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双水内冷发电机内冷水处理改造

发布时间：2009/6/20 阅读次数：950 字体大小: 【小】【中】【大】

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有些电厂采用的方法是对双水机组的内冷水进行旁路脱气。脱气法存在一个问题，就是很可能使得内冷水的溶解氧处于100ppb~1000ppb，这在内冷水高氧运行工况下，容易造成腐蚀加速。

对于双水内冷的机组，其系统的密闭性不好，由于其内冷水系统漏入的空气量非常大，内冷水甚至是空气的过饱和溶液，单纯使用离子交换树脂，内冷水pH值很难提高到7.5以上，维持不了内冷水的微碱性，铜的腐蚀得不到控制。

3、SF-125II型水质调控系统介绍：

该系统总结了国内外这方面研究的经验，针对双水机组的自身特点，确定了高氧系统运行工况（High-Oxygen System Operationg Conditon）做为出发点，研制了SF-125II型水质调控系统。该系统具有“离子交换——加碱碱化法”调节pH值能力强的特点，同时克服了其控制电导率弱的缺点，因为树脂配比一旦确定，很难调整电导率了。工艺流程如下：

该系统特点：

（1）整个装置结构紧凑、模块化设计、简单明了，操作方便。进、出水电导率表、pH表、压力表、温度表、流量计等已经内置于系统的不锈钢机架内，使得系统各个参数一览无余。在线表监督，省时省力。

（2）系统安装调试3~4天完成。该系统装置的入口和出口分别用DN32不锈钢管道连接到内冷水系统的冷却器出口和内冷水箱，同时用DN15不锈钢管将整个系统的排污口接入排水沟。

（3）pH值控制：采用国外进口微量计量泵，直接加入优级纯NaOH的稀溶液，溶液浓度范围0.2~0.4%，一周配药最多一次，将称重好的NaOH倒入药箱（容积40~60L），利用系统设备管道，放水至刻度即可。pH值控制方式：手动和自动两种方式；自动方式：采用西门子PLC进行控制，采集电导率、pH表、压力信号、温度信号、流量信号，对于各种异常情况，采取相应措施，安全可靠。

（3）pH值的目标值、pH值运行调控范围、pH值调控响应速度都可以通过PLC液晶触摸人工进行输入。实践运行表明，该控制程序运行非常稳定。

（4）电导率的控制：由于pH值运行范围的不同，相应的电导率范围也会发生变化。因此该PLC程序只提供电导率运行上限值和系统保护值，该值采用液晶触摸人工进行输入。

（5）PLC运行显示界面：分为报警显示界面，系统运行参数总览界面和系统各参数设定界面（参数设定需要输入进入工程师密码）。

（6）考虑到各个双水机组的差异性，特种均粒树脂设计运行周期1.5年以上，但由于富余量取值较大，运行周期估计一般3~5年。

（7）根据各双水机组的差别，整个装置总重量会略有差异，但均小于一吨。这也就为运输、安装提供了便利条件。

设备现场运行照片，欢迎实地考察

综上所述：

我公司经多年努力及多家电厂的鼎力支持，在双水机组改造项目上取得了显著的成绩。并希望得到更多的朋友的信赖及支持，我公司将竭诚为您提供最优质的服务及产品。

公司邮箱：qichuangsifang@sina.com

附录：文中前五个图均来自权威杂志或研究报告。下面是国外的一些研究结论，希望能对电力同行有所帮助。

Generator Cooling System Operating Guidelines：Cooling System Maintenance and Performance Guidelines During Startup, Operation, and Shutdown 1004004，Final Report, December 2001

报告结论：

Generator stator water cooling systems have been designed to operate with dissolved oxygen (DO) concentrations of either more than 2 parts per million (ppm) or less than 50 parts per billion (ppb). If the system operates with the DO concentration in either design range, copper corrosion rates are low and do not lead to reduced cooling capacity or adversely affect generator

availability. In the range between the extremes—when the DO levels are between 50 ppb and 1 ppm—cooling systems have lost at least some of their capacity as a result of clogging or plugging, making it necessary to reduce the generator load or shut it down altogether. These operating guidelines apply to systems with either high- or low-DO concentrations and are intended to mitigate excursions into the detrimental range, or at least minimize the time spent there.

