700 MW 水电机组纯水内冷却系统电导率运行特征与风险控制

肖骏逸

（中国长江电力股份有限公司三峡水力发电厂，湖北 宜昌 443133）

0 引言

发电机纯水内冷却系统（以下简称纯水系统）用于降低机组运行时发电机定子绕组因大电流导致的温升。纯水电导率主要影响机组定子绝缘和纯水管道腐蚀问题，若电导率偏高，可能导致发电机绝缘降低，甚至定子接地保护动作而导致非计划停运。若电导率长期偏低，可能导致部分机型定子线棒纯水回路腐蚀，降低设备可靠性。随着对机组长期运行时的纯水系统相关数据、故障分析，多次优化纯水系统启停流程、保护动作条件、相关机械设备[1]、现场应急处理流程等，有效降低了纯水系统故障导致非计划降负荷或停运的风险。

1 纯水内冷却系统概述

某水电站水轮发电机组单机额定容量700 MW，机端额定电压20 kV，定子额定电流22 453 A，为降低机组运行时因大电流导致的温升，不同厂家的发电机采用了空气冷却、强迫循环的纯水系统内冷+空气冷却、蒸发冷却系统内冷却+空气冷却的不同方法。本文重点介绍半水内冷发电机组，该种机组通过空气冷却转子及定子铁心，纯水通过中空的定子线棒冷却定子绕组。

该水电站每台半水内冷发电机组各配置有一套纯水冷却系统，由机械泵、热交换器、离子交换器、机械过滤器、膨胀水箱和管件等部分组成。纯水自定子绕组流出后，依次经过纯水泵、热交换器、三通阀、机械过滤器，最后再次返回到定子绕组。纯水由机械泵提供动力，在发电机定子线棒内部密封循环流通，对定子线棒进行冷却；纯水系统二次冷却水通过热交换器对纯水进行冷却，离子交换器和机械过滤器用于控制纯水水质及电导率。为容纳定子绕组温度变化导致的纯水热膨胀体积，在纯水系统顶端设置膨胀水箱。由三通阀控制冷却后的纯水与未冷却的纯水比率，使进入定子线棒的纯水温度保持恒定。除此之外，还包括纯水控制盘、动力盘及监控纯水流量、压力、压差、温度及导电率等各种传感器[2]。系统回路原理见图1。

图1 纯水内冷却系统系统图

该水电厂水内冷机组由VGS、东方电机、ALSTOM 厂家生产，其生产工艺有所不同。VGS 和东电机组的发电机线棒内纯水管线为铜质，为抑制铜腐蚀，通过注碱单元将纯水维持在低电导率弱碱性状态下，如图1，机组日常运行中，该类机组纯水电导率一般维持在1.7 μs/cm 左右。ALSTOM 机组发电机线棒内纯水管线为不锈钢质，抗腐蚀能力强，对纯水ph 值要求相对较低，机组日常运行中，该类机组纯水电导率一般维持在0.18～0.22 μs/cm 左右。

2 纯水内冷却系统电导率运行特征

在某水电站700 MW 半水内冷发电机组停机后，为防止定子线棒温度过低而产生凝露，会关闭机组纯水二次冷却水(取自上游水库)。此时发电机内残余的热能与电磁能会导致机组纯水温度缓慢升高，而纯水电导率也随之缓慢升高，两者趋势呈现明显的一致性，由于VGS 机组和东方电机机组通过注碱单元自动反馈调节，将纯水系统回路出口电导率控制在1.7 μs/cm 左右，而ALSTOM 机组纯水系统无此功能，机组纯水电导率随温度变化尤为明显。纯水电导率主要影响机组定子绝缘和纯水管道腐蚀问题。

当液体温度升高时，离子热运动加强、电离度增加且导电离子增多、化合物溶解率增加，即液体的电导率与温度呈正相关关系。为将溶液在实际温度下的电导率值转换为参考温度（一般为25℃）下的电导率值，使得溶液在不同温度下的电导率具有可比性，现在市场上所使用的电导率仪基本都有温度补偿功能，以满足比对或控制指标的需要[3]。

该水电站水内冷机组纯水系统电导率传感器和纯水出口温度传感器安装位置一致，为探讨发电机组纯水系统温度和电导率的关系，甄别纯水电导率变化是否受异常因素影响提供了可能性。目前该水电站水内冷机组纯水系统电导率测量的温度补偿，均采用线性补偿方式，参考温度为25℃，温度系数设置为2.10%/℃，即：

式中：t为温度；K为对应温度下的实际电导率；K0为参考温度下的电导率；α为温度系数。

在投入温度补偿后，ALSTOM 机组纯水参考电导率随纯水温度变化仍然明显。

工业纯水按电导率不同分为普通纯水、高纯水、超纯水，在25℃下，K=1～10 μs/cm 为普通纯水、K=0.1～1.0 μs/cm 为高纯水、K=0.055～0.1 μs/cm 为超纯水。即该水电站ALSTOM 机组纯水系统正常运行时，纯水电导率一般在高纯水范围内；VGS 机组和东方电机机组纯水系统正常运行时，纯水电导率一般在普通纯水范围内。而超纯水与其中杂质的温度特性有很大不同，必须分开考虑。纯水的电导率越低，其直接受H+、OH-离子浓度的影响越明显，越接近理论纯水的性质，低温时温度系数较大, 随着温度的升高, 温度系数逐渐减小，其中理论纯水在25℃时，αH2O为0.055。即：

