大型发电机内冷水系统优化运行综述

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1、科技综述K苣JIZ0NGSHU大型发电机内冷水系统优化运行综述李海燕(陕西电力科学研究院，陕西西安710054)O引言2影响发电机冷却水质量的主要因素大型火力发电厂中，发电机冷却水系统是用水发电机内冷水是指发电机空芯铜导线芯内进、量相对小的系统，用水量在50m3／h以下，但对水质出的冷却水。内冷水水质控制主要从绝缘、防腐、防的要求较高。发电机定子绕组和转子绕组等部件在垢3方面考虑II。这里主要讨论电导率、溶解氧对发运行中所产生的交换热量必须南冷却介质带走，囚电机铜芯线圈的影响及水中pH对铜的腐蚀

2、问题。此，冷却水系统的安全运行直接关系到发电机的安2．1电导率对发电机铜芯线圈的影响全稳定运行。由于发电机冷却水在高压电场中作冷电导率对铜导线的腐蚀有一定的影响，据文献却介质，因此通常采用除盐水作为冷却水，对它的各项介绍，冷却水电导率过低对系统运行不一定有利【2l。质量要求必须以保证发电机安全经济运行为前提电导率对铜腐蚀速率的影响见图1。从图l可看出，电导率降低，腐蚀速率上升。一般认为电导率低限为1大型发电机组发电机内冷水的水1．0tzS／cm，水的电导率大于2．0~xS／cm时。铜腐蚀速质要求

3、率趋于平稳：电导率为1．0p~S／cm时腐蚀速率最低；电导率再降低时，腐蚀速率也会升高。从实际运行结为保证发电机冷却水系统安全、稳定运行，满足果可看m，降低发电机冷却水电导率的控制值，不会发电机对地绝缘及铜线棒防腐蚀的要求，电力行业改善铜导线腐蚀状况，发电机冷却水电导率是系统在不同时期有针对性地提了一系列技术标准。见绝缘的要求，而不是防蚀要求。表1。表1国内不同时期执行的发电机冷却水质量标准SD1项目一1986；D—IJTl95865GB—fl"19192914)一Lf2F00802图1水的电导

4、率对铜腐蚀速率的影响收稿日期：2009一l】一15作者简介：李海燕(1966一)，女，⋯东龙【1人，研究生，r苛级T程师，从事发电端生产技术管理上作。KEJlZONGSHU科技综述02．2溶解氧对发电机铜芯线圈的影响水中溶解氧对铜的腐蚀作用，国外曾进行了很多试验，得到一致性结论。据文献『1】介绍，在冷却水中氧含量很低和很高时，铜的腐蚀速率均很低，水中溶解氧含量介于两者之间时，腐蚀速率上升。水中溶解氧与铜腐蚀速率的关系见图2。图4pH值对水中铜的腐蚀影响表2铜在-T．'NpH值除盐水中的腐蚀速率(

5、25oc)pH，(铜含量率pH，(铜含量-img-L~)mg．L慧率54．90．014290．0750．0002()／【Lg’1j70．2800．0008100．8000．0023图2中-陛盐水中铜腐蚀速度与氧含量的关系(40℃)80．0850．000211380．01．1O水中溶解氧饱和时，可达6～13mg／L，而水一般与空气接触时，水中溶解氧含量为1．4～3．2mg／L。指标pH值控制在7．2～9为最佳。我国发电机冷却水的水质指标中要求溶解氧不大另外。运行中发电机冷却水的pH值主要受空气于3

6、0txg／L，前苏联为20～50g／L，日本为20-100。中CO溶入速度影响。发电机冷却水是纯水，耐冲击2．3水中pH对铜腐蚀的影响性小，杂质对冷却水的影响较大，少量CO进入就会图3为Cu—H0体系的电位一pH平衡图。从图3可使水的pH值急剧下降。最低可降至5～6，此时进入铜以看：电位在0．1～0．38V、pH≤6．95区域，会出现的腐蚀区，腐蚀严重。同时，CO：还会和氧联合作用，cun，为铜的腐蚀区：电位低于0．1V或pH>6．951~，铜使铜表面的氧化铜保护膜变成碱式碳酸铜。碱式碳不会现腐

7、蚀，是铜的稳定区。酸铜是一种绿色的疏松物质．在水流冲刷下易剥落，在水中的溶解度也大，所以往往会造成冷却水中含铜量大大上升。因此，发电机冷却系统的严密性同样是影响技术指标的一项关键因素3大机组发电机冷却水的运行方式传统的处理方法是向冷却水系统加入一定量的铜缓蚀剂，~I3MBT、BTA、TT等，其作用是铜缓蚀剂与水中铜离子络合生成难溶沉淀，覆盖在铜表面，形成暂时保护膜，以减缓铜基体腐蚀。铜缓蚀剂在铜表面形成的保护膜为单分子膜，膜层薄、易破损、防护性差．因此，必须保持水中有一定量的缓蚀剂，否则，『]l

8、l值水中铜离子含量会很快升高。N3Cu—HO体系的电位pH平衡I~(25oc)缓蚀剂加入后水的电导率会升高，易造成电导由于铜的电极电位较高，pH值成为铜的腐蚀控率超标，早期使用MBT虽然有较好的缓蚀效果，但加制中的关键因素。pH6．95界限也曾在试验中得到入后电导率经常超过5p~S／cm，因此，加MBT的方法证实，见图4、表2。在实际运行中，当冷却水中的pH已被绝大多数电厂淘汰。值降到7～7．2以下时，水中含铜量会急剧上升。无论添加何种缓蚀剂，都难使电导率、pH值和pH值也存在高限，对应的pH值