２００８年第４期 河南电力 ４９ 发电机内冷水劣化原因分析及处理 李晓丽。黄智 （平顶山平东热电有限公司，河南平项山４６７０２１） 摘要：对发电机组内冷水水质劣化的原因进行了分析，通过系统改造及运行方式的调整。使内冷水水质合格，保证 了机组的安全运行。 关键词：发电机内冷水劣化处理 中圈分类号：ＴＭ６２１．８ 文献标识码：Ｂ 文章编号：Ｘ（２００８）０４－－－０４９—０３ ＤｅｇｒａｄａｔｉｏｎＡｎａｌｙｓｉｓ ａｎｄＰｒｏｃｅｓｓ ＧｅｎｅｒａｔｉｏｎＩｎｔｅｒｎａｌ ＣｏｏｌｉｎｇＷａｔｅｒ Ｌｉ Ｘｉａｏ－ｌｉ，Ｈｕａｎｇ Ｚｈｉ （Ｐｉｎｇｄｉｎｇｓｈａｎ Ｐｉｎｇｄｏｎｇ Ｔｈｅｒｍｏｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ Ｌｉｍｉｔｅｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｐｉｎｇｄｉｎｇｓｈａｎ ４６７０２ １，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈａｔ ｗａｔｅｒ ｑｕａｌｉｔｙ ｄｅｇｒａｄａｔｉｏｎ ｃａｕｓｅ ｈａｓ ｃａｒｒｉｅｄ ｏｕｔ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｎ ｇｅｎｅｒａｔｉｎｇ ｓｅｔ ｉｎｔｅｍａｉ ｃｏｏｌｉｎｇ ｗａｔｅｒ，ｈａｖｅ ａｄｊｕｓｔｅｄ ｂｙ ｔｈｅ ｆａｃｔ ｔｈａｔ ｓｙｓｔｅｍ ｒｅｆｏｒｍｉｎｇ ａｎｄ ｒｕｎｎｉｎｇ ｗａｙ＇ｓ，ｈａｓ ｍａｄｅ ｉｎｔｅｍａｉ ｃｏｏｌｉｎｇ ｗａｔｅｒ ｑｕ￣ｉｙｔ ｑｕｆｌｉｉｆｅｄ，ｈａｓ ｅｎｓｕｒｅｄ ｔｈａｔ ｇｅｎｅｒａｔｅｒ ｉｎｔｅｒｎａｉ ｃｏｏｌｉｎｇ ｗａｔｅｒ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｇｅｎｅｒａｔｅｒ；ｉｎｔｅｍａｌ ｃｏｏｌｉｎｇ ｗａｔｅｒ；ｄｅｇｒａｄａｔｉｏｎ；ｐｒｏｃｅｓｓ 轮机厂生产的２１０ＭＷ供热机组。发电机冷却系统 Ｏ前言 冷却方式为水一氢一氢．６号机组于２００６年８月１２ 发电机内冷却水作为大型发电机组重要的冷却 日投入运行．７号机组于２０ｏ６年１０月１日投入运 介质已受到广泛的关注。由于内冷水质劣化会引起 行。机组自投运以来内冷水系统采用小混床加换水 定子线圈腐蚀沉淀。堵塞管路后会造成局部过热烧 法处理，小混床内装普通凝胶型Ｎａ型，ＯＨ型树脂， 损发电机，所以解决发电机内冷水水质问题，已成为 运行过程中通过与内冷水中杂质进行交换，释放出 保证发电机组安全运行的重要前提。为此平东热电 ＮａＯＨ，提高内冷水ｐＨ值。但是由于小混床在运行 有限公司结合实际，进行专题分析及试验，探索出符 过程中存在诸多的问题，内冷水水质不稳定，合格 合生产实际情况。行之有效的内冷水处理方式。 率低，并且由于换水频繁，浪费了大量的除盐水，影 １运行初期内冷水水质状况 响机组安全运行。２００６年ｌ１月至２００７年２月，内 平东热电有限公司６号、７号机组为哈尔滨汽 冷水水质情况见表１。 