核电站发电机定子冷却水系统优化

田 斌

（江苏核电有限公司，江苏连云港 222000）

0 引言

田湾核电站3/4 号机组发电机采用水—氢—氢冷却方式。定子冷却水系统通过发电机定子绕组空导线通高纯水，为发电机定子绕组提供冷却。系统运行期间主要存在以下问题。

（1）定子冷却水泵按一用一备设计，冗余设置不足。

（2）定子冷却水中铜离子含量偏高且冷却水呈弱酸性。长期运行易造成空心绕组缓慢腐蚀，同时，定子线棒内壁由于氧化物沉积容易导致堵塞。

1 原因分析及解决措施

1.1 定子冷却水泵备用设置

发电机定子冷却水系统共设置两台定子冷却水泵（MKF11AP001、MKF12AP001），一用一备。系统正常运行期间若一台泵运行，另一台泵故障检修。此时如果运行泵出现故障停泵，将直接导致发电机定子失去冷却触发跳机。

3 号机组运行期间，两台定子冷却水泵先后出现因机械密封泄漏，电机振动超标等缺陷导致的设备不可用。从而由此导致机组运行期间，长期处于无备用泵状态。给机组稳定运行带来了极大的不稳定因素。

为弥补上述缺陷，另增一台备用水泵，可极大的提高系统运行的可靠性，降低机组停机风险。

1.1.1 设备布置

在常规岛厂房+8.00 m，发电机定子冷却系统平台旁增设一冷却水泵组，出口管路连入MKF11AP001 与MKF12AP001 泵出口母管。

1.1.2 系统控制方案

目前系统采用两台冷却水泵，依靠出口压力进行互锁。当出口母管压力低于0.3 MPa，备用泵将自动运行来维持定子线圈水流量。增加一台泵用泵后，新方案控制形式如下。

正常运行状态，3 台冷却水泵组一用两备。当11#泵运行时，12#泵作为第一备用，13#泵作为第二备用；当12#泵运行时，13#泵作为第一备用，11#泵作为第二备用；13#泵运行时，11#泵为第一备用，12#泵为第二备用。

当运行水泵故障跳闸或由于其他原因导致出口压力低于0.3 MPa 时，自动启动备用泵若第一备用泵。若第一备用由于故障维修启动失败或启动后出口压力仍低于0.3 MPa，则延时自动启动第二备用泵，控制逻辑如图1 所示。

图1 控制逻辑示意

1.2 定子冷却水系统铜腐蚀

1.2.1 影响定子冷却水系统铜腐蚀的因素

（1）溶解氧。水中溶解氧具有双重性质：①溶解氧作为阴极去极化剂引发空心铜导线的腐蚀，促进不稳定氧化物的产生；②在一定条件下氧与铜反应，会在铜导线表面形成一层保护膜，阻止铜导线进一步腐蚀。根据DL/T 801—2010 规定，发电机内冷水的溶解氧含量应≤30 μg/L。

（2）CO2。二氧化碳对内冷水的腐蚀主要表现在降低水中的pH 值，破坏表面保护膜，使铜进入腐蚀区；在有氧的情况下，直接参与化学反应，使保护膜中的Cu2O 转化为碱式碳酸铜Cu－CO3·Cu（OH）2，该物质比较脆弱，在水中溶解度大，在水流冲击下极易剥落导致空心导线堵塞，同时造成水中含铜量上升。

（3）pH 值。由铜—水体系电位—pH 值平衡图可知，当电位＞0.1 V，pH＜6.94 时，水偏酸性，氧化铜和氧化亚铜作为碱性氧化物被溶解，铜导线表面难以形成氧化膜；6.94＜pH＜12.8 时，水呈碱性，氧化铜和氧化亚铜的溶解度很小，铜导线表面形成保护膜会比较稳定。

1.2.2 系统运行情况分析

3 号机组调试期间，发电机定子冷却水取样化验情况，见表1。其中，系统水质pH 值小于6.94，多次出现铜含量超标（根据DL/T 801—2010 规定，系统水质含铜量≤40 μg/L，推荐值≤20 μg/L；pH 值：7.0～9.0）。根据运行规程要求，水中铜含量并不作为监测指标，而取决于电导率。根据调试期间取样情况，电导率与系统中铜含量并没有对应关系。另如电导率过低，水的介电常数减小，铜的溶解度增加，反而会加剧铜导线的腐蚀。

系统运行期间，定子冷却水的pH 值处于6.5～6.9，其值主要取决于补水（除盐水）的水质情况，定子冷却水系统本身并没有控制措施。根据铜离子溶解度与水温、pH 值关系图可知，冷却水温度在（45～50）℃时，铜离子的溶解度约为10 μg/L。即：如浓度大于此数值则会在系统管路以及定子空心绕组内产生铜氧化物沉积。

表1 定子冷却水取样统计

1.2.3 优化方式

3、4 号机组MKF 系统采用冷却水箱充氢密封形式，降低冷却水中的氧和二氧化碳含量。由于在线监测冷却水的电导率和pH 值需要连续取样，每天需对系统进行定量补水，补水出自高速混床，如密封性不好少量二氧化碳导致pH 值降低，将引起铜导线腐蚀。

基于铜表面保护膜在微碱性条件下比较稳定，对定子冷却水系统进行碱化处理是最直接有效的方法。主要有以下4 种形式。

（1）钠型混床。将系统现有离子交换器改为钠型混床，控制系统pH 值在7～9。可同步实现pH 值、电导率和铜含量等3 项指标的协调控制。在内冷水封闭性好的情况下，钠型混床的处理具有水质稳定、换水周期长、运行工作量少等有点。

（2）直接加碱处理。在内冷水水箱顶部或旁路混床设置加药点，直接加氢氧化钠。通过PLC 程序控制pH 值和电导率。该方法运行较为安全可靠，在同行电厂也有过成功实施的案例。

在补水管线中加氨也可以实现pH 值的调节，但由于发电机进出口水温不同，氨的分配系数受温度影响较大，因此氨的加入量较难控制，且需频繁操作。

（3）补换碱性水。3、4 号机组MKF 系统设有凝结水和除盐水两条补水管路，由于凝结水中含有一定量的氨，且含氧量小，所以采取凝结水和除盐水采用一定比例混合作为内冷水的补充水。既可以调节pH 值，又可以防止氨蚀。可采取连续补充凝结水并连续排水回收的形式。此法不需要增加系统，可在现有系统上控制操作即可。缺点是，凝结水系统与除盐水系统供水压力不同，两者配比不易调节。可通过增设中间水箱，调节补水pH 后供入系统。

（4）在系统运行过程中往系统中添加缓蚀剂（如MBT、BTA或其他复合缓蚀剂），促进铜导线表面保护膜的产生，也可以阻止铜导线的腐蚀。但由于各种缓蚀剂性质的不同，给系统运行会带来不同程度的困难，不易操作和控制。

2 结论

通过整理3 号机组发电机定子冷却水（MKF）系统投运以来出现的缺陷及运行情况，结合系统设计特点，对系统运行存在的薄弱环节进行分析梳理，提出了优化方案，并就方案的优缺点进行比较说明。为后续设备缺陷的处理及系统改造提供参考，并为同行电站的系统优化提供借鉴。