700 MW 水電機組純水內冷卻系統電導率運行特征與風險控制

肖駿逸

（中國長江電力股份有限公司三峽水力發電廠，湖北 宜昌 443133）

0 引言

發電機純水內冷卻系統（以下簡稱純水系統）用于降低機組運行時發電機定子繞組因大電流導致的溫升。純水電導率主要影響機組定子絕緣和純水管道腐蝕問題，若電導率偏高，可能導致發電機絕緣降低，甚至定子接地保護動作而導致非計劃停運。若電導率長期偏低，可能導致部分機型定子線棒純水回路腐蝕，降低設備可靠性。隨著對機組長期運行時的純水系統相關數據、故障分析，多次優化純水系統啟停流程、保護動作條件、相關機械設備[1]、現場應急處理流程等，有效降低了純水系統故障導致非計劃降負荷或停運的風險。

1 純水內冷卻系統概述

某水電站水輪發電機組單機額定容量700 MW，機端額定電壓20 kV，定子額定電流22 453 A，為降低機組運行時因大電流導致的溫升，不同廠家的發電機采用了空氣冷卻、強迫循環的純水系統內冷+空氣冷卻、蒸發冷卻系統內冷卻+空氣冷卻的不同方法。本文重點介紹半水內冷發電機組，該種機組通過空氣冷卻轉子及定子鐵心，純水通過中空的定子線棒冷卻定子繞組。

該水電站每臺半水內冷發電機組各配置有一套純水冷卻系統，由機械泵、熱交換器、離子交換器、機械過濾器、膨脹水箱和管件等部分組成。純水自定子繞組流出后，依次經過純水泵、熱交換器、三通閥、機械過濾器，最后再次返回到定子繞組。純水由機械泵提供動力，在發電機定子線棒內部密封循環流通，對定子線棒進行冷卻；純水系統二次冷卻水通過熱交換器對純水進行冷卻，離子交換器和機械過濾器用于控制純水水質及電導率。為容納定子繞組溫度變化導致的純水熱膨脹體積，在純水系統頂端設置膨脹水箱。由三通閥控制冷卻后的純水與未冷卻的純水比率，使進入定子線棒的純水溫度保持恒定。除此之外，還包括純水控制盤、動力盤及監控純水流量、壓力、壓差、溫度及導電率等各種傳感器[2]。系統回路原理見圖1。

圖1 純水內冷卻系統系統圖

該水電廠水內冷機組由VGS、東方電機、ALSTOM 廠家生產，其生產工藝有所不同。VGS 和東電機組的發電機線棒內純水管線為銅質，為抑制銅腐蝕，通過注堿單元將純水維持在低電導率弱堿性狀態下，如圖1，機組日常運行中，該類機組純水電導率一般維持在1.7 μs/cm 左右。ALSTOM 機組發電機線棒內純水管線為不銹鋼質，抗腐蝕能力強，對純水ph 值要求相對較低，機組日常運行中，該類機組純水電導率一般維持在0.18～0.22 μs/cm 左右。

2 純水內冷卻系統電導率運行特征

在某水電站700 MW 半水內冷發電機組停機后，為防止定子線棒溫度過低而產生凝露，會關閉機組純水二次冷卻水(取自上游水庫)。此時發電機內殘余的熱能與電磁能會導致機組純水溫度緩慢升高，而純水電導率也隨之緩慢升高，兩者趨勢呈現明顯的一致性，由于VGS 機組和東方電機機組通過注堿單元自動反饋調節，將純水系統回路出口電導率控制在1.7 μs/cm 左右，而ALSTOM 機組純水系統無此功能，機組純水電導率隨溫度變化尤為明顯。純水電導率主要影響機組定子絕緣和純水管道腐蝕問題。

當液體溫度升高時，離子熱運動加強、電離度增加且導電離子增多、化合物溶解率增加，即液體的電導率與溫度呈正相關關系。為將溶液在實際溫度下的電導率值轉換為參考溫度（一般為25℃）下的電導率值，使得溶液在不同溫度下的電導率具有可比性，現在市場上所使用的電導率儀基本都有溫度補償功能，以滿足比對或控制指標的需要[3]。

該水電站水內冷機組純水系統電導率傳感器和純水出口溫度傳感器安裝位置一致，為探討發電機組純水系統溫度和電導率的關系，甄別純水電導率變化是否受異常因素影響提供了可能性。目前該水電站水內冷機組純水系統電導率測量的溫度補償，均采用線性補償方式，參考溫度為25℃，溫度系數設置為2.10%/℃，即：

式中：t為溫度；K為對應溫度下的實際電導率；K0為參考溫度下的電導率；α為溫度系數。

在投入溫度補償后，ALSTOM 機組純水參考電導率隨純水溫度變化仍然明顯。

工業純水按電導率不同分為普通純水、高純水、超純水，在25℃下，K=1～10 μs/cm 為普通純水、K=0.1～1.0 μs/cm 為高純水、K=0.055～0.1 μs/cm 為超純水。即該水電站ALSTOM 機組純水系統正常運行時，純水電導率一般在高純水范圍內；VGS 機組和東方電機機組純水系統正常運行時，純水電導率一般在普通純水范圍內。而超純水與其中雜質的溫度特性有很大不同，必須分開考慮。純水的電導率越低，其直接受H+、OH-離子濃度的影響越明顯，越接近理論純水的性質，低溫時溫度系數較大, 隨著溫度的升高, 溫度系數逐漸減小，其中理論純水在25℃時，αH2O為0.055。即：