故而在高纯水、超纯水范围内，电导率温度补偿线性公式误差较大。对该水电站ALSTOM 机组纯水系统电导率多年数据分析后，发现温度系数αH2O随温度增加而增加，纯水电导率K 随温度变化均呈现出正相关非线性关系，接近二次增函数的特征。其中纯水温度变化范围一般在20～56℃，ALSTOM机组纯水系统电导率实际的温度系数α换算出的变化范围可达到2%～6.2%，故此时无法忽略理论纯水自身的电导率温度补偿问题。使用常规电导率测量仪的温度补偿方法，ALSTOM 机组电导率温度补偿误差将会明显大于VGS 机组和东方电机机组。而现阶段并没有非常可靠的高度纯水电导率温度补偿方法，均存在一定误差。需要对比ALSTOM 机组纯水电导率前后变化时，可在相同纯水出口温度下进行比较（机组运行时一般控制为38℃或42℃左右）。

若换算出的实际的电导率温度系数α长期偏离正常范围，而电导率K本身在同温度下并无异常变化，则应考虑以下原因：①电导率变送器放大系数或量程设定有误；②电导率温度补偿系数设置有误；③过滤器过滤效果下降；④离子交换器效率降低。

而实际纯水电导率测量值也会受到流量、压力等多方面因素影响，产生了较多数据噪点，且各台机组的数据换算出的电导率温度系数α 变化幅度有所不同。随着智能化电站建设，目前的水电站智能分析平台可以将长期运行数据训练成仿真模型，大量数据可以排除部分数据噪点的影响，并可对单台机组进行模型训练，便于在纯水电导率出现异常变化时及时发现并提出预警。

3 电导率故障分析与运行风险控制

3.1 纯水内冷却系统电导率常见故障原因

（1）电导率传感器及仪表本身出现故障造成误报警或注碱单元注碱泵误动作。某台VGS 发电机组，曾因纯水系统电导率测量仪故障，导致测量出的电导率始终偏低，注碱单元一直向纯水注碱，导致发电站绝缘降低定子一点接地保护动作。

（2）相关阀门自回关等原因导致的流经离子交换器的纯水流量减少导致离子交换量降低。

（3）离子交换器阴阳离子树脂的离子交换能力降低。

（4）纯水过滤器滤芯老化或破损，过滤效果下降，甚至自身成为新的污染源。

3.2 纯水内冷却系统电导率运行风险控制

（1）当出现纯水系统电导率异常时，应及时记录现场环境温度、湿度，纯水主回路温度、流量、电导率、压力、压差等有关数值，离子交换器支路的纯水流量、电导率等数值。

（2）为避免因电导率传感器、变送器或传输电缆问题导致电导率跳变导致机组保护误动作，在原电导率高开关量延时保护动作的基础上，增加与电导率过高同时动作并延时后保护动作的逻辑。

（3）增加电导率低模拟量告警，避免电导率测量问题导致注碱单元注碱泵误动作。

（4）运行维护人员加强对设备的巡视，及时调整流经离子交换器的纯水分支流量至规定范围内；更换离子交换树脂时要严格按比例进行树脂充分混合。

（5）保持纯水主回路流量、温度等在规定范围内；纯水的各项指标检测化验在规定范围内。

（6）建立相关应急处理方案，使运维人员能及时、正确做出故障处置。

4 结语

纯水内冷却系统是发电机冷却系统中的重要组成部分，其故障可能引发发电机温升保护动作或接地保护动作导致机组非计划降低负荷甚至停运。纯水电导率主要影响机组定子绝缘和纯水管道腐蚀问题，是机组稳定运行重点关注的数据之一。线性电导率温度补偿并不能可靠换算出高纯水机组的参考电导率，且机组定子线棒绝缘主要与实测电导率相关，故此时更应关注实测电导率。并且应当寻找更合理且兼具经济性的高纯水电导率温度补偿方法。在实际水电机组运行中，纯水系统引发机组非计划停运风险往往需要运维人员快速、正确的判断原因并做出处置，建立完善相关应急处理方案为此提供了极大帮助，本文仅就纯水电导率部分进行来总结。

长期的水电站运行数据和故障分析，可以为及时有效的故障处理、问题预判和预防提供可靠参考，并有效降低机组非计划停运的概率。随着智能化技术的发展水电站数据分析手段进一步自动化，而且可以高效进行长期的、大批量的数据分析，有效剔除数据噪点，模拟出参考模型，进一步方便了水电站运维人员的分析与风险控制。