双水内冷发电机结构简单，定子绕组和转子绕组都用空心铜线并通以水冷却。与氢冷发电机相比，取消了氢系统和密封油系统，辅助系统单一，安装、运行、维护方便，无氢爆和漏油可能性，机座设计不需防氢爆措施和氢密封结构，重量轻，便于运输和降低运输成本。但双水内冷发电机不仅需要解决好定子内冷水水质问题，其转子内冷水水质的调节更具挑战^[1-4]。主要原因在于转子内冷水为旋转甩水出水，系统的密封非常困难, 从转子出水支座中不断溶入新鲜空气, 造成内冷水pH值不断下降, 在氧的作用下铜线的腐蚀就持续发生，水质的控制困难。

本文以水质异常的某核电厂双水内冷机组为研究对象，分析了内冷水与定、转子铜线作用原理，对比内冷水的异常解决方案，介绍了改造的实施和结果，以期为其他机组类似问题解决提供借鉴。

1 内冷水与铜线作用原理

发电机定子和转子内冷水通常采用除盐水或凝结水作为水源，铜线与内冷水中发生的理化反应过程：①在除盐水或含盐量不高的内冷水中，其表面将因全面均匀腐蚀而生成具有双层结构的氧化膜，底层为氧化亚铜，表层为氧化亚铜或氧化铜。②-③中性内冷水中融入CO2后，一方面导致电导率的升高，另一方面水质显弱酸性，水中的氢离子与铜的氧化膜反应，表面很难形成稳定的表面膜，铜的腐蚀急剧增加，此时内冷水中铜离子含量开始不断增加。水中游离二氧化碳也能破坏铜管的初始氧化膜，使铜管表面的氧化铜保护膜变成碱式碳酸铜，生成的碱式碳酸铜在水流的冲刷下容易被剥落，铜的基体更易遭到腐蚀，使内冷水中的铜含量明显增加，进而加剧电导率升高。④剥落的碱式碳酸铜在空心铜导线内堆积，影响机组散热。

为从根源上杜绝双水内冷发电机定子、转子铜线腐蚀、结垢、堵塞、过热、烧毁等严重事故的发生，关键在于提高水质pH值。研究表明，当冷却水溶解氧含量一定情况下， pH 在8.5~9.0 时，金属铜表面在弱碱环境下会形成一种化学性能较稳定的氧化层薄膜，从而对空心铜线圈起到防腐蚀的保护，腐蚀很小；但当 pH 在 7.0~7.5 之间时，金属铜表面氧化层薄膜无法形成，因此对空心铜导线的腐蚀相对明显的多^[5]。但需要额外注意的是，水的碱性也不是越强越好，因为 pH 高也意味着水电导率高，高电导率有可能引起较高的泄漏电流，从而影响到发电机组的绝缘安全。国家标准 GB/T 7064-2008 对发电机定子冷却水的水质参数提出了明确的要求，即：定子内冷水电导率0.4-2.0，pH值8.0-9.0；转子内冷水电导率0-5.0，pH值7.0-9.0。发电机定子内冷水和转子内冷水水源(除盐水或者凝结水)虽然有较低的电导率，但其pH却最高只能达到6.8，因此需要采取合适方案提高并控制冷却水的pH和和电导率在标准水平。

2 定转子内冷水系统碱化方案

2.1 定、转子内冷水氨水碱化

氨水碱化方案利用添加联氨后的凝结水作为主要水源，内冷水系统上增设一台氨碱化装置，方案如图1所示。氨碱化装置同时为定、转子内冷水供水，采用凝结水及氨水混合补水，通过控制柜自动控制凝结水及氨水比例，使内冷水的pH值达7.6以上，电导率不大于5.0us/cm，除盐水作为备用补水源。碱化装置运行时，循环回水可利用凝结水系统精处理装置对出水进行除离子后回收。图1 氨水碱化方案示意图

但该方案对于密闭循环的定子内冷水系统效果较好，转子内冷水通过甩水出水，为敞开式系统，氨气挥发，二氧化碳等气体的溶解，将使内冷水pH值降低，联氨含量不稳定给系统控制增加了难度，易导致氨水过量使得电导率增大。同时，利用凝结水系统精处理装置对出水进行除离子后回收，将大大缩短离子交换器树脂寿命。

2.2 定、转子内冷水NaOH溶液碱化

2.2.1 定子内冷水NaOH溶液碱化

定子内冷水NaOH溶液碱化方案在原有内冷水系统基础上增设碱液箱组件和电气控制柜，主要通过控制系统在定子内冷水安装有离子交换器的净化回路上，利用注射泵向管路注入NaOH溶液（1%-2%）进行精准控制，使内冷水的电导率值为0.7-2.0us/cm，与之对应的内冷水的pH值在8.5-9.0之间。碱化方案原理如图2所示。图2 定子内冷水NaOH溶液碱化原理