Prevention of Flow Restrictions in Generator Stator Water Cooling Circuits

For an aerated system, it has been shown that DO concentration should certainly be greater than 1 ppm, and 2 to 3 ppm is preferred. A goal of 2 to 3 ppm is realizable in a well maintained system. Less than 1 ppm can cause increased copper cooling strand corrosion.

A pH in the 8 to 8.5 range has proven to be effective in reducing the release of corrosion products in both aerated and deaerated systems. The rate of corrosion even at a DO in the dangerous 200 to 500 ppb range is only about 1/7 of that at a pH of 7. However, operating at an elevated pH is not recommended for stators susceptible to clip leakage due to crevice corrosion.

Inhibitor Use

Although there is widespread use of inhibitors in many industrial processes using water as a coolant, it is virtually non-existent in stator winding cooling circuits. Only one case was found in the literature where hydrazine was injected periodically to control copper corrosion. There have been several investigations to determine the potential for the use of benzotriazole (BTA) as an inhibitor. It has been shown that BTA does not significantly raise the conductivity of water while reducing the corrosion of copper in pure water by a factor of 10. Nevertheless, its use is not currently recommended in high-DO units that are susceptible to crevice corrosion in the strand to-clip connection because of the potential for accelerated crevice attack in the presence of BTA.

RECOMMENDATIONS

For aerated systems, corrective action should certainly be taken if the DO drops below 1 ppm and, preferably, when the DO drops below 2 ppm.

5. A shut down should be scheduled for an aerated system if a DO less than 1 ppm persists. Check stator windings for clip leaks

Clip leaks in aerated systems can allow excessive hydrogen ingress into the stator cooling water and thereby deplete the DO content. This is further reason to repair any such leaks as soon as practical.

Consider operating at elevated pH if clip leaks due to crevice corrosion are not a problem.

Use a 1-micron filter medium. Since the particulates released from the strands are in the 2 to 4 micron range, the filter should then be capable of trapping them before they can redeposit in the strands.

12. Install a supplemental air supply to the storage tank if it is not possible to maintain an aerated system above 1.5 ppm.

双水内冷发电机内冷水处理改造

1、引言：

目前，在不频繁换水的前提下，利用传统的离子交换方法稳定的控制双水内冷发电机内冷水水质满足电导率DD≤2.0μS/cm（25℃）、pH值（25℃）≥7.8、铜≤40μg/L的成功案例未见报道。现在，我们可以郑重宣布：这个水质指标，我们完全可以达到。

我们通过大量的实验室和实地现场试验，采用了具有创新的研发思路，成功的推出了一套全新的双水机组内冷水处理工艺，将国内双水机组内冷水水质调控水平进行了大幅度提升。该工艺的配套系统为SF-125II型水质调控系统。

2、双水机组处理为何如此之难——传统方法的弊端：

目前最新的内冷水控制标准是中华人民共和国电力行业标准DL/T 1039-2007《发电机内冷水处理导则》2007-12-01实施。其前言中有如下两段文字：

发电机内冷水的水质对发电机运行的安全性和经济性有重要影响，GB/T12145—1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》、GB/T7064—1996《透平型同步发电机技术要求》等国家标准，DL/T561—1995《火力发电厂水汽化学监督导则》、DL/T801—2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》等行业标准对发电机内冷水的水质都提出了具体的要求，但是，如何达到水质标准或运行中如何控制水质都没有给出相应的技术措施。

本标准为使发电机内冷水水质达到上述技术标准的要求而制定。本标准在全面总结国内外研究成果和运行经验的基础上，提出了适合于发电机内冷水处理的方法。

该标准的适用范围如下：

1、范围:

本标准规定了125MW及以上发电机内冷水的处理方法。

本标准适用于125MW及以上汽轮发电机和水轮发电机内冷水的处理。

该标准水质指标如下：

表1内冷水处理pH值调控法水质指标：

参数	pH值(25℃)	电导率μS/cm(25℃)	铜离子μg/L
控制值	7.0～9.0	≤2.0	≤40
注：双水内冷机组共用循环系统和转子独立冷却水系统的电导率应不大于5.0μS/cm(25℃)

表2内冷水处理除氧法水质指标：

参数	溶解氧μg/L	电导率μS/cm(25℃)	铜离子μg/L
控制值	≤30	≤2.0	≤40

由上可见，该标准在总结过去经验的基础上，对内冷水处理方法进行了总结。这里，我们将对其列举的方法一一进行剖析，具体的细节问题篇幅所限，不予论述了，请见谅。

（1）单床离子交换微碱化法：该方法现在在系统密闭性较好的水氢氢机组上已经成功应用，我公司也成功应用十多台。然而对于双水机组或是密闭性较差的水氢氢机组（如水箱开放），该方法的应用情况效果就不是很理想。幸运的是，现在的水氢氢机组密闭性基本还可以。总而言之，单纯的应用该方法对于双水机组是不成功的

（2）离子交换——加碱碱化法：该方法简言之，就是单床离子交换微碱化法的加强版，加强在哪里呢？就是加了碱。从实验中我们得出结论，单床离子交换微碱化法提高pH值的能力非常有限，想通过树脂配比就能保证使得水氢氢机组的内冷水pH值提高到8.0以上稳定运行是很难达到的。现在通过加碱的方式使问题得到解决，并且可以得到理想的pH值。但对于双水机组来说，单纯的应用该方法不能得到理想的效果。

（3）氢型混床一钠型混床处理法：这个方法在国外机组和国内机组都有应用，其对密闭性较好的水氢氢机组能得到很好的效果，我公司通过多年的工作经验，并研究了大量机组，得出结论：能用这种方法的机组也可以用“单床离子交换微碱化法”和“离子交换——加碱碱化法”。有些电厂用多填装树脂，增加水箱的密封性，应用于双水机组，但并未获得成功。

（4）凝结水与除盐水协调调节法：应用此方法，对于调节pH值及铜含量的控制可以得到很好的效果。但若用该方法将凝结水和除盐水两种水调到电导率≤2.0μS/cm（25℃）并维持稳定运行的，并未见成功案例。

（5）离子交换一充氮密封法：该方法简言之，就是单床离子交换微碱化法的另一种加强版，参照国内外资料，理论上讲，这种方法应该是最好的，因为不含“氧”，pH值又偏碱性，腐蚀最小。但该方法应用于实践中，除氧法，特别是低氧运行（溶解氧≤30μg/L），很难达到理想的效果（国外的运行导则中一大串注意事项）。针对这种方法，如果不考察溶解氧指标，对于水氢氢机组，相比单床离子交换微碱化法、离子交换——加碱碱化法，其优势也不是十分明显。因此对于双水机组，应用该方法是不成功的。

（6）溢流换水法：该方法对于双水机组未见成功案例。

（7）缓蚀剂法：因为采用该方法时，应密切监视其运行情况，防止络合物沉积。费时费力，效果也不理想。

（8）催化除氧法：该方法需要氢，因此只能应用于水氢氢机组了。而且钯树脂价格昂贵，也阻碍了该方法的推广。

（9）其他新方法：导则原文如下：

其他新方法：采用本导则以外新的内冷水处理方法时，其水质应符合表1或表2的要求。

该导则引出了本文正题“一套全新的双水内冷发电机内冷水处理工艺——SF-125II型水质调控系统”。该方法对于双水机组来说是一种非常理想的方法，并已成功应用于多台机组，达到了很好的效果。

2、双水机组溶解氧无须进行特别控制：

双水机组由于其结构的特殊性，转子冷却水始终不断地接触空气，使得其氧量进入高氧区，可以按照高氧系统要求进行水系统处理，系统无须进行特别的溶解氧控制。

Solubility of copper oxides in water as function of pH at 25 °C [19]

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