表１内冷水水质统计表 日期 铜离子（ ｇ／１） 导电度 ：Ｉｘｓ／ｃｍ） ｐＨ 范围 平均值 范围 平均值 范围 平均值 ２０ｏ６．１１ ７０—３２０ １５０ ０．４７１～１．２ｌ ０．８５ ５．８７～８．３ １ ６．５７ ２０ｏ６．１２ ２０－２００ ９２．５ ０．５９－１．８ １．１３１ ６．１２ ８．３０ ６．２７ ２０ｏ７．Ｏｌ ２０—９Ｏ ６９．５ ０．６８６－２．４４ １．５４１ ６．２４—７．８４ ６．６４ ２００７．０２ ２０－２０ｏ ８７．２ Ｏ．９４２—２．２２ １Ｉ３１２ ６－３６—７．７０ ６．５２ 由上表可见，统计期间。铜离子含量最高达到 ３２０￣ｇ／１，多在２０￣ｇ／ｌ－２ｏｏ．￣之间波动，电导在 ２水质不稳定的原因分析 ０．４７１Ｉ￣ｓ／ｃｍ－２．４４１￣ｄｅｍ，ｐＨ为５．８７－８．３０，不能满足 平东热电有限公司内冷水补充水源设计为未 电力行业技术标准（ＤＩＪＴ８０１—２００２）中内冷水Ｃｕ ＜ 加氨的除盐水。由于除盐水水质纯净，缓冲性能小， ４０１￣ｇ／ｌ，电导率＜２．Ｏｔｔｓｌｃｍ，ｐＨ为７．０－９．０的要求。 除盐水箱内采用覆盖球进行密封。密封不严密造成 ５０ 李晓丽等：发电机内冷水劣化原因分析及处理 ２００８年第４期 空气中的二氧化碳和氧气极易溶于水中，致使除盐 水ｐＨ降低。若未经处理的除盐水直接补入发电机， 使发电机空心铜导线处于微酸性条件下运行，致使 其发生腐蚀。 机组运行初期由于内冷水ｐＨ处于５．８７～８．３１ 之间，并且大部分时间小于６．８，造成铜导线酸性腐 蚀．铜离子含量严重超标。内冷水采取大量换水的 方式降低铜离子含量，只是将腐蚀过程转变为不断 稀释的过程，并未从根本上抑制住铜的腐蚀。因此， 如何提高内冷水ｐＨ值，控制并减缓腐蚀速度是需 要解决的问题。 平东热电有限公司内冷水处理系统由发电机 厂家配备了一个直径３４０ｍｍ，高度７８０ｍｍ的小混 床，虽然小混床出水指标能达到ｐＨ＝７．０～９．０，电导 率＜２．０１ｘｓ／ｃｍ的要求，但是整个内冷水系统在运行 过程中还是存在诸多问题，无法保证内冷水水质合 格．主要表现在以下几个方面： （１）小混床体积小，树脂装填量仅为８５Ｌ，树脂 运行周期短，再生频繁，若再生失败。直接影响内冷 水出水水质。２ｏ０６年ｌ１月１９日树脂再生好两天后 小混床投运，由于碱液未冲洗干净，造成ＮａＯＨ进 入内冷水系统，致使内冷水导电度升至９ｔｘＳ／ｃｍ的 异常情况，直接威胁到发电机的安全运行。 （２）内冷水补充水量大，平均每２４个小时需要 补充将近１吨水，加之由于内冷水Ｃｕ 超标，系统进 行大量换水，除盐水全天耗量为６．４吨。对系统进行 查漏。发现整个内冷水系统消耗水量最大的为化学 取样水，化学取样及仪表用水流量５００ｍｌ／ｍｉｎ，一天 耗量为７２０Ｌ。 （３）小混床设计处理水量小，小混床旁流最大 处理量仅为内冷水正常循环量的２．７％，很难保证内 冷水水质的合格 （４）内冷水系统在线表计配备不全，内冷水系 统仅配备在线电导表，ｐＨ需要靠台式表进行测量， 无法满足内冷水连续监测的需要。 ３问题的解决 ３．１系统改造 根据内冷水系统存在的问题制定出改造方案。 