摘要：目前国内外大、中型发电机内冷水处理方式很多，但都存在一定的缺点和不足。发电机组是电厂的核心设备之一，其设备性能的好坏直接关系到电厂的安全性和经济性，发电机定子冷却水质好坏直接影响机组安全运行，通过实施碱化装置技改来改进发电机定子冷却水的水质控制方案，对提升发电机组的设备可靠性有着重要意义。本文以云冈热电公司为例，针对发电机定子冷却水质控制要求，探讨了机组正常运行期间的水处理方式以及定子冷却水控制方案的优化改进及技术创新应用。
Abstract：At present，there are many internal cooling water treatment methods for large and medium-sized generators at home and abroad，but there are some shortcomings and deficiencies.Generator set is one of the core equipments in power plant.The performance of generator set is directly related to the safety and economy of power plant.The cooling water quality of generator stator directly affects the safe operation of generator set.The water quality control scheme of generator stator cooling water is improved by implementing technical renovation of alkalization device and the setting of generator set is upgraded.Reliability is of great importance.Taking Yungang Thermal Power Co.as an example，this paper discusses the water treatment mode during normal operation of generator stator cooling water，the optimization and improvement of stator cooling water control scheme and the application of technological innovation.
关键词：定子冷却水，碱化装置，优化改进
Key words：stator cooling water，alkalization unit，optimization and improvement
1概述
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，定子空心铜导线腐蚀和绝缘引水管堵塞，是导致定子冷却水控制流量下降故障的主要因素，也是水内冷汽轮发电机长期运行后普遍存在的问题。
云冈热电公司1号机组汽轮机是汽轮机厂有限责任公司制造的220MW级发电机组，发电机采用水-氢-氢冷却方式，发电机定子冷却水系统由定子水箱、定子冷却水泵、冷却器、过滤器、离子交换器以及管道和阀门组成的，机组布置2台定子冷却水泵，云冈热电1号机组的发电机定子冷却水系统设计上使用未除氧的除盐水作为补水，并且在系统中设有一台H-OH型小混床，将发电所需总水量的3％～5％冷却水进行净化处理处理，以降低系统正常运行期间水的电导率，使之保持在所要求的限值内。在系统设计上没有考虑其它的化学处理和控制手段。
1.1 问题的提出及背景原因
1号机组大修结束，机组启动后，化学监督人员取样分析发现 1GST001BA 的 Cu 含量有明显上升，最大到 27μg/L，比正常运行期间Cu 含量 5μg/L 左右高出很多，见图 1。同时，机组运行专工也发现，1GST 系统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，1GST 定子冷却水流量由正常运行的45吨降至只有 35t/h，而且呈缓慢下降趋势。8 月 1 日，停机小修，对定子线棒进行了反冲洗，效果不但不明显，而且下降趋势更大，到 9 月下旬，定子冷却水流量已接近停机限值，见图 2。
图 1 大修前后，1GST 系统 Cu 含量变化趋
图2 1#机组定子冷却水系统流量变化趋势
1 号机组出现定子冷却水流量异常下降缺陷后，通过现场验证和分析，认为与定子铜线棒的腐蚀产物有关，即腐蚀产物沉积引起线棒堵塞导致冷却水流量下降。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。
2.发电机定子冷却水的水质要求
《大型发电机内冷却水及其系统技术要求》中明确规定：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 DL/T801-2010关于发电机定子冷却水系统水质要求
pH
（25℃）电导率a
（25℃） μS/cm含铜量
μg /L溶氧量b
μg/L
8.0～9.00.4～2.0≤20——
7.0～9.0≤30
