毕业论文(设计)300MW 机组发电机定子冷却水系统改造.doc
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1、300MW机组发电机定子冷却水系统改造何鹏(湛江电力有限公司 广东 湛江 524099 )摘要 介绍湛江电厂#1机定子冷却水系统加装超净化水处理装置后定冷水pH值提高,铜离子浓度和电导率降低,水质指标达到2002年发布的中华人民共和国电力行业标准大型发电机内冷水质及系统技术要求(DL/T801-2002)规定的水质标准,有效阻止发电机定子铜线棒腐蚀和防止内冷水通道堵塞,使系统运行稳定,减少换水、调整等操作,减少除盐水消耗,减轻值班人员的劳动强度。关键词 发电机定子冷却水 水质工况 问题 改造一、当前发电机定子冷却水系统运行方式及存在问题:湛江电厂#1机为300MW东方汽轮机组,发电机定子冷却水
2、现行的处理方式是凝结水连续换水。该系统原有的离子交换器没有投运,根据调研及工程中发现,普通的离子交换器即使投运,也不能满足现有国家标准及二十五项反措的要求。凝结水连续换水处理方式通常存在的问题是:虽然电导率为基本能达到2.0us/cm以下,但PH多数情况下小于7.0,Cu2+通常在50130ug/L之间,有时甚至更高,不符合DL/T801-2002标准的要求。在该运行方式下,由于凝结水中有NH3,当控制电导小于2.0us/cm,PH经常低于7.0,在这样的运行条件下,空心铜导线与NH3和水中的溶解氧发生复杂的反应,导致铜离子含量高于标准规定的小于40ug/L的要求。如果铜离子含量经常在100u
3、g/L,就表明定子线棒存在比较严重的腐蚀。新的国家标准DL/T801-2002考虑了最近几年来发电机由于内冷水水质不合格导致的停机甚至线棒烧毁的事故,对发电机内冷水水质提出了更高的要求,而现有处理方式处理后水质不能满足新标准的要求,存在事故隐患。 国电公司二十五反措(1999)也明确要求,为提高发电机冷却水运行系统的安全性,必须提高发电机冷却水水质,降低系统补水量。目前我国发电机内冷水系统的运行方式主要有:添加铜缓蚀剂法、小混床处理法、频繁换水法。这三种运行方式均存在各自的技术缺陷,对发电机的安全经济运行不利,曾发生因内冷水水质不理想,造成发电机铜线棒烧毁或降负荷运行的情况。二、发电机定子冷却
4、水水质工况改进的必要性发电机内冷水水质会影响发电机铜线棒的安全经济运行, 全国125MW以上机组约2000台以上,发电机内冷水均存在不同程度的水质超标问题,各类因内冷水水质不良引起的线棒腐蚀、过热、绝缘损坏事故接连不断,尤其以300MW以上机组最为严重,损失极大。1台300MW机组跟定子线费用高达约800万元,因此最新研制的超净化离子交换装置的技术成果的推广应用,彻底改善了发电机内冷水水质,减缓腐蚀,提高运行稳定性、安全可靠性。若全国1/3的机组应用本技术成果,即可因安全性提高减少事故,节约检修费用达数十亿元,社会经济效益十分可观。而对于开放式运行系统每年仅节约除盐水而节约的运行费用即可达数亿
5、元。超净化离子交换装置在水质处理上比小混床处理法具有处理流量小、水质优且稳定、周期长等优点。主要是因为:铜在纯水中,当PH值大于7时,进入自钝化状态,相比较小混床处理而言,超净化离子交换装置水处理使得内冷水呈弱碱性,铜线棒钝化状态更加完善。因此防腐效果好。详情如下:区别点小混床超净化离子交换装置处理树脂普通阴、阳混合树脂超净化离子交换装置(进口均孔、均粒树脂、含树脂最佳调整试验和配型试验)运行周期发电机厂家设计周期为3个月。贵厂的运行周期长于设计周期)同样的树脂体积,运行周期可达到1年以上。水质效果难以长期保证定冷水的PH值一直大于7.0,一般电厂的水质PH值在6.57.0之间。可以长期保证P
6、H值一直大于7.3。改造后铜含量一般小于20g/L,肯定小于小混床处理时的铜含量。水箱密封状况小混床处理时,一般需对水箱密封,否则水质难以稳定,需经常换水。水箱无须密封,水质稳定, 无须换水。处理流量不同处理流量一般为总流量的3%5%,约1.5吨/小时。处理流量小,约为处理流量的1%2%,约1吨/小时。综上所述,对发电机内冷水系统进行优化技术改造势在必行。最新研制的超净化离子交换装置已经在100余台机组上使用,其中300MW机组40余台。其使用效果符合国家标准DL/T801-2002,得到了电厂的普遍认可。三.改造方案及系统运行:1、主要改造依据:1.1 DL/T801-2002大型发电机内冷