该方案将定子内冷水系统设置的离子交换器净化后部分内冷水与NaOH溶液通过混合过滤器混合，流回定子水箱，进而通过定子冷却水泵输送冷却水参与主系统循环。通过测量内冷水混合过滤器的电导率，控制加药泵的注射频率，实现电导率的控制，进而实现pH的达标。该定子内冷水加碱装置在阳江核电项目和防城港核电项目成功实践。其中，阳江核电定子内冷水采用该方案后主回路电导率维持在1.6um/cm左右，pH值在8.5-9之间，水质得到明显改善。

2.2.2 转子内冷水NaOH溶液碱化

转子内冷水水和空气混合后有大量的CO2溶解于水中，如果要提高pH大于7，需要NaOH的量较大，控制难度大，容易引起pH值失控，设计为单独碱化方案。

转子内冷水NaOH溶液碱化方案如图3所示。转子内冷水膜碱化净化方案设计为转子内冷水的旁路，安装整套转子内冷水膜碱化净化装置，该装置包含：膜净化系统、加药碱化系统和在线监测和控制系统。转冷内冷水进入膜碱化净化装置后，通过膜处理增压泵增压，流过高分子的膜净化系统，去除内冷水系统中的固态及离子态铜物质、机械杂质及不溶物，另外膜碱化净化装置中还设置了离子交换器，处理膜净化装置截留下来的少量离子及杂质。图3转子内冷水NaOH溶液碱化方案

在线监测控制系统测量内冷水主回路电导率，采用PID控制器控制计量加药泵注射频率，向膜净化装置处理后的内冷水中添加微量的NaOH溶液。

3 碱化改造实施及效果

3.1 碱化改造实施前情况

该核电厂双水内冷发电机定子、转子内冷水系统设计上已考虑空气中的氧气和CO2的混入对空心铜导线的腐蚀。对于闭式的定子内冷水循环系统，在密闭的内冷水箱内充入一定压力氮气防止外界空气进入循环系统，并在增加额外的离子交换器来除去铜离子从而降低电导率。对于转子内冷水系统，其转子内冷水箱设计为开式结构，设有化学药剂加料口，通过加入铜缓蚀剂来缓解空心铜导线腐蚀。运行过程中水质情况如表1所示。

表1 运行中的定、转子内冷水情况定子内冷水采取措施补充除盐水+离子交换器净化方式保证机组安全运行。当电导率大于1.5 us/cm或者铜含量大于20 ppb时采用冲洗换水或者投入离子交换器(在混床内填充RH 和 ROH 型树脂)的方法使电导率或者铜含量降低，通常需要不停地冲洗或者一直投入离子交换器才能保证电导率或者铜含量，且出水呈弱酸性。

转子内冷水通过转子水箱上的加药漏斗添加铜缓蚀剂延缓铜腐蚀，当电导率大于3 us/cm或者铜含量大于100 ppb时采用冲洗换水的方法使电导率或者铜含量降低，一次平均2-3小时，约一周一次，且采用加缓蚀剂处理，容易出现空心铜线棒明显的发热情况。

总体来讲，目前方法能够使该机组定子内冷水和转子内冷水满足电导率或者铜离子含量标准，无法根本改变pH值偏低问题，即铜腐蚀一直存在，长期又将导致铜离子浓度超标，继而电导率超标。

3.2 碱化方案确定

分析对比氨水和NaOH溶液碱化方案后，认为同浓度调节下，NaOH溶液碱性强，且在水质稳定，改善水质所需冷却水量少，故该机组采用2.2节所述的NaOH溶液碱化提高内冷水pH值方案。

改造方案实施过程中主要涉及对设备基础、工艺管道和电仪方面的更改。加碱装置为独立增设装置，需重新分别设计制作定、转子碱化装置固定基础。通过分别加装截止阀的进出口管道将原有水系统与碱化装置连接，实现必要时原系统与碱化装置的隔离和投运。电仪方面，需增加定转子水装置控制电源和动力电源，将系统pH值、运行状态、报警信号送至主控制室。

3.3 碱化改造效果

增设碱化装置后冷却水水质改善效果明显，通过为定子和转子内冷水pH 控制在8.0～9.0 的范围内，电导率均能稳定在标准范围，同时铜离子质量浓度可维持在20 μg/L 以下，很好解决了发电机内冷水铜导线腐蚀问题，水质指标长期满足GB/T 7064-2008规定的水质标准要求。表2是改造后发电机定、转子内冷水水质情况。

表2改造后定、转子内冷水电导率和pH4 结论

(1) 双水内冷发电机转子水冷方式给其水质的改善和控制提出了更高要求，定子内冷水和转子内冷水水质改善工艺上存在不同，需单独设置改善装置。

(2) 相对利用氨水碱化方案，NaOH溶液碱化具有稳定性好、便于控制和冷却水耗水量少的优点。

(3) 利用NaOH溶液碱化方案对其定子内冷水和转子内冷水实施改造后，其pH和电导率长期稳定并满足国家标准，有效保证了机组长期稳定、安全运行。

参考文献

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