说明：1.将pH值由7升至8时，铜的腐蚀率可下降为1/6；由8升至8.5时，腐蚀率下降为1/15。
2.提高pH可采用Na型混床、补凝结水、精处理出水加氨、加NaOH等方式。
3.因泄漏和耐压试验需要，可临时将电导率降至0.4以下。
a为防止pH过低设定下限。
b 仅对pH<8时控制。
3.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。
3.1 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。缺点：氨含量高，补水对定子冷却水pH有较大影响，pH波动较大。
3.2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，很多电厂实施此方法，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。
3.3离子交换一加碱碱化法
该方法采用除盐水或凝结水作为内冷水水源，使用优级纯的氢氧化钠。配制成0.1%一0.5%的溶液作为碱化剂加在内冷水离子交换器的出口，在控制电导率不大于2.0μS／cm的条件下，调节pH值在8.0～9.0范围内。以云冈热电公司为例，4台机组定子冷却水系统在水质控制设计上均采用H—OH型小混床控制方式，补水为空气饱和的除盐水。虽然混床可以对系统水质连续小流量净化，达到净化水质的目的，但由于混床出水的pH一般在7.0以下，并且因为经空气饱和的补给水含有二氧化碳和氧气等溶解气体，这时的水对铜的腐蚀非常严重。通过铜线棒的腐蚀机理分析可以看出，影响定子冷却水系统腐蚀的参数主要为pH和溶解氧，而且当pH控制在8.0～9.0时，可以不考虑溶解氧的影响。
4 综合比较三种冷却水处理方式
通过对以上三种定子冷却水的处理方式的优缺点比较，并考虑控制定子冷却水的pH值是我们要考虑解决的主要问题，最终确定使用离子交换一加碱碱化法作为定子冷却水的处理方式。
4.1 增加碱化控制装置提高发电机定子冷却水pH值
对照新的标准（DL/T801-2010《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》），新标准将pH值由7.0升至8.0时，铜的腐蚀率可下降为1/6；由8.0升至8.5时，腐蚀率下降为1/15，这时可以忽略溶解氧的影响。因此，把定子冷却水pH值控制在8.0～9.0之间较为理想。由于秦二厂定子冷却水的pH比此标准的要求低得多，因此，非常有必要改进1号机定子冷却水系统水质控制方式，提高pH。经多次研究与结合系统状况，工艺特点和场地情况进行认真讨论分析，认为通过增加一套包含除盐装置和加碱装置以及配套监督仪表来改进1号机组的定子冷却水水质控制是合适的。通过这套碱化装置，可以实现提高pH，增加系统净化的灵活性以及对溶解氧连续监督等功能。
4.2 碱化控制装置特点
经过充分的调研和严谨的讨论分析，结合1号机组实际情况，推荐选用华北电力科学研究院有限责任公司研制的NLS-01型发电机内冷水优化装置。
该装置的主要特点是：能将系统出水pH值控制在8.0～9.0的范围内，此时内冷水系统的电导率一般能稳定在1.0～2.0μs/cm，符合DL/T801－2010要求，冷却水中的铜离子含量可维持在10μg/L以下，彻底解决发电机内冷水铜导线腐蚀问题。
4.3 碱化控制装置的控制与运行
根据电厂对安全的高标准要求，为了防止由于单一设备故障导致过量加药事件发生，要求在NLS-01型发电机内冷水优化处理装置原控制方式的基础上再增加了一项保护，对加药控制采用三重保护，以确保不发生由于设备单一故障等导致过量加药。
4.4 增加碱化装置后系统运行情况
今年年初对1GST增加碱化装置技术改造。机组启动后，投运碱化装置，截止2018年7月，碱化装置已连续运行半年多时间，系统运行稳定，1GST系统定子冷却水pH保持在8.5±0.1范围内，电导率保持在0.8~1.0μS/cm范围，铜含量降低到2.0ppb以下（见图3）。从定子冷却水系统运行情况及实验室分析数据看，实施增加碱化装置改造后，定子冷却水中的铜含量有明显下降，定子冷却水流量稳定，表明加碱装置对抑制铜腐蚀有较好效果，达到了预想要求。
图3 加碱装置改造前后指标对比
5.结论及其推广
发电机定子冷却水系统增加碱化控制装置后，发电机定子冷却水系统pH保持在8.5±0.1范围内，电导值保持在1.0μs/cm左右，铜含量降低到2.0ppb以下。从定子冷却水系统运行情况及实验室分析数据看，实施增加碱化装置改造后，定子冷却水中的铜含量明显下降，定子冷却水流量稳定，有效解决了1号汽轮发电机组发电机定子冷却水系统流量异常下降这一危及汽轮发电机组安全运行的重大隐患，使汽轮发电机组的可靠性得到进一步提高。现阶段云冈热电其余3台机组定子冷却水系统原设计均采用H—OH型小混床控制方式，pH一般在7.0以下，系统腐蚀风险较高。建议将定子冷却水系统增加碱化装置技改推广到其它机组。
参考文献：
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论文作者:夏晓磊
论文发表刊物:《电力设备》2018年第27期
论文发表时间:2019/3/13
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