7、却水质及系统技术要求2002年4月27日中华人民共和国国家经济贸易委员会颁布电力行业标准DL/T801-2002大型发电机定冷水质及系统技术要求(2002年9月1日执行)。规定了容量为200MW及以上水内冷绕组汽轮发电机的内冷却水水质标准和系统的清洗处理措施。标准要求:(1) 发电机内冷却水应采用除盐水或凝结水,当发现汽轮机凝汽器有循环水漏入时,内冷却水的补充水必须是除盐水。水质要求:pH(25)7.09.0;电导率(25)2.0s/cm;含铜量30g/L;(2) 新投运的机组,应采用下列配置,已投运的机组宜在大修和技改中逐步实施和完善:水箱采用全密闭充气式系统;每路进水端设置有5m10m滤网
8、,必要时应加装磁性过滤器;内冷却水系统应设置旁路混合阴阳离子交换器;定冷水系统应安装电导率、pH值的在线测量装置。1.2 GB12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量根据中华人民共和国国家标准GB12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量第11条之规定.(1) 冷却水质量应符合以下指标要求:电导率(25)2s/cm;铜40g/L;pH(25)7.09.0。(2) 冷却水的硬度按汽轮发电机的功率规定为200MW以下不大于10mol/L;200MW及以上不大于2mol/L。(3) 汽轮发电机定子绕组采用独立密闭循环系统时,冷却水的电导率应于2.0s/cm。1.3国电公司防
9、止电力生产重大事故二十五项重点要求国电公司2000年9月28日发布防止电力生产重大事故二十五项重点要求。该要求中第11.3.1.5条规定:“125MW及以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂,但必须控制pH值大于7.0”。2、主要工作:2.1对需改造机组的内冷水水质情况进行化验以及水质温度、压力,需要提供准确数值;并进行相关小型试验,确定树脂选型及比例更合理,确保水质运行更稳定、周期更长。2.2 提供电厂发电机内冷水系统超净化处理装置改造方案,提供系统改造图。2.3提供改造所需的有关设备。提供改造所需的管道、阀门等配件,提供化学在线仪表及仪表柜。改造所需材料情况见附表。2.4提供精选进口均粒离子交换
10、树脂,确保离子交换树脂的粒度均匀,满足要求。2.5负责系统试运行期间的技术调试。2.6改造完成后,提交内冷水系统微碱性净化处理装置改造报告。3、改造方案3.1除原有的离子交换系统。3.2在原有离子交换器位置加装超净化离子交换装置。3.3改造原系统的的补水管路系统。3.4安装在线检测系统。发电机内冷水超净化离子交换装置水处理系统示意图内冷水泵过滤器发电机冷却器内冷水箱超净化交换装置装置处理装置捕捉器电导率仪pH计4、系统改造安装内容4.1超净化离子交换装置的安装。离子交换器罐体采用不锈钢材质,尺寸为6002488,装有特制的阳、阴离子交换树脂,树脂在装入前已经过严格预处理和优级纯试剂大剂量高度再
11、生,能保证大幅度降低树脂中低聚物含量,提高再生度。设计运行周期为11.5年,可每年定期更换树脂一次,省时省力省费用,可靠性高。并且在交换器的进出口加装树脂捕捉器,保证树脂不会进入主系统,并且与主系统隔离方便,从而保证了内冷水系统运行的安全性,优化水质条件,确保系统的安全运行。序号名称规格材料数量备注1超净化交换器6002488不锈钢1套2树脂捕捉器不锈钢2只3流量计LZB-50不锈钢1只4压力表01.0MPa不锈钢2个5截止阀DN50、 DN25、 DN6不锈钢20个6法兰DN50 Pg10、 DN25 Pg10不锈钢50个7管道573.5、323不锈钢100米8电导率表就地2只上海丽和9PH
12、就地2只POLYMETRON10特种树脂700Kg进口树脂4.2 定冷水改造主要材料清单(见下表)4.3监测点及取样点的改进离子交换器进出口各安装一台在线电导仪和pH仪的发送器,分别引至就地仪表监视盘上。同时设置手工进出口取样点,方便化学检测。5、技术要求5.l考核指标:内冷水系统水质符合DL/T801-2002的要求,即PH7.0、DD 2.0us/cm(25)和铜离子小于40ug/L。参考指标(用来监视离子交换器运行工况):离子交换器出口PH7.0和 DD 1.0us/cm(25)5.2施工安装符合电力建设施工及验收技术规范DL/T5047-95及有关标准的要求。5.3设备的出、入口均应加