将原有人工取样点封堵，在线电导表由汽水取样问 移至就地，增加在线ｐＨ表一块，同时将在线仪表用 水回收入内冷水箱，将在线表计信号发送至汽水取 样间工控机上，便于人员监督控制（见附图）。该改 造于２００７年３月利用机组调峰停机间隙实施。 附图内冷水改造示意图 在对系统进行改造的同时。对小混床树脂进行 更换。由于原来小 昆床装填的为普通凝胶型树脂。 树脂交换容量小，运行周期短。我们将树脂更换为 陶氏内冷水专用树脂，该树脂均粒度好，工作交换 容量大。同时对树脂装填比例进行了试验．通过试 验确定树脂的装填比例为Ｎａ型：ＯＨ型为３：２。 ３．２运行方式调整 在对系统改造的同时．对内冷水运行方式也做 出了相应的调整： （１）小混床投运前，需用除盐水对小混床进行 冲洗，当排水ｐＨ小于９，电导率小于２１ｘｓ／ｃｍ，方可 投运。投运后小混床以６ｏｏＬ／ｈ ８００ 的流量对内 冷水进行处理，当内冷水ｐＨ及电导率合格时应及 时停运小混床。 （２）原运行方式为，内冷水补水后通过小混床 打循环来提高内冷水ｐＨ值。通过对补水时内冷水 质监测发现，内冷水在补水时出现ｐＨ值瞬间降低 至６．５的情况。通过对内冷水系统检查发现，除盐水 补水口与内冷水泵进口距离很近，直接补人除盐水 会使部分ｐＨ低的除盐水直接补入发电机，造成内 冷水ｐＨ的瞬间降低。因此内冷水箱进行补水时，必 须通过小混床对除盐水进行处理，保证补充水ＤＨ 及电导率合格。 （３）当Ｃｕ 含量超标换水时，必须将内冷水箱水 排掉一部分．排污门关闭后方可通过小混床对内冷 水箱补水，杜绝换水过程中补水与排污同时进行， 防止由于内冷水箱补水门与排污门均处于水箱底 部，距离很近，造成合格的除盐水经排污门直接排 走，既影响换水效果，又浪费除盐水。 （４）加强水质监督，每两小时抄表一次，监督内 冷水ｐＨ及电导率情况，每天测定一次铜离子含量。 （５）当小混床出水水质达不到ｐＨ小于９，电导率 小于２ｌｘｓ／ｃｍ的标准时，应对小混床树脂进行再生。 （６）按照电力行业技术标准（ＤＬｆｒ８０１—２００２）， （下转第５８页） ５８ 河南电力 ２００８年第４期 基时。ＣＡ６４１１测量值必须修正，即根据不同线路、 不同地区电阻率，用ＺＣ一８对比测量，计算误差系 数．将ＣＡ６４１ｌ测量值乘以该系数。 接地电阻测试仪具有以下优点：（１）测量快捷，大大 提高了工作效率；（２）￣ｌｌ量值为测量基的系统接地电 阻，为我们监视导泄雷电流的通道提供了参考，对提 高线路防雷效果具有重大意义；（３）因不需要完全断 开引流线的测量断开点．于是可将一条引下线与接 地体焊接连接。减少或消除电阻连接的接触电阻， 提高避雷可靠性。 （ｃ）ＣＡ６４１１测得接地电阻值超过规程要求值 时，不能作为改造接地体的技术依据，应检查地面 以上各连接部分接触电阻后再定。 ４结束语 现场实际使用情况表明，使用ＣＡ６４１１单钳式 收稿日期：２００８－０８—２９ （上接第５０页） 利用机组小修及调峰停机间隙及时对发电机冷却 水系统进行反冲洗。 是迅速上升至７．０以上，逐步稳定在８．０左右，完全 符合标准ＤＬｆｆ８０１—２００２中ｐＨ值７．０～９．０的规定。 电导率的变化趋势是由０．９ｐ￣ｓ／ｃｍ上升至１．