发电机内冷水水质异常分析及解决措施

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1、发电机内冷水水质异常分析及解决措施（广东省韶关粤江发电有限责任公司512132）摘要:木文介绍了发电机内冷水的作用，内冷水pH值与铜的腐蚀机理，内冷水水质控制标准，内冷水小混床处理方式，以及机组正常运行过程中水质异常时的处理思路以及针对故障原因提出解决措施。关键词：内冷水；腐蚀；相＜准；小混床；故障；解决措施一、概述发电机内冷水乂称发电机定子冷却水，简称内冷水。一般大型发电机常釆用双水内冷式，即发电机定子和转子全部采用水冷却，也有的是定子用水冷却，转子和铁芯釆用氢冷却的。发电机内冷水通常选用除盐水作为冷却水质，凝结水作为备用水源。除盐水纯度高，能够满足绝缘要求，但是pH值较低，一般在6.0〜6

2、.8之间，使得发电机定子线棒始终处于热力学不稳定区，根据CU-H20体系中的电位-pH平衡图可知：在此pH范围内，除盐水对系统有一定的侵蚀性，另据学术期刊介绍：铜、铁金属在水中遭受的腐蚀是随着水溶液pH值的降低而增大的。铜、铁在pH=8左右为腐蚀的钝化区，见图1。［1］凝结水的pH值高，能够一定程度的补偿内冷水的pH值，但是凝结水中的氨对铜具有非常明显的氨腐蚀,如果凝结水采用加氨处理的情况下就不适合作为内冷水的补充水源。由于内冷水的pH低，使水中含铜量及电导率均在高限，腐蚀产物还可能在线棒的通流部分沉积，引起局部过热，甚至造成局部堵死，影响发电机组的安全运行。运行过程中水冷器的泄漏以及水冷器投

3、运前未经冲洗或冲洗不彻底等都会使生水中的杂质进入内冷水系统，造成系统腐蚀和堵塞，内冷水的电导率过高，降低了发电机的绝缘性能，同样不利于发电机的安全运行。因此对发电机内冷水进行处理是十分必要的。二、发电机内冷水水质要求及质量标准2.1水质要求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冇循环水漏人吋，内冷却水的补充水必须用除盐水。［2］由于内冷水在高电压电场中作冷却介质，因此各项质量要求必须以保证发电机安全经济运行为前提。发电机内冷水水质应符合如下技术要求：a.有足够的绝缘性能（即较低的电导率），以防止发电机线圈的短路。b.对发电机铜导线和内冷水系统无腐蚀性。c.不允许发电机内冷水中的

4、杂质在空心导线内结垢，以免降低冷却效果，使发电机线圈超温，导致绝缘老化和失效。2.2质量标准根据GB/T12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》发电机定子空心铜导线冷却水水质控制标准的规定，如下表。［3］三、案例分析3.1发电机概述某电厂#2机组为660MW超超临界机组，发电机采用东方电气生产的型号为QFSN-660-2-22B，发电机采用水氢氢冷却方式，即定子线圈（定子引线）直接水冷，定子出线氢内冷，转子线圈直接氢冷（气隙取气方法），定子铁芯氢冷。3.2发电机内冷水处理方式概述发电机内冷水处理方式接近于超净化处理法，它是在小混床处理的基础上进行了改进。采用独特结构的双层床离

5、子交换器，内装有高交换容量的特种树脂对内冷水进行旁路处理，并对内冷水箱安装C02吸收器，防止因水位波动呼吸作用引起的空气中的杂质粉尘以及C02的污染，净化内冷水水质，减缓内冷水对系统的腐蚀。系统示意见图2。3.3、事件经过#2机组于2015年9月底通过168h机组试运后正式投入商业运行，并在通过168商业运行验收后停机检修，并于11月2日再次启动运行，在机组运行过程中发现发电机内冷水pH、电导率逐步升高，直至内冷水pH、电导率稳定在一定的数值范围。#2机组发电机内冷水系统图图3。3.1.1机组曲线情况如下：#2机组内冷水pH值、电导率和机组功率2015年11月2日至2016年2月25日的过程趋

6、势曲线图4。图4#2机组内冷水水质变化趋势2015年11月下旬，内冷水电导率开始呈上升趋势，11月底超标，12月一直缓慢上升；内冷水PH值从2015年11月初开始逐步上升至月底超标，12月维持在9.4左右。2016年2月17日开机至今，内冷水电导率呈下降趋势，从3.8降至3.1左右，PH值较年前略低，维持在9.3左右。3.3.2处理过程3.3.2.1校核在线仪表，检査汽水取样装置对在线仪表进行校准，冋吋彻查取样管路是否存在施工过程中焊接错误。化验内冷水未检验出硬度，铜含量维持在20ug八以内，化验数据的pH和电导率与在线仪表数据基本一致。经过较长时间的比对校验，证明在线仪表测量值为真实可靠。3

7、3.2.2检查凝结水补水管路是否存在内漏内冷水水质接近于凝结水水质，pH值和电导率均为比较接近。对内冷水的凝结水补水管路进行检查，打开凝结水补水管上的手动门未发现有阀门内漏的情况，证明不是凝结水内漏造成的水质异常。33.2.3检查除盐水补水管路是否焊接出错对内冷水补水管路的除盐水管路进行核对，经检查核对，发现不存在基建施工吋管路焊接错误的情况。33.2.4检查冷却器是否冇漏由于内冷水冷却器的冷却水