双水内冷发电机冷却水水质控制技术

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1、中国电厂化学网论文库ChinaPowerPlantChemistry双水内冷发电机冷却水水质控制技术131335442丁桓如韩晓琴闻人勤童国祥金浩成音芮照中宋晓伟王磊上海电力学院1杨树浦电厂2田家庵电厂3谏壁电厂4闸北电厂5[内容摘要]：由于双水内冷发电机结构的特殊性，使其冷却水水质控制极为困难，本文认为，当前发电机冷却水水质控制的关健在于控制冷却水的PH，并依此提出双水内冷发电机冷却水水质控制方法，在多台机组上应用成功。[关键词]：双水内冷发电机冷却水水质控制PH按冷却方式分，大型发电机有氢气冷却、定子水内冷（转子为氢冷）、

2、双水内冷（定子、转子均为水内冷）几种，其中双水内冷发电机是上世纪中期我国自主开发的发电机，目前有40MW、50MW、100MW、125(136)MW、300MW几种，其中125(136)MW几乎全部为双水内冷发电机。水内冷发电机对冷却水水质的要求是从绝缘、防腐、防垢三方面提出的，具体的指标是电导率、、含铜量和硬度几项,国标GB12145/T1999中对这几项控制值都有明确的规定。从当前运行情况看，这几个项目中，最难控制的是PH和含铜量。目前普遍发现冷却水PH低（6.5-7.0）、含铜量超标，高的可达儿百µg/L,腐蚀严重，带来

3、了发电机空芯铜导线堵塞、运行中发电机线圈温度上升等异常情况，为了解决防腐问题，上世纪七十年代以后，国内普遍采用向冷却水中添加缓蚀剂的办法，常用的缓蚀剂是MBT、BTA、BTA+EA等，但自1998年某厂一台350MW添加BTA缓蚀剂处理的水内冷发电机，因空芯铜导线堵塞被烧毁以后，向发电机冷却水中添加缓蚀剂的危险性引起广泛警觉，2000年，国电发（2000）589号文《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中明确提出：水内冷发电机冷却水水质应严格控制在规定值之内，只有当腐蚀严重、铜离子超过标准时，125MW以下机组才充许向运行

4、的冷却水中添加缓蚀剂，换句话说，添加缓蚀剂的办法是不推荐的，125MW以上机组是不充许采用添加缓蚀剂的办传。至此，添加缓蚀剂进行发电机冷却水处理的方法逐渐被淘汰，目前许多人都在研究开发不添加任何缓蚀剂的发电机冷却水处理方法。2000年以后，国内开发用碱性离子交换树脂混床（主要是钠型树脂）处理定子水内冷发电机冷却水的方法，实践表明，它可以有效的将定子冷却水PH提高，含铜量降低，冷却水水质达到标准要求，但它对双水内冷发电机冷却水（主要是转子冷却水）仍不能解决问题，双水内冷发电机冷却水处理方法，目前仍在探索之中。1.双水内冷发电机冷

5、却水水质控制特点1.1当前发电机冷却水水质控制中的关键指标冷却水水质控制指标有电导率（<2-5µs/cm）、PH（>6.8）、含铜量（<40µg/L）和硬度（<2-10µmol/L）几项(GB12145/T1999).电导率与发电机导线的绝缘有关，硬度指标是为了防止空芯铜导线内的结垢和堵塞，而反映发电机空芯铜导线腐蚀程度的主要指标是含铜量和PH。从水内冷发电机多年的运行情况看，由於当前的技术水平，铜导线内部很少结有坚硬的钙镁水垢;由电导率超标引起发电机绝缘下降的情况也很少，经常发生的是发电机空芯铜导线腐蚀严重，冷却水含铜量大大

6、超标，严重的引起空芯铜导线内部发生沉积，发电机运行中超温甚第1页共7页中国电厂化学网论文库ChinaPowerPlantChemistry至烧毁。所以，当前发电机冷却水水质控制的主要问题是减轻铜导线的腐蚀，减少冷却水的含铜量，使其达到标准要求。关於发电机空芯铜导线腐蚀的主要影响因素，曾经存在二种观点：一种认为主要是电导率（或含氧量），其依据是某些进口的定子水内冷发电机组，电导率值控制很低（有的甚至为0.5-1µs/cm），冷却水的含铜量也很低，符合标准要求，持这种观点的人要求在发电机冷却水系统加装氢-氢氧型小混床，甚至采用充氮

7、密封，把冷却水电导率（或含氧量）降下来，冷却水中铜也会合格。另一种观点认为主要是PH，只有当冷却水PH达到7.0-7.5以上时，铜腐蚀才会减轻，冷却水含铜量才会合格。经过这几年的现场实践，特别是在双水内冷发电机冷却水水质控制方面的实践，人们已逐渐认识到PH是冷却水水质控制的关键。在双水内冷发电机冷却水系统上，安装氢-氢氧型混床，可以把电导率降得很低，但冷却水PH也下降，含铜量急剧上升，只有把冷却水PH提上去，冷却水含铜量才会合格，铜导线腐蚀才会减轻。我们进行的双水内冷发电机水质控制，就是在此观点指导下进行的。1.2双水内冷发电

8、机冷却水水质控制的特殊点在定子水内冷发电机上，对定子水系统进行密封，再将部份水通过碱性混床进行处理，就可以很容易的将定子冷却水PH提高，水质达到合格，而这种方法在双水内冷发电机上（或转子冷却水系统上），却无法使水质达到合格，这是为什么？其原因在于双水内冷发电机冷却水系统构造与