对发电机内冷却水运行监督标准的探讨
热力发电 2000年04期
周 明 平圩发电有限责任公司 安徽淮南232089.
摘 要: 近年来发电机内冷却水水质不断出现异常,曾导致多家发电机定子绝缘损坏。通过对平圩电厂发电机定子冷却水几年来运行监督数据的分析,认为有必要对现行的运行监督控制标准进行探讨。......
收稿日期:1999 - 08- 16
近年来发电机内冷却水水质不断出现异常,曾导致多家发电机定子绝缘损坏。通过对平圩电厂发电机定子冷却水几年来运行监督数据的分析,认为有必要对现行的运行监督控制标准进行探讨。
1 基本运行情况
平圩电厂现有引进CE技术、国内制造的亚临界600 MW发电机组2台,发电机定子绕组为水内冷,密封瓦为双流环式。在发电机内,冷却水从进口母管通过聚四氟乙烯绝缘管进人线圈端部,再从另一端定子线圈排出,汇集至定子水箱。
定子水系统设有一套除盐装置,目的是将冷却水的电导率维持在很低水平。除盐装置有2台混床,1台运行,1台备用。运行方法是从泵出口不间断地引出一小部分.定子内冷水,让它通过混床除盐。
系统共设置了3个电导率测点,2个在发电机进口,高报警值分别为5 μS/cm和9.5 μS/cm, l个在除盐装置出口,高报警值为1.5μ.S/cm。当出水电导率高报警时要求进行除盐装置切换。定子冷却水补水方式设计为疏水经定子冷却水除盐装置补充。
平圩电厂发电机定子冷却水水质控制标准是根据CE技术规范、哈尔滨电机厂提供的QFSN -600-2型汽轮发电机技术资料及1985年电力工业部部颁水汽质量标准制定的,具体为:
pH >7.6,后改为7.0一8.0;
Cu<200μg/L
电导率<1.5 μS/cm(25℃)
2 问题
按上述标准运行几年后,出现了铜含量大大超标的问题,1号机定子冷却水铜含量自1997年12月以来,出现不断上升的趋势,最高时达375 μg/L,虽为此采取更换小混床树脂、冷却器切换、溢流换水等多项措施,但未见效果。为解决这一问题,对定子冷却水进行了跟踪分析,发现其pH值总是处在偏酸性范围。为此进行了下述调整试验:
(1)进行换水,至电导率小于1.5 μS/cm(均为25℃时的换算值(下同),铜含量小于100 μg/L,不投内冷水除盐装置。运行结果:pH值一般能保持在6.6-7.0,铜含量无增长,但在3至4天内其电导率就由0. 66μS/cm上升至 1. 5μS/cm,难以维持电导率小于1.5μS/cm的规定。
(2)投内冷水除盐装置,其它同方案一。运行结果:可维持定子水电导率小于1.5 μS/cm,但由于冷却水除盐装置的投人,不断消耗掉水中的氨,使定子冷却水的pH值逐渐降至6.0,为偏酸性,导致冷却水中铜含量很快上升至超标。
上述试验结果反映出电导率的控制与pH值的要求有冲突,且内冷水在偏酸性时对铜有溶解作用。
3分析与讨论
从平圩电厂发电机定子冷却水水质情况看,认为首先应选择好发电机定子冷却水水质控制标准。查阅西屋公司及哈尔滨电机厂所提供的技术资料,仅有针对冷却水电导率的规定,皆未提到对pH及铜的控制要求。作者查阅了多个标准,并将发电机内冷水水质指标归纳于表1,以供参考。

从实际运行情况看,威胁机组安全运行的因素是发电机定子冷却水中铜含量的上升,而铜的上升直接与水的pH值有关。能否适当提高水的电导率(只要满足发电机对地绝缘即可),以及电导率控制在什么范围合适均有待研究。因为放宽电导率的控制范围,对其它2个指标的控制有利,进而有利于发电机的安全运行。
从分析数据可知,近2年来,平圩电厂电机定子内冷水pH值多小于7.0,铜含量有不断上升趋势,说明内冷水对铜有腐蚀作用。从运行记录还发现,停运后的电化学腐蚀也是一个很重要的影响因素,在不流动的定子水中,铜的腐蚀加剧。如果此时pH值低,且存在氧,腐蚀会更严重。从调整试验可知,内冷水是否通过除盐装置,对pH值的影响较大,因此应制定既能满足电导率要求,又能抑制铜腐蚀的内冷水运行标准。
对于pH值应考虑制定控制下限,并给出达到该控制值的运行方法。
从pH值测定实践可知,当水的纯度较高、pH值为7左右时,人工分析误差很大,最高可达0.5。据国外,文献报道,凡因发电机内冷水质‘不良引起发电机线棒绝缘过热损坏的故障,皆为定子内冷水pH值控制不当所致。因此有必要配备pH值的在线监测仪表。
4 结论
内冷水中的铜为铜腐蚀所致,而导致铜腐蚀的原因是内冷水pH值偏低,且有溶解氧的存在。
应重新确认发电机定子冷却水的水质控制标准。只要标准明确,就可在制造时进行要求,并在运行中加以控制。
具体应采取的措施:
(1)重新确定内冷水电导率控制上限;
(2)重新制定pH值的控制下限,尤其是对配有除盐装置的内冷水系统,应采取满足pH值要求的有效措施。
(3)增加内冷水pH值在线分析仪表,提高监督的可靠性。
(4)为保证内冷水铜含量小于100 μg/L,还应在内冷水中加一些铜缓蚀剂。