淺談發(fā)電機內冷水處理技術的進展狀況 概述 　　發(fā)電機內冷水處理方法選擇不合理時，很可能導致水質指標達不到標準要求，并且容易發(fā)生空心導線的堵塞或腐蝕，嚴重時會使線棒發(fā)熱、甚至絕緣燒毀，導致事故停機。據1993～1995年不完全統(tǒng)計，全國300Mw及以上容量發(fā)電機發(fā)生發(fā)電機本體事故及故障53臺次，其中發(fā)電機定子內冷水系統(tǒng)事故及故障29次，占54.7﹪；堵塞事故9臺次，占17.0﹪。堵塞事故處理所需時間長，造成的經濟損失巨大。通常單臺機組事故處理時間長達上千小時，少發(fā)電量數億千瓦。 　　 　　在1998年前，國內發(fā)電機內冷水處理主要以加緩蝕劑處理技術為主。自1998年華能岳陽電廠發(fā)生發(fā)電機絕緣燒毀事故以來，越來越多的電廠對發(fā)電機內冷水水質給予了高度重視?！蛾P于防止電力生產重大事故的二十項重點要求》和《大型發(fā)電機內冷卻水質及系統(tǒng)技術要求》DL／T80l一2002的發(fā)布和實施，對發(fā)電機內冷水水質提出了更高的標準，加緩蝕劑處理方案已經不能滿足新標準的要求。 　　 　　國內經過40余年的研究和探索，使內冷水處理技術得到了長足進展，出現(xiàn)了多種內冷水處理技術：加緩蝕劑處理法、小混床處理法、超凈化處理法、H／OH混床+Na／OH混床交替處理法、加NaOH處理法、除氧法等等。 　　 　　1.國內內冷水處理技術的發(fā)展狀況 　　 　　國內內冷水處理技術的發(fā)展歷程，大致可以分為三個階段：20世紀60年代開始的初步研究階段、20世紀70年代形成的加藥處理技術為主常規(guī)離子交換處理為輔的階段和堿性離子交換處理技術為主階段。 　　 　 1.1初步研究階段(1958--1976) 　　 　　1958年上海電機廠生產出了世界上 臺l2MW雙水內冷發(fā)電機，自此開始了內冷水水質處理技術的試驗研究。由于當時國外只有定子冷卻水處理的經驗，因此需要自行研究解決雙水水質的處理技術和控制方法。 　　 　　在上海某調峰機組進行了初的離子交換處理的嘗試：離子交換柱采用塑料制成，取部分內冷水進行凈化處理，內冷水的電導率和含銅量均有明顯降低，取得了良好的效果。在當時環(huán)境下，生產部門雖然取得了很好的處理效果，但是在設計制造的落實上卻遇到了困難，未能配備上這種裝置。 　　 　　另一種處理方法是降低內冷水中的含氧量。在華北某電廠采用開放式運行系統(tǒng)，將凝汽器凝結水通過凝結水泵直接送人發(fā)電機水系統(tǒng)，通過發(fā)電機吸收熱量后，直接送人除氧器。這樣，由于凝結水的含氧量很低，又沒有再循環(huán)，不可能有大量的氧漏人，便能保證內冷水的低含氧量。經過處理后，內冷水的含氧量和含銅量均很低。但采用此方法，發(fā)電機的運行就取于凝結水泵的狀況，很不。 　　 　　限于當時的情況和諸多原因，這兩種方法未能得以推廣。只能靠加強排污，調節(jié)水質pH值和換水來維持內冷水的含銅量。操作和控制均很麻煩，除鹽水損失也很大，而且每次停下吹管時，均會從中空導線中沖出大量黑棕色渾濁物。

柴油發(fā)電機組油位過高過低分別如何處理 　　柴油發(fā)電機油位過高。油位因油溫升高而高出 油位線，有時甚至出現(xiàn)油位到頂而看不到油位的情況。星光認為油位過高的原因可能是：變壓器冷卻器運行不正常，使變壓器油溫升高，油受熱膨脹，造成油位上升；變壓器加油時油加較多，一旦環(huán)境溫度明顯上升，會引起油位過高。如果油位過高是因冷卻器運行不正常引起，星光建議用戶應檢查冷卻器表面有無積灰堵塞，油管上、下閥門是否打開，管道有否堵塞，風扇、潛油泵運轉是否正常合理，冷卻介質溫度是否合適，流量是否足夠。如果油位過高是因加油過多引起，應放油至適當高度，若油位看不到，應判斷哪里為確切 油位線，再放油至適當高度。 　　油位過低。當變壓器油位較當時油溫對應的油位顯著下降，油位在 油位線以下或看不見時，應判斷為油位過低。造成油位過低的原因可能是：變壓器漏油；變壓器原來油位不高，遇有變壓器負荷突然下降或外界環(huán)境溫度明顯降低時，使油位過低；強油水冷變壓器油流入冷油器時間較長，也會使油位過低。油位過低，會造成輕瓦斯保護動作，若為浮子式繼電器，還會造成重瓦斯保護跳閘。嚴重缺油時，變壓器鐵芯和繞組會暴露在空氣中，這不但容易受潮降低絕緣能力，而且可能造成絕緣擊穿。因此，變壓器油位過低或油位明顯降低，應盡快補油至正常油位。如因漏油嚴重使油位明顯降低，應禁止將瓦斯保護由跳閘改為信號，漏油，并使油位恢復正常。若大量漏油，油位低至氣體繼電器以下或繼續(xù)下降，應立即停用該變壓器。