海南核电发电机定子线棒定冷水压差大的技术分析及解决方法

海南核电发电机定子线棒定冷水压差大的技术分析及解决方法

张新民

(中核集团海南核电有限公司海南572733)

摘要：海南核电在定冷水系统调试移交后首次启泵后，发电机定子线圈、定冷水泵出口滤水器均出现压差大报警。本文对此系统地展开技术分析，对定子水路的冲洗及线棒堵塞进行全方位的检查，有效地解决了问题.对解决类似问题的思路也有较为系统的指导作用。

关键词：发电机定子线棒堵塞检查分析

1引言

定子冷却水是发电厂水内冷发电机的重要辅助系统，发电机定子线圈的定冷水压差反映了空心线棒的通流状态。如果该压差过大会直接限制发电机的出力，甚至烧坏定子线圈。2015年8月13日海南核电在1GST系统调试后首次启泵时，出现发电机定子线圈进出水压差及定冷水泵出口滤水器压差均出现报警，核实相关就地压差指示一致。表明可能存在严重堵塞。

2定冷水系统水路堵塞物的确定及结果分析

对定冷水系统水路堵塞物成份分析，确定定冷水系统垢物的属性和来源，查明定冷水系统水路堵塞的原因，为防止空心线棒继续堵塞提供依据。

在发电机励磁机端汇流管底部阀门、打开定冷水箱底部阀门及堵塞滤网等处取样，经电镜扫描和能谱分析结果分析。多为黑色、暗绿色不规则形状颗粒,表面疏松,颗粒大小不一，有部分块状杂质。黑色杂质为铁盐及铁氧化物，暗绿色不规则形状颗粒为铜盐，土黄色颗粒为定冷水净化离子交换器的树脂或从除盐水系统中逸出的离子交换有机树脂。红褐色颗粒为氧化铁类腐蚀产物。

3定冷水系统冲洗及效果分析

3.11号发电机外管路冲洗及分析

将与定冷水系统与1号发电机进、出口法兰解开，并用短接管将解口管道侧短接。投运定冷水泵对1GST管路冲洗，适当将泵出口滤网等处各排污、排气阀开启排污。冲洗过程中注意对离子交换器的隔离，以防树脂过快失效和大流量冲洗时树脂逃逸。直至1GST水质合格且滤网压差＜0.021MPa后。恢复定冷水系统与1号发电机正常运行的连接。24小时冲洗后1GST进水水质见表1。

Fe、Cu含量很低，1GST冲洗出水pH值为6.1~6.3（与除盐水供水pH值一致）、电导率、浊度均合格，Cu含量85.69μg/L（偏高），过滤器压差变化不大，维持在0.06MPa。除铜含量指标外，其余均较好。铜含量偏高并随冲洗时间下降极为缓慢，判断为滤芯内层吸附较多的铜盐缓慢释放至新补充的除盐水中所致。

3.2发电机定子线棒冲洗及效果分析

3.2.1发电机定子线棒冲洗

定子线圈的冲洗可分为正冲洗和反冲洗。利用在发电机下部的定子线圈进出水管路上所设正、反冲洗管线，调整相关阀门的开关位置可实现对定子线圈的断续正、反冲洗及连续正、反冲洗。冲洗前退出发电机断水保护，避免可能会对其他系统的联锁影响。冲洗过程中将杂质异物经发电机底部排污阀门、定冷水箱底部排污排出。

实践表明,采用变定冷水的流量法比变定冷水压力法处理效果更明显。，具体可通过调节定冷水水泵的分流净化旁路阀，适当改变定冷水的流量，切换定冷水泵出口的两台滤网等变化定冷水的压力。冲洗的次数及时间由发电机定子线圈内的水质、定冷水箱处水质及滤网情况来确定。

