是定冷水吸收了CO2，受吸收CO2及铜腐蚀的影响，循环使用的定冷水如不加以更换或处理，其pH值将慢慢降低，铜含量及电导率会逐渐升高。

在接近中性范围内，溶解氧通常会加速铜的腐蚀。

2 某电厂4台发电机的定冷水处理方法

根据某电厂200MW机组定冷水溶解氧7130～7440µg/L、未加氨除盐水pH值为6.4～6.9富氧中性情况，在不做较大技术改造的情况下，发电机定冷水处理方法宜选择富氧碱性工况，其定冷水pH=8.5左右为最佳。并尽可能保持定冷水系统温度、温差、流量、流速、压差、电导率等指标平稳[11]，以利于提高铜表面多孔结构的CuO膜层的稳定性，降低定冷水中铜释放速率。在不能保证pH值＞8.0时，应谨慎选用定冷水箱通氮除氧等方法来改变系统中的溶解氧，以防向贫氧区过渡，出现腐蚀峰值，铜表面的单斜晶系CuO与立方晶系Cu2O相互转变时，氧化物摩尔体积的变化以及由此产生的晶变应力造成腐蚀产物脱落，引发铜含量上涨[12,13]。

2.1 特种混床法

2.1.1 特种混床+除氧法

如图1所示，4号发电机此种装置主要由特种混床处理单元、除氧处理单元、取样检测单元及相应管道阀门等组成。其工作原理为：定冷水（3%～5%）流经混床处理单元时，装置内部专用树脂稳定维持定冷水指标在标准范围内；定冷水流经除氧处理单元时，专用除氧催化填料使进入单元的微量H2充分与溶解氧化合成H2O，保证定冷水中溶解氧＜30µg/L。

整套装置就地有出口pH表和入口电导率表各1块，同时就地有出水取样点1处，取样间有1块电导率表。运行维护时，装置入口处流量计指示值应在发电机定冷水流量的3%～5%范围内。高于该范围，有可能导致出水电导率低于规定值；低于该范围，有可能导致出水电导率高于规定值。该型号特点：双塔、单元式结构；无动力设备，维护量小；树脂1～2年需再生一次；初次投入前要对特种离子交换器进行冲洗、排污；装置停运时须关闭氢气截止门。

由于4号发电机定冷水系统10余年来始终处于富氧工况运行，铜表面形成了致密的氧化膜，保护性很强，系统向贫氧工况转变时铜腐蚀速率减小效果不明显。加上定冷水系统密封不严，补入的未加氨的除盐水溶解氧极高且吸收有大量CO2，在不进行严密性改造、补水除氧、充氮密封等情况下，除氧单元很难将定冷水中的溶解氧降至＜30µg/L，溶解氧工况的转变有破坏氧化膜、增大铜含量的风险，同时又要考虑定冷水系统的停备用保护，故该装置的除氧单元未投入使用。

【英国《国际核工程》网站2018年10月2日报道】 俄罗斯核燃料产供集团(TVEL)主管科技工作的副总裁亚历山大·乌格尔耶莫夫2018年9月27日宣布，产供集团计划与俄罗斯原子能工业公司(Rosenergoatom)达成协议，近期在VVER-1000反应堆中对耐事故燃料元件进行辐照试验。但没有指明具体将对哪种耐事故燃料进行辐照试验。

从其水质运行情况看，电导率最大1.7µS/cm，最小0.48µS/cm，完全符合标准要求；pH值为7.73～9.0；铜含量一般情况＜10µg/L（注：统计数据为机组运行状态良好时，由HSE监督站人员查定，排除定冷水系统保护措施不到位等方面的情况，下同）。

图1 4号发电机定冷水净化装置示意

2.1.2 特种混床+空气净化法

如图2所示，5号发电机此种装置主要由特种混床处理单元、空气净化单元、仪表单元、取样检测单元及相应管道阀门等组成。其工作原理为：定冷水通过旁路（5%左右）流经混床处理单元时，装置内部专用树脂稳定维持定冷水指标在规定范围内；在定冷水箱上部安装空气净化设备（水箱呼吸系统），以阻止CO2气体进入，确保水质稳定。

图2 5号发电机定冷水净化装置示意

整套装置就地有定冷水箱pH表和装置进水电导率表各1块，取样间有1块电导率表。运行时，装置入口处流量计指示值应在发电机定冷水流量的5%左右。该装置特种混床与pH调节床并联运行，电导率高了可增加特种混床的流量，pH值低了可增加pH调节床的流量。该型号特点：双塔、单元式结构；无动力设备，维护量小；树脂1～2年需更换一次；初次投入前要对特种离子交换器进行冲洗、排污；每6～8个月更换水箱呼吸系统的CO2滤芯。实际上，因与4号发电机定冷水处理过程中除氧方面差不多的原因，空气净化设备未投入使用。