13、装树脂捕捉器,法兰接口均采用聚四氟乙烯塑料密封。6、调试前的检查与准备6.1在线监测仪表的接线6.2交换器的除盐水正洗为对整个系统及树脂进行冲洗,首先开启处理系统除盐水补水门对其正洗。交换器进水流量为5m3/h,出水压力控制为0.1MPa。冲洗时间共5小时,出水水质由开始时DD 78.23us/cm降至DD 0.262us/cm。由出水水质指标可以看出,冲洗是彻底的。正式投运该系统时,办理了投运工作卡。化学运行人员对系统水进行了取样分析。装置正式准备试投运时,再次用除盐水正洗该系统,十分钟后出水,出水电导已由开始时34.83 us/cm降低至0.777 us/cm,可进行下一步操作。6.3定冷
14、水系统试压试验此套超净化处理系统采用旁路处理的方法,其处理量的大小将影响整个定冷水系统的冷却水的进水压力及流量,当压力过底或流量过小时,有可能引起发电机自动保护装置启动引起跳机事故,因此,要对其进行试压试验以确定整套系统的最大处理流量。在汽机运行人员的配合下,分别调节处理流量在0、1、2、4、5、6m3/h范围内变化,再分别将处理量快速调整0 6m3/h及6 0 m3/h。这样在整个测试过程中系统压力一直维持在0.33 MPa 0.30 MPa之间变化,压降仅为0.3MPa,定冷水系统运行稳定。试验结果记录见后附表一。从试验结果看,交换器的最大处理流量6 m3/h。在06 m3/h的处理量范围
15、内运行该此套超净化处理系统,可以确保机组稳定、安全运行。6.4装置用系统水正洗试验过程即对超净化处理装置用系统冷却水进行了正冲洗。至试验完成时,装置出水pH 7.81、DD 0.587us/c,达到运行要求。6.5投运超净化处理系统正式投运,打开离子交换器出口出至定冷水箱门,经装置处理后的水回收至定冷水箱。下图一为装置投运三小时内的pH变化情况。从中可以看出:在刚开始投运之前系统pH值只有6.38。我们知道这个pH条件下是会对发电机线圈造成严重腐蚀的。在此之前的取样分析结果也同样说明了这个问题。当装置投入运行后,系统的pH很快得到了改善,大约经过1小时15分钟的时间,整个定冷水系统的冷却水pH
16、值提高到了7.0。其后系统冷却水pH继续升高,一直稳定在7.35左右,而在这个条件下,将可大大减缓机组线圈的腐蚀。此时交换器的出口水质pH值也稳定在8.12。随后几天的时间内也对其进行了持续监测,结果如图二所示。装置的投运最终将系统冷却水的pH值稳定在7.7左右。那么从上述情况看,该装置的投运已显著改善了定冷水系统冷却水的pH值,将可有效的解决机组线圈的腐蚀问题。检测定冷水的水质另一个很重要的指标是DD,电导率的高低将直接关系到机组是否能稳定、安全的运行。那么,该套装置的重要用途之一也是大大降低并稳定系统冷却水的DD,保护机组的安全运行。在投运开始前的三小时内,变化情况见图四。系统冷却水DD由
17、刚开始投运时1.62us/cm,半小时内就降为0.751 us/cm,只至0.399 us/cm;而装置的出口DD也只有0.644 us/cm。很显然,装置的投运很好的降低了冷却水的DD率。进一步观察运行情况,记录如下图:由上图可以知道,经过两天的运行,系统已经稳定在进、出口DD率都小于0. 5us/cm的范围内。可以保证机组的安全运行。(3)Cu2+指标的变化情况下图五中描述了投运后,冷却水的Cu2+含量变化情况。运行时间(小时)0116.540出口Cu2+(ug/L)6.293.48进口Cu2+(ug/L)11273.6710.34从图中可以看出,系统冷却水投运前的Cu2+含量119ug/
18、L很快的降低并稳定至8ug/L。说明该套装置对减缓线圈的腐蚀作用是明显的。为进一步说明问题,根据厂里提供的以往机组运行时的记录数据再做一个对比,结果见下表:记录八月七月六月五月四月三月Cu2+(ug/L)4.73173.84.1112752.814212.7161.59.761.56.699.9未使用该套系统之前,系统冷却水对线圈的腐蚀教为严重,Cu2+含量维持在4.73173.8 ug/L的范围内,显然超过Cu2+含量小于40ug/L的标准。而装置的投运,可以确保系统冷却水Cu2+含量小于20ug/L。确实已有效的减缓了机组线圈的腐蚀。至调试结束,监测系统冷却水的各项水质指标均已达到并优于技
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