故而在高純水、超純水范圍內，電導率溫度補償線性公式誤差較大。對該水電站ALSTOM 機組純水系統電導率多年數據分析后，發現溫度系數αH2O隨溫度增加而增加，純水電導率K 隨溫度變化均呈現出正相關非線性關系，接近二次增函數的特征。其中純水溫度變化范圍一般在20～56℃，ALSTOM機組純水系統電導率實際的溫度系數α換算出的變化范圍可達到2%～6.2%，故此時無法忽略理論純水自身的電導率溫度補償問題。使用常規電導率測量儀的溫度補償方法，ALSTOM 機組電導率溫度補償誤差將會明顯大于VGS 機組和東方電機機組。而現階段并沒有非常可靠的高度純水電導率溫度補償方法，均存在一定誤差。需要對比ALSTOM 機組純水電導率前后變化時，可在相同純水出口溫度下進行比較（機組運行時一般控制為38℃或42℃左右）。

若換算出的實際的電導率溫度系數α長期偏離正常范圍，而電導率K本身在同溫度下并無異常變化，則應考慮以下原因：①電導率變送器放大系數或量程設定有誤；②電導率溫度補償系數設置有誤；③過濾器過濾效果下降；④離子交換器效率降低。

而實際純水電導率測量值也會受到流量、壓力等多方面因素影響，產生了較多數據噪點，且各臺機組的數據換算出的電導率溫度系數α 變化幅度有所不同。隨著智能化電站建設，目前的水電站智能分析平臺可以將長期運行數據訓練成仿真模型，大量數據可以排除部分數據噪點的影響，并可對單臺機組進行模型訓練，便于在純水電導率出現異常變化時及時發現并提出預警。

3 電導率故障分析與運行風險控制

3.1 純水內冷卻系統電導率常見故障原因

（1）電導率傳感器及儀表本身出現故障造成誤報警或注堿單元注堿泵誤動作。某臺VGS 發電機組，曾因純水系統電導率測量儀故障，導致測量出的電導率始終偏低，注堿單元一直向純水注堿，導致發電站絕緣降低定子一點接地保護動作。

（2）相關閥門自回關等原因導致的流經離子交換器的純水流量減少導致離子交換量降低。

（3）離子交換器陰陽離子樹脂的離子交換能力降低。

（4）純水過濾器濾芯老化或破損，過濾效果下降，甚至自身成為新的污染源。

3.2 純水內冷卻系統電導率運行風險控制

（1）當出現純水系統電導率異常時，應及時記錄現場環境溫度、濕度，純水主回路溫度、流量、電導率、壓力、壓差等有關數值，離子交換器支路的純水流量、電導率等數值。

（2）為避免因電導率傳感器、變送器或傳輸電纜問題導致電導率跳變導致機組保護誤動作，在原電導率高開關量延時保護動作的基礎上，增加與電導率過高同時動作并延時后保護動作的邏輯。

（3）增加電導率低模擬量告警，避免電導率測量問題導致注堿單元注堿泵誤動作。

（4）運行維護人員加強對設備的巡視，及時調整流經離子交換器的純水分支流量至規定范圍內；更換離子交換樹脂時要嚴格按比例進行樹脂充分混合。

（5）保持純水主回路流量、溫度等在規定范圍內；純水的各項指標檢測化驗在規定范圍內。

（6）建立相關應急處理方案，使運維人員能及時、正確做出故障處置。

4 結語

純水內冷卻系統是發電機冷卻系統中的重要組成部分，其故障可能引發發電機溫升保護動作或接地保護動作導致機組非計劃降低負荷甚至停運。純水電導率主要影響機組定子絕緣和純水管道腐蝕問題，是機組穩定運行重點關注的數據之一。線性電導率溫度補償并不能可靠換算出高純水機組的參考電導率，且機組定子線棒絕緣主要與實測電導率相關，故此時更應關注實測電導率。并且應當尋找更合理且兼具經濟性的高純水電導率溫度補償方法。在實際水電機組運行中，純水系統引發機組非計劃停運風險往往需要運維人員快速、正確的判斷原因并做出處置，建立完善相關應急處理方案為此提供了極大幫助，本文僅就純水電導率部分進行來總結。

長期的水電站運行數據和故障分析，可以為及時有效的故障處理、問題預判和預防提供可靠參考，并有效降低機組非計劃停運的概率。隨著智能化技術的發展水電站數據分析手段進一步自動化，而且可以高效進行長期的、大批量的數據分析，有效剔除數據噪點，模擬出參考模型，進一步方便了水電站運維人員的分析與風險控制。