从其水质运行情况看，电导率最大1.5µS/cm，最小0.62µS/cm，完全满足标准要求；pH值为7.64～8.74；铜含量有时超标，最大25µg/L。

2.2 超净化+碱法

如图3所示，6号发电机此种装置整套设备全部采用不锈钢制造，不会在运行过程中生成腐蚀产物；所有垫圈采用聚四氟乙烯垫，长期运行不会腐蚀、老化和脱落。该方法是将一定浓度的NaOH溶液加在超净化装置出口。因系统密封不严和超净化装置对钠的交换吸附会造成pH值呈缓慢下降走势，pH值降为＜8.0时需重新加药。事实上，因电厂一直以pH值为7.0～9.0作为控制标准，该装置加碱功能未充分发挥。

整套装置就地有进、出口pH表和电导率表各1块，同时就地有进、出水取样点各1处，取样间有1块电导率表。从维护情况看，该法调节pH值较为迅捷，能将铜含量降得很低，树脂运行周期较长，可达1.5～2年。缺点：树脂接近失效时需做更换，运行维护时要定期配置碱液，对在线仪表检测的准确性和加药系统的稳定可靠性要求高。

从其水质运行情况看，电导率最大1.8µS/cm，最小0.1µS/cm，基本符合标准要求；pH值为7.22～8.89，受加药不及时影响，pH值有连续走低现象；铜含量总体＜20µg/L。

图3 6号发电机定冷水净化装置示意

2.3 离子交换+充氮密封法

如图4所示，7号发电机随机组建设配套此法，离子交换器内装填等比例的强酸、强碱树脂，用以除去腐蚀颗粒物和阴阳离子等，处理水量是定冷水量的5%～10%。其定冷水箱初始设计为采用充氮密封，水箱内氮气压力保持在0.014MPa，但该密封装置未投入使用。

整套装置就地有补水电导率表和定子进水电导率表各1块，取样间有电导率表和pH表各1块，值班室CRT画面有补水电导率、定冷水电导率和pH值显示。

从1年多来的定冷水控制指标监测情况看，电导率最大1.7µS/cm，最小0.5µS/cm，完全满足标准要求； pH值为6.44～8.86，且有间断性偏低现象；铜含量多有超标情况，最高为39µg/L。

图4 7号发电机定冷水净化装置示意

3 3种发电机定冷水处理方法的应用效果评价

按一段时间（2014年11月19日~2015年9月28日）的监督数据合格率[14]进行统计，结果见表1。可以得出，现有维护方式下（净化装置部分功能未充分发挥），3种净化方法的应用效果为：特种混床法优于超净化+碱法，超净化+碱法优于离子交换+充氮密封法；同为特种混床法，由于维护等方面的原因，在5号发电机上的应用效果要好于4号发电机。

表1 4~7号发电机定冷水指标占比情况 %

4 定冷水系统维护方面的问题及对策

发电机定冷水系统由于管理不善、运行水平不高、净化功能未充分发挥及水质处理不佳等原因，会出现净化装置树脂运行周期短，定冷水pH值低、铜含量高、电导率大（有时表现为树脂失效，需再生或者更换），频繁排污、换水等问题。增大净化装置负担、增加运行操作的繁琐性、增多检修与运行成本的同时，也引发铜腐蚀速率加快。

4.1 仪表测量准确性

随着pH值的升高，空芯铜导线的实际极化电阻值升高，铜表面逐渐形成较稳定的钝化保护膜，氧腐蚀减弱，降低了表层铜的氧腐蚀速率和由不稳定铜氧化物释放到定冷水中的铜含量；而随着CO2累积溶入量（即氢电导率CC）的升高，碳酸盐离子参与腐蚀影响，铜的实际极化电阻值降低，加快了铜的氧腐蚀速率。同时，CC高时，会导致定冷水中pH值在线测量不准确。一般来讲，应尽量保持定冷水中的CC在0.1µS/cm（对应CO2累积溶入量13µg/L）以下的较低等级[8]。

总体来说，定冷水系统密封性越好、换水次数越少、补水量越低，夏季运行时，定冷水温度会普遍较高（高于38℃）。这样，势必影响到在线表计测量电极的使用寿命；同时，也容易导致在线pH表、电导率表测定结果的不准确。所以，应加强监督站人员与化验站人员的横向沟通，时刻比照取样间和就地的在线表计，发现异常情况，及时予以解决。

4.2 定冷水系统运行维护

根据水质查定表单可知，由于电厂多年来一直以文献[15]（电导率(25℃)≤2.0µS/cm；pH值(25℃)7.0～9.0；铜离子≤40µg/L）作为维护定冷水的标准。同时，在2014年10月中旬以前，对定冷水指标重视程度不够，导致4台发电机定冷水pH值经常偏低，4~6号发电机定冷水铜含量严重超高，5号发电机定冷水铜含量多数在200µg/L以上，最高达到340µg/L，给发电机的安全运行带来了极大的风险。2014年10月中旬以后，电厂对4~6号发电机定冷水净化装置进行了外委维修。主要对设备进行了树脂补充、pH调节装置维修、仪表电极及水帽更换、布水系统和中排维修及设备整体调试等。从此后投用的效果看（见表1），定冷水水质基本上达到了旧标准的规定，但离新标准的要求还有一定的差距，需要做进一步的努力。

