发电机长期安全稳定运行对内冷水质的要求比较高，某些技术指标达不到要求，特别是电导率和酸碱度（pH值）超标长期运行，可能会产生很严重的后果。因此，相应的国家标准、电力行业标准、机械行业标准，以及原国家电力公司颁布的防止发生重大电力生产事故的措施中，都专门对发电机内冷水水质控制做出了规定。但由于各生产厂家和不同时期制定的不同体系的标准对水质要求的规定不够统一，在生产实践中产生了一定的混乱，甚至由于某些参数规定的不合理，最终导致了发电机水内冷管路发生堵塞等故障，为此原国家经贸委于2002年发布了新编制的电力行业标准［1］，对此进行了规范。
本文介绍了发电机内冷水系统的工作原理和相关参数控制的理论基础，从理论上对内冷水质控制不当可能产生的危害进行了阐述，并介绍了优化内冷水系统控制的有效手段和重要措施。
1发电机内冷水系统的结构
1.1定子绕组水内冷却
定子绕组水冷却回路是从水箱流出的水经过泵、冷却器、主过滤器、汇流管，流入定子绕组，最后再回到水箱。当水经过主过滤器后，有6%～10%的水分流到混合床（Mixed
Bed）净化。主回路水压、水温可以调节，氧含量由于水箱中氮的存在而得到控制。
1.2定子和转子绕组水内冷却
水冷却转子绕组需要采用专用措施来密封其定子部分与转子部分的过渡通道。主回路的水从水箱经过水泵，流入冷却器和主过滤器。水流过主过滤器后，一半将进入定子绕组，另一半则进入转子绕组。定子绕组排放出的冷却水直接流回水箱，而转子绕组流出的冷却水要经过水接头才返回到水箱。
2运行中冷却回路的化学性及干扰
2.1水的中性控制
实验研究证明，冷却水质酸碱度为中性，含氧量低、净化度高、导电率低，不含其他化学物质，这样才能达到最佳功效。在实际运行中发现，在水中若注入一点儿氧，它将立即与铜表面产生化学反应，此时的闭环系统其含氧量浓度小于30μg/L。由于不断对支流进行净化，其水的电导率将会维持在约0.μS/cm。
定子冷却水调节系统设置了大量的部件和设备，在系统没有受到干扰，结构紧密的情况下这些部件将可靠运行。若水泵、阀门及其管件等部件结构不紧密，在有空气介入的情况下，将会造成由于结构引起的干扰，也会产生氧化铜沉淀物。
铜的腐蚀率取决于水中的氧浓度和pH值。有关部门对铜腐蚀的研究结果显示当氧浓度为200～300μg/L时，铜的腐蚀率最大。随着pH值的增加，腐蚀率将降低，当pH值达到一定值时，腐蚀率已接近零了，见图1。对比结果表明，在不考虑氧化层的条件下，在低氧化还原电势下（氧浓度<100μg/L）,将形成Cu2O；在高氧化还原电势下（氧浓度＞100μg/L），将形成CuO。
图1铜的腐蚀速率与水的pH值及水中溶解氧含量的关系曲线
氧化铜的溶解度取决于pH值以及铜的化合价。在pH值小于8时，Cu2O的溶解性比CuO低得多。随着pH值的降低，氧化铜的溶解度将大幅度升高。pH值在8～9之间时，这2种氧化铜的溶解度都将很低，可达到碱性度的要求。当pH值大于9时，在室温下，其溶解度又会升高。氧化铜的溶解度还与温度相关，当温度逐渐升高时，其最小的溶解度向pH值降低的方向移动。
到目前为止，我们可以分析出引起诸多问题的原因了，例如导体中沉淀物的形成。一个紧凑的冷却系统是平衡的，不会产生任何问题。但是如果有空气进入，由于CO2的影响，pH值将降低，铜腐蚀率会升高，溶液中Cu+和Cu2+将随之增加，氧化铜溶解度也将升高。同时氧化还原电势也将升高，这将形成大量的比Cu2O溶解度高的CuO。若氧气只是瞬间进入，如空气瞬间泄漏，氧气将会很快被混合床消耗，二氧化碳将被释放出来，氧化还原电势将下降，pH值将上升［2］。这将使CuO溶解度降低，产生沉淀，从而导致空心导体有沉淀。
除了机械部分有沉淀外，在高干扰区域内，溶液过饱和也会产生晶体沉淀，这就是管壁波纹形成的原因。若水流流速受限的情况没有被及时纠正，被冷却的导体将因此发生局部过热，甚至破坏导体绝缘，最终会熔化定子线棒。
当水流流速受限时，可以通过对各单个线棒水流量和温度等参数的变化，确认内冷水管路被堵塞的状况。若有沉淀物则可酸化清洗掉。清洗溶液的选择取决于阻塞物的类型，比如是氧化铜还是金属铜。若冷却水为中性，在空气饱和的状态下，将产生高溶解度的CuO，同时也将增加铜的腐蚀度。
2.2水的碱性+低氧控制
进一步实验研究表明，在pH值为8～9时，只产生微弱的铜腐蚀和溶解氧化铜现象。这里推荐一种优化发电机冷却水回路的方法：使冷却水具有碱性+低氧特性。
使冷却水具有碱性有以下2种方式：①注入碱液；②使用钠元素，Na从阳离子交换树脂中提取。
最先考虑到的是第2种方法，但为了提取Na，需要将树脂维持在一定的比例，这是不容易办到的，尽管这种方法仍在一些发电机组中使用。
采用注入碱液的方法目前已被证实是安全可靠的，并被国外制造商作为标准方法，其特点是在流过离子交换混合床（Mixed Bed）的回路中注入碱液。
碱液装置和工作过程见图2。为了方便测量装置监控碱液的浓度，在水纯度最高的地方（如混合床后）注入碱液溶液。碱液由泵注入到水处理回路。
图2发电机冷却水系统原理图