７ｐ￣ｓ／ｃｍ， ４效果评价 ６号机组于２Ｏ０７年３月份将系统改造完毕，改 逐步稳定在１．６ｐＭｃｍ左右．完全符合标准Ｄ Ｔ８０１—２００２中电导率小于２．０１ｘｓ／ｃｍ的规定。Ｃｕ 的 造后严格按照运行方式的要求调整内冷水质。水质 逐步稳定并达到标准的要求。２００７年４月至ｌ２月 内冷水运行情况见表２。 从表２可以看出，系统改造后ｐＨ值变化趋势 变化趋势是由初期的每３天增长５ ｇ，Ｌ减缓至每 １０天增长５ Ｌ，最终稳定在２０１，ｚｇ／Ｌ，符合标准ＤＩＪ Ｔ８０１—２００２中Ｃｕ ＋／Ｊ、于４０ｐ．ｇ／Ｌ的规定。 表２改造后内冷水水质统计表 日期 ２ｏｏ７．４ ２ｏｏ７．５ ２０ｏ７．６ ２ｏｏ７．７ 铜离子（ 范围 ３０ ７０ ２０－６０ ３０￣５０ ２０￣４０ ） 平均值 ５３．４ ４８．２ ３８．３ ３０．５ 导电度 ：ｐ，ｓ／ｃｍ） 范围 ０．９６３～１．７２９ １．２８４ ６．６７ １．２５２－１．８８３ １．５０２￣１．６５５ ｐＨ 范围 ７．４９—８．７４ ７．２５￣８．２１ ７．５６￣８．７ １ ７．８２￣８．１５ 平均值 １．６３５ １．５８０ １．６５４ １．６０２ 平均值 ７．４８ ７－３６ ８．３５ ７．８８ ２Ｏ０７．８ ２００７．９ ２ｏ０７．１Ｏ ２ｏｏ７。１１ ３Ｏ—４Ｏ ２０￣２５ １５－２０ ２０￣２５ ３５．２ ２３．２ １７．４ ２３．２ １．６２４－１．７０１ １．６８５ １．７４ｌ １．６６４一１．７２０ １．６０２—１．７ｌ２ １．６８３ １．７０２ １．６９２ １．６５４ ７．８７～８．１３ ７．８２￣８．１８ ７．６０～８．Ｏ５ ７．９３￣８．ｏ２ ７．９８ ８．０６ ８．０２ ８．０ ２０ｏ７．１２ ２０～２５ ２ｌ－３ １．４１３一１．７８３ １．６８８ ７．８２～８．０５ ７．９８ 目前内冷水系统运行稳定基本不进行换水、补 设备内冷水小混床并有效发挥了其应有的作用，通 过适量改造后现场的维护工作量小，操作简化。整 个改造现场实施方便，完全符合生产的实际情况， 同时内冷水系统实现密闭循环后．两台机组全年可 节约除盐水４６７２吨，创造了良好的经济效益。在６ 号机组改造成功的基础上。对７号机组也实施了相 应改造，效果良好，有效保证了发电机的安全运行。 参考文献 水操作，实现了全封闭运行。改造后小混床树脂再 生周期由原来的ｌ５天延长至９个月以上，有效减 少了小混床维护工作量。同时利用６号机组停机检 修机会对内冷水系统进行了反冲洗，目前内冷水合 格率已达到１００％，保证了机组安全运行。 ５结束语 内冷水质的优劣，直接影响到发电机的安全运 行，平东热电有限公司６号机组通过对内冷水系统 的适当改造和运行调整，实现了内冷水的长周期稳 【１］ＤＩＪＴ８０１—２００２．大型发电机内冷却水质及系统技术要求 ［２］刘春晓．２００ＭＷ发电机内冷水水质劣化原因及处理．吉林 电力．２００２。１５８（１）：４９—５０ ［３］周本省．工业水处理技术．北京：化学工业出版社．１９９７ 收稿日期：２００８—０５—１２ 定并且内冷水质完全达到标准ＤＩＪＴ８０１—２００２（大型 发电机内冷却水质及系统技术要求》的规定。同时 该改造未添加任何主设备。仅利用发电机厂家原配