某廠發電機定冷水水質差的原因分析與處理

楊雙華 藺大鵬

(1.三河發電有限責任公司,河北三河 065201;2.廊坊供電公司,河北廊坊 065000)

某廠發電機定冷水水質差的原因分析與處理

楊雙華1藺大鵬2

(1.三河發電有限責任公司,河北三河 065201;2.廊坊供電公司,河北廊坊 065000)

某廠二期機組定冷水水質自投產以來總是不達標,本文對其原因進行分析并通過系統改造徹底解決存在的問題。

定冷水 水質 超凈化裝置

1 引言

大型發電機在運行中定子線棒由于各種損耗會產生熱量,這部分熱量如果不能被及時的帶走,將會引起線圈溫度升高,加劇絕緣老化,最終達到無法容許的程度。這時就必須采用合適的冷卻方式有效的帶走各種損耗所產生的熱量,使發電機各部分溫升控制在允許范圍內,保證發電機安全可靠的運行。水具有很大的比熱和導熱系數,價格低廉,無毒無害,不助燃,不可燃,無爆炸危險。冷卻效果好,允許承受的電磁負荷比空冷、氫冷高,提高了材料的利用率,因此大型發電機廣泛采用定子繞組水內冷的方式。采用水冷方式的發電機,對水質有嚴格的要求,定冷水的PH值、導電率、銅離子含量必須在合格范圍內,否則將會造成水路堵塞或造成定子空心銅導線腐蝕漏水引起發電機定子繞組短路事故的發生。

2 系統概述

某廠二期工程300MW機組,汽輪發電機型號為QFSN300220B型,該型汽輪發電機采用水氫氫冷卻方式,即:發電機定子線組(包括定子線圈,定子引線,定子出線)水內冷卻,轉子線圈氫內冷卻,定子鐵心和結構件為氫氣表面冷卻[1]。

機組定子冷卻水系統由一套獨立閉式自循環系統組成,系統中設置有自動水溫調節器和離子交換器等輔助裝置,還有監視水溫、水壓、電導率、流量等參數的表計,并可在超限時發出報警信號。

水質要求:電導率 0.5～1.5μs/cm(20℃時)

PH值 7-8

硬度 小于等于每升2微克當量

系統運行一段時間后,水質會逐漸變差,系統配置的離子交換器專為提高系統中純水水質而設置,不允許直接處理生水。離子交換器為混合床式,即陰離子樹脂和陽離子樹脂以2:1的比例混合裝填在同一床體內。其過流量約5m3/h,占系統總流量的8%左右。系統補水取自機組除鹽水箱補水,除鹽水水質為PH值7.8～8.5,電導小于0.2us/cm。

3 發電機內冷水水質不達標的原因分析

為滿足發電機運行時的對地絕緣要求,內冷水使用低電導率的除鹽水。由于除鹽水的酸堿緩沖容量很小,當與空氣中的CO2接觸時,pH值迅速下降。一般情況下,暴露于空氣中的除鹽水的pH值在6.0～6.5之間。當空氣中的CO2與除鹽水達到溶解平衡時,除鹽水的pH值可低至5.7。由于發電機內冷水系統的結構較特殊,實際運行中難于做到完全密封,尤其是雙水內冷機組。因此,低電導率的內冷水必然在低pH 值的工況下運行。在pH值低于6.8的工況下,銅處于腐蝕區。實際上,當發電機內冷水于空氣接觸時,其pH值在6.0～6.5之間,所以銅線棒將產生腐蝕,腐蝕產物溶入內冷水中,必然導致內冷水Cu2+濃度升高,電導率增大。另外,由于內冷水與空氣直接接觸,大量的氧氣直接溶解進入內冷水中,其濃度可達2000～5000μ g/L,遠遠大于標準值的30μg/L。高濃度的溶解氧也是導致銅線棒腐蝕的原因,同樣會導致內冷水Cu2+濃度升高,電導率增大。

上述種種因素的疊加就是發電機內冷水的pH值、電導率、Cu2+濃度和溶解氧濃度等水質指標不能達標的實質原因[2]。

4 運行中存在問題

某廠二期機組定冷水自投運以來,定冷水PH值經常小于7,且銅離子含量在20～200ug/L范圍內變化,為此不得不頻繁的對定冷水進行換水以提高水質標準。系統中配置的小混床不能滿足定冷水運行中的水質要求。我國有五個標準涉及到發電機內冷水的水質指標,它們分別是:DL/T 561-95、DL/T 801-2010、DL/T 889-2004、DL/T 1039-2007和GB/T 12145-2008。2007年之前的國內大多數300MW及以上機組設計中發電機內冷水的處理方法均為“小混床處理法”,小混床內裝有陰陽兩種離子交換樹脂,分別用來除去水中的陰離子和陽離子,達到凈化水質的目的,但都存在pH不達標的問題。根據DL／T 801-2010大型發電機內冷卻水質及系統技術要求規定:發電機定子空心銅導線冷卻水水質控制標準PH值8.0～9.0,導電率為0.4～2.0us/cm,銅離子含量≤20ug/l,將PH值由7升至8時,銅的腐蝕率可下降為1/6,由8升至8.5時,銅腐蝕率可下降為1/15[3]。可見,提高PH值對抑制銅腐蝕有顯著的效果,故新的國標規定定冷水PH值應大于8。