碱性+低氧状态对水的要求控制范围见表1。因电气因素，主回路水的电导率不应超过1.5μS/cm。pH值要维持在8~9之间。阳离子交换后的电导率用于监控混合床内负离子交换树脂的性能。为了避免产生过低的氧化还原电势和铜离子减少的现象，定子和转子冷却水的含氧量应保持在10～30μg/L，“水氢氢”定子绕组水冷却要求含氧量要保持不大于30μg/L。
表1发电机内冷水碱性+低氧状态下的监测项目
参数
推荐值
连续
测量
每月测量
（用实验室设备）
主路电导率（直接测量25℃）/μS·cm-1
05～15
√
√
交换器电导率（25℃）
/μS·cm-1
≤02
√
√
氧含量（定、转子冷
却）/μg·L-1
20±10
√
√
氧含量（定子冷却）
/μg·L-1
≤30
√
pH值（25℃）
80～90
√
铜含量/μg·L-1
≤5
√
钠含量/μg·L-1
70～250
√
从表1可以看出，在碱性+低氧状态下，铜含量≤5μg/L，实际通常可以做到＜2μg/L。这些值表明铜的腐蚀率是极低的。应对定子和转子绕组冷却水的电导率和氧进行连续监控，其他测量项目可一个月进行一次检测。
冷却水采用碱性+低氧量的最大优势是受空气进入的影响不大。pH值为8～9时，氧对铜的腐蚀没什么影响，CO2对pH值的影响也甚微。整个冷却系统有足够的缓冲能力［3］。
除了监控诸如电导率、氧含量等重要的化学控制参数外，还要监控以下参数，以供报警：①定子单根线棒温度和不同槽间温差；②各分支路出水温度和温差；③液压参数（压差、流速等）。
目前按图2所示原理开发的一种新型发电机内冷水控制系统（含自动加碱装置）已经在国电大同二电厂二期600MW发电机上试运，运行效果比较满意，使内冷水质得到了明显改善。
3对DL/T 801—2002的一些诠释
已经执行了几年的电力行业标准DL/T 801—2002对规范发电机内冷水质的监测和管理起到了重要的指导作用，但需要说明的是该标准规定的pH值为7.0~9.0，并不是上面文中所述的最理想的范围8.0~9.0，而且从图1中可以看出，不管水中的含氧量是多少，pH值为7时铜的腐蚀速率都数倍于pH值等于8的情况，换句话说，pH值在7～8之间仍然存在一定的腐蚀现象，绝不是理想的水质范围，但该标准为什么这样规定呢？笔者参加了标准的审查和报批工作，该标准在长达2年多的制定过程中，对pH值范围的规定始终争论比较大。工作组调查中发现，近些年国外先进的发电机内冷水质的规定和检索到的有关研究文献都表明，把pH值控制在8.0～9.0之间最理想，这在国外已经有了明确的结论，所以标准编写工作组最初的征求意见稿是把pH值控制范围规定为8.0～9.0。后来经过专家反复论证及大量征求基层意见，由于过去普遍执行控制在7.0～8.0之间的规程，因此大量现有的水质控制设备基本能够满足旧规程的要求，在保证电导率合格的前提下，一般可以使水质pH值维持在7.0～7.5之间运行，也是基本可以保证发电机安全的，至少腐蚀速度比较慢。研究证实，pH值低至6.95是铜腐蚀速率急剧增加的界限，并且pH值在7.0～7.2以下水中含铜量才很快增加［4］，所以把7.0作为最低标准要求还是可以接受的。如果立即规定不能低于8.0，我国大量的现行发电机内冷水处理设备将立即面临淘汰，这不符合国情，也是不现实的。因此，该标准保留了pH值在7～8之间仍认为合格的旧标准规定，但把上限升高到9，若某发电机还是保持过去的pH值在7～7.5运行，就从旧标准的“完全合格”变成新标准的“勉强维持在规定的下限运行”，为达到新标准的“完全合格”要求，至少应当达到8.0，因此电厂有条件时就应当对旧设备进行改造，这是新标准的隐含意义。因此，我们认为该标准还是过渡性的，一旦我们的发电机内冷水处理设备普遍得到改进之后，应当按修订的标准要求内冷水pH值不能低于8运行。
4结束语
根据全世界的发电机运行情况看，冷却系统还存在着诸多问题，最为突出的是由于空气的进入，将造成水流限制。冷却回路最初运行于低氧、高纯净度的中性水中，将其最优化，使水的pH值提高至8～9，使水呈碱性，这样就有效地控制了沉淀形成，并且将主回路水的氧含量保持在10～30μg/L，可避免转子绝缘管内形成导电层。
5参考文献
［1］DL/T 801—2002 大型发电机内冷却水质及系统技术要求.北京：中国电力出版社，2002.
［2］Heard JG: Summary Report to Questionnaire Corrosion in Watercooled
Generator Windings Elektra 96, 1984
［3］Emshoff HW and Krug M: Water Cooled Stator Windings of TurboGenerators
Computerized Monitoring of Stator Bar Water Temperature Rise for Early Detection
of Over Heating due to Flow Restrictions in the Stator Windings CIGRE－Report
No11～09 CIGRE －Conference Sept1986.