3.2.2定子线棒实施冲洗后效果分析

经上述冲洗后，过滤器及定子线棒压差变化仍不大，压差大报警始终存在，冲洗水质中铜含量依然偏高（最大为194.8ppb），似乎冲洗效果不明显。怀疑过滤器及1号发电机空心线棒进出水两端压差均报警设置存在问题。经对比秦山核电二厂发电机线棒进出水压差也在0.26MPa。经核查相关资料，过滤器压差及发电机空心线棒进出水两端压差报警设定值应在额定流量100T/h下对应正常压差基础上叠加0.021MP及0.035MPa而非直接设定为0.021MP及0.035MPa。而且定子线棒两端水压差的设定直接影响发电机断水保护整定值，为避免发电机投产后断水保护设定值过低而误动，必须重新正确设定定子线棒两端水压差值。

4、1号发电机定子空芯线棒通流状态检查及结果分析

4.1发电机定子空芯线棒通流状态检查

虽然从实际压差水平看应该不出现报警，也即发电机线棒可能不存在严重堵塞，但要从根本上彻底排除发电机线棒堵塞可能性。必须用热水流实验法[2]排除。其原理为若线棒内冷却水回路有阻塞，当GST水温度变化时，有阻塞的线棒温度变化较正常的滞后。基本方法是将GST水温度升高到一定温度，待发电机定子线棒温度稳定后，快速降低GST水温，经由定子线棒层间温度1GST115KT-156KT下降速度情况，间接判断GST通流情况。关键点在GST降温速率，只有下降速度足够快，实验结果才能反应通流真实情况。

在DCS二层发电机定子线棒温度测点完成组态可用，并能在DCS二层画面上做出定子线棒温度测点趋势图。将热交换、离子交换器解列（目的是保护树脂），启动定冷水水泵，用以加热GST水。现场若具备条件可在管道外围装设电加热带，使温度稳定并快速上升，升温速率控制在约2°C/min，将GST水加热到60-70°C。GST降温过程保持定冷水系统稳定运行，并保持SRI水温尽量稳定，SRI水温尽量低。当定冷水升温至60-70℃后，且所有定子线棒测点的温度接近60-70°时，迅速同时投入冷却器对其降温。

待1号发电机线棒各测点温度与线棒出水温度接近并不再下降时，打印定子线棒层间温度及定子线棒出水温度1GST001KT-090KT各个测点各测点值变化曲线，对定子线棒出水温度1GST001KT-090KT共90个测点值做降温过程变化曲线(具体数据见图1)。

4.2发电机定子空芯线棒通流状态检查结果分析

在升降温过程中利用DCS二层的发电机定子线棒温度测点观察比较同时间段内线棒温变速率，并参考定子线棒出水温度各个测点值变化趋势。从线棒层间测点温度的下降曲线的特征可以判断发电机定子线圈的分支水路有无堵塞：若某一槽线棒温度在下降过程中都明显滞后于其他各线槽内线棒时，说明该线槽内线棒极可能存在堵塞情况。数据表明未发现有明显滞后点，定子线棒不存在像原先高出线棒压差大报警值许多所反映的严重堵塞、堵死的恶劣情况。

图11GST001KT-090KT热水流试验数据

5总结

通过上述系统地排查和冲洗，有效地解决了1号发电机定子线圈、定冷水泵出口滤水器出现的压差大报警，清理了定子线棒及滤水器内在调试阶段操作不当而积累的杂质，消除了滤水器的堵塞，排除了定子线棒堵塞隐患的可能性。同时发现了定子线棒定冷水压差大报警定值设置不当的重大保护隐患，有效避免了正常投运后发电机断水保护可能误动带来发电机误跳机隐患。控制定子线棒水腐蚀最有效的措施是对1GST系统加碱装置改造，把定冷水pH值控制在8—9，可以把定冷水对铜线棒腐蚀控制在最低水平[1]。

参考文献：

[1]沈文华：《大型水内冷汽轮发电机定子线棒腐蚀堵塞故障分析》，《能源与节能》，2011年第5期，第89页；

[2]范正翎等：《汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定JB/T6228-2005》，北京：中国机械工业联合会；2005年1版，第6页。

作者简介：张新民，高级工程师，设备管理处电气科，现为电仪系统变更管理工程师，联系方式zhangxm@hnpc.cc