4.3 发电机停备用保护

从近2年的水质查定数据中，可以看出，电厂在机组备用期间，未能持续进行定冷水指标的查定工作；而在2014年4号、6号机组低氮燃烧器及脱硝改造的近5个月时间之后，以及在2015年5号机组脱硝改造的近5个月时间之后，相应的机组投运初期，发电机定冷水含铜量明显偏高，这是由于发电机停用保护不佳引发的。按照文献[16]规定：较长时间停用发电机定冷水系统时，应将内部存水放净，用干风吹干、充氮密封、压缩空气干燥等方法进行防护或采用湿法保护，将pH值提高至8.5～9.0。建议电厂今后根据机组备用、检修或技术改造的实际情况，重视并做好定冷水系统的相关工作，防止在此期间产生发电机铜腐蚀。

5 结论及提示

（1）新导则对定冷水的pH值、电导率、含铜量和溶解氧提出了更高的要求，定冷水水质不达标集中体现在pH值和铜含量上，且具有间断性的特点，说明电厂只要做好维护工作，定冷水指标提升还是有空间的。

（2）定冷水箱最初设计时充氮密封，但在实际应用中，难以正常投入。在敞开式的定冷水系统中，pH值很难稳定在较窄的碱性区间（8.5左右），除非有更先进的手段，如智能净化法。

（3）定冷水处理方法的选择应统筹考虑安全性、环保性、经济性、维护量和现场实际等方面的情况，装置投产后应积极有效地加强运行调整与控制，以最大限度地发挥装置的净化作用。

（4）现有维护方式下，超净化+碱法，尚有调节措施，容易使水质合格。特种混床+除氧法对pH值的调节能力弱，容易出现pH值偏低现象，其它指标正常。特种混床+空气净化法中两床的联合调节需要及时跟进。离子交换+充氮密封法，无调节pH值的能力，铜含量指标多有超标且充氮密封不投入，树脂失效快。

（5）水质查定工作应伴随着定冷水系统投停来进行，不因机组备用而中止；同时，电厂要根据机组检修或技术改造的实际情况，有针对性地加强定子线圈停用期间的保护工作。

（6）目前，国内的定冷水处理公司或火力发电企业多数将调控重点放在提高定冷水pH值上，很少对定冷水的溶解氧进行控制与监测，电厂的定冷水溶解氧处于＞7000µg/L的富氧状态，按照新导则pH值8.0～9.0的规定，在水质达标问题上，电厂尚需进行一定的努力。

（7）开放式系统使定冷水吸收有相当多的CO2，加上电厂补入的加氨或未加氨的除盐水有极高的溶解氧和大量的CO2，成为pH值降低的主要原因。

（8）定冷水箱充氮密封虽可阻挡O2和CO2，但它同时也降低了对水箱上部H2监测的灵敏度，氢气泄漏至定冷水系统的6号机组在进行密封改造时应该考虑到这一点，充氮时压力不能太高或采用水封密封。

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Analysis for the Control Technology of Generator Stator Cooling Water in a Power Plant

MA Qingzhu, CUI Tao, HUANG Juyan, SUN Jing

(Oil-field Thermal Power Plant, China Petroleum Eletric Energy Co., Ltd., Daqing 163314, China)

By introduction of the water supply of the stator cooling water tank and the stator cooling water’s treatment methods of 4 generators in a power plant, and disscussion of the relationship between stator cooling water’s indicators, the practical application of three different water treatment methods(special mixed bed, abnormal operation + alkaline and ion exchange + Nitrogen sealing method)is comparatively analyzed. Some problems are shown such as slow update of the standard, the improper selection of water dealing method, the inaccuracy of the instruments’ measuring results, insufficient a attention of the indexes, the defect of operation and maintenance of the stator cooling water system, improper protection of standstill and stand-by generators. These problems lead to inconsistently unqualified stator cooling water’s pH value and copper content, frequend water change and discharge operation, so the environment protection pressure and the economic losses are all increased, and risks are increased for the generator’s safe operation at the same time. This thesis provides a reference for the choice of future stator cooling water method and the development of relative maintenance measures in power plants.

generator; hollow copper conducting wire; inner cooling water system; inner cooling water’s index; water treatment method; copper corrosion

TM307+.3

A

1000-3983(2018)01-0053-06

2017-02-11

马庆柱（1971-），在职硕士，研究方向为热电厂生产过程中运行调控、组织与优化操作管理，高级工程师。