5 問題原因分析

通過對系統檢查分析,確認我廠原裝小混床存在的主要問題有4個方面:(1)原裝小混床本身結構設計不合理,沒有配水裝置,存在偏流、漏樹脂、運行周期不穩定等問題,出水水質不理想。(2)我廠原裝小混床內裝普通型樹脂,樹脂中常泄漏大量低分子聚合物,對系統存在污染并使小混床出水pH偏低,系統pH常≤7.0,不符合國標規定pH≥8.0的要求。(3)普通樹脂交換容量小,需每隔3～6個月抽出樹脂一次進行體外再生,不僅費時費力,而且偶爾一次再生不理想就會造成投運失敗后水質嚴重不合格,需重新再生。(4)原裝小混床處理系統設計存在的問題:系統設計中缺少一些必要的在線儀表,無法連續檢測系統水質,樹脂捕捉器的設置也存在樹脂漏入發電機的可能性。

6 問題的解決

由于原裝小混床系統存在上述多種不完善和技術問題,我廠在2013年4月對定冷水處理系統進行改造,加裝定冷水超凈化裝置,即:將小混床處理的系統改為大混床+微堿化系統。

6.1 超凈化裝置簡介

XL-07系列發電機冷卻水超凈化裝置,是專門用于內冷水系統旁路處理的專利產品,設計出力為內冷水量的5—10%,設計壓力0.6MPa,試驗壓力0.75 MPa。該系統由超凈化裝置、特種樹脂、樹脂捕捉器、在線監測儀表等部分組成,并配備相應的儀表和儀表柜。加堿裝置啟停由超凈化裝置出口電導表控制,設定啟停電導分別為1.0μs/cm、2.0μs/cm;加藥量由PID調節器控制。堿液為濃度1%的NaOH溶液;堿箱液位應每半月檢查一次,當液位低于20L時,應及時配置堿液[4]。

6.2 新問題的出現

二期機組發電機定冷水改造完成后,定冷水PH值有了很大改善,大部分時間能夠達到8.0以上,但還存在著調整特性不好的現象,造成定冷水PH值以及電導數值超標現象時有發生,例如:定冷水PH值仍小于8.0時,但超凈化裝置出口電導就已經大于2.0μs/cm了,加堿裝置自動停止。所以一直不能嚴格的控制定冷水質從而影響發電機的安全運行。通過進一步檢查調研和現場檢查發現改造后的定冷水凈化系統還存在兩個問題。

(1)導電度儀表取樣位置存在不合理現象。導電度儀表與PH值儀表安裝位置不一致,致使測量產生誤差,PH值和導電度總是不匹配。原定冷水導電度的測點裝在濾網出口,距離超凈化裝置入口較遠,超凈化裝置出口的電導測點靠近加藥點,這使得所測得的超凈化裝置出口電導偏高。而PH值測點裝在超凈化裝置的混床入口管道,混床出口的測點更靠近混床。(2)堿液箱的通氣孔與大氣直接相通,這樣就會造成空氣中的二氧化碳與堿液發生化學反應影響堿液的PH值,不合格的堿液制劑被加入定冷水系統后會使得定冷水電導增加而PH值增加不多的現象。

6.3 系統的再次優化

針對以上問題,我廠再次進行優化。首先對定冷水導電度測點位置進行移位,改造后將定冷水導電度的測點改在混床入口,混床出口的測點更靠近混床。改造后定冷水電導監測數值能更好的體現超凈化裝置入、出口的電導,同時定冷水PH與導電度儀表取樣位置一致,可以更好的檢測水質。其次,對堿液箱通氣孔加裝吸收二氧化碳的呼吸器,防止二氧化碳污染堿液,徹底避免了藥劑在使用期間特性的變化對加藥品質的影響。最后,為提高定冷水凈化裝置的可靠系數,對原來的小混床做恢復備用改造。在原來的小混床中添加陰陽樹脂,下層約30L陰樹脂,上層越30L陽樹脂,陽樹脂為混合型樹脂,對定冷水中的鈉離子和銅離子都有吸附作用。原來的小混床與920L的大混床并列連接。

6.4 改造后實際運行效果

通過兩次改造后,目前定冷水系統運行穩定,定冷水PH值和導電度均符合要求,銅離子含量也在20ug/l以下,定冷水換水次數也大大降低,既提高了發電機的運行安全系數,又節約了除鹽水。值班人員在正常運行中需要監視超凈化裝置出口的電導狀態,加堿裝置未投運時,出水電導連續24小時大于2.0us/cm;或加堿裝置投運時,出水電導大于2.5us/cm。出水水質如果達到以上任意一條,則判定超凈化裝置失效,須將其解列,退出運行。

7 結語

定冷水水質是大型發電機運行中監視的一項重要指標,內冷水pH值提高,銅離子濃度和電導率降低,能有效阻止發電機定子銅線棒腐蝕和防止內冷水通道堵塞,保證發電機安全運行,減少檢修率,延長發電機使用壽命,由此產生的經濟效益遠遠大于節水效益。同時由于大大減少了換水次數,也減輕了值班人員的勞動強度。

[1]三河發電有限責任公司.二期設備說明書,2008.

[2]聞人勤等.發電機定冷水銅導線腐蝕的原因及影響因素分析[J].華北電力技術,2003(3):15-17.

[3]中華人民共和國電力行業標準.大型發電機內冷卻水質及系統技術要求,DL/T801-2010.

[4]西安協力動力科技有限公司.發電機內冷水超凈化裝置使用說明書.P5.

楊雙華(1982—),男,河北三河人,軟件工程碩士學位,工程師,研究方向:火電廠集控運行專業;藺大鵬(1982—),男,河北廊坊人,經濟師,法學學士學位,廊坊供電公司營銷部安全員。