定子冷却水调节

2024-08-08

定子冷却水调节（精选五篇）

定子冷却水调节篇1

关键词：发电机,定子冷却水调节,故障,处理

0 引言

发电机的冷却系统在电站中处于相当重要的地位, 它影响着发电机的出力。定子冷却水系统是利用低电导率的水经过定子绕组导线中的管孔进行循环, 带走发电机连续运行所产生的热量, 来冷却定子绕组, 并把所带出的热量排入常规岛闭路冷却水系统。发电机定子冷却水系统的作用是通过冷却水带走发电机定子线圈产生的热量, 防止定子线圈超温。及早发现和处理压圈冷却水支路的堵塞缺陷, 有效保证各支路的安全可靠性, 避免因冷却水支路堵塞缺陷扩大引发事故的发生。

1 发电机定子冷却水水质的要求

采用定子水内冷的机组均附有定子线圈冷却水系统, 它一般由下列部件组成:循环泵、冷却器、水箱、过滤器、离子交换混床、流量计、温度计及导电度表等。由于该冷却系统不同于以往的双水内冷系统, 有些电厂起初并没有意识到这一点, 系统水质控制仍采用双水内冷系统的调节方式和控制标准, 使有的机组发生了一些问题。影响冷却水水质的主要因素是冷却水箱的密封型式。一般来说, 所有的制造厂对定子冷却水的水质要求是:低电导率, 以避免放电;铜材基本无腐蚀, 以防止空芯铜导线内部结垢, 并尽可能减少运行维护费用。

为了满足上述要求, 必须对定子冷却水水质进行处理。为了保证低电导率, 一般均采用二级除盐水作为补给水, 并在系统中设有处理能力为2%~10%总流量的离子交换混床;为了减少铜材的腐蚀, 还需对冷却水水质进行控制。冷却水水箱密封形式的不同, 水质控制方式也有所不同。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用除盐水。

2 发电机定子冷却水调节系统的故障处理

首先, 冷却水接触的材质主要是铜和不锈钢, 由于不锈钢具有相当好的耐腐蚀性, 所以处理目的主要是防止空芯铜导线的腐蚀。铜在含氧水中与氧发生氧化还原反应, 生成氧化铜和氧化亚铜。氧化铜在铜材的表面形成一薄层覆盖层。铜在水中的腐蚀速率主要取决于水的纯度、水中含氧量及p H值。一般情况下, 铜的腐蚀速率随水纯度的增加而降低, p H相同时较纯的水中铜的腐蚀速率就较小;而在纯度一定、含氧量一定的水中, 铜的腐蚀速率随p H的变化而变化, 在p H8~9时为最低;当纯度一定、p H值一定时, 水中溶氧不同, 铜的腐蚀速率也明显不同, 在小于20μg/L时, 腐蚀速率已相当低;在200~300μg/L时, 腐蚀速率最高;含氧量进一步提高时, 铜的腐蚀速率又趋于稳定。因此, 只要将定子冷却水电导率控制在小于0.1μS/cm、溶解氧在7μg/L以下, 铜材的腐蚀速率可保持在相当低的水平, 有效防止腐蚀产物在铜导线内沉积。

其次, 能合理地控制定子冷却水的流量, 并且利用冷却水的回水势能, 该系统还有较大的节能潜力。定子冷却水流量机组投运后发电机定子冷却水的流量通常被设定为一定值, 但实际上发电机的负荷必须随时服从电网调度的指令, 发电机定子线圈产生的热量随负荷而变。当发电机负荷下降时, 如果定子冷却水的流量维持不变, 则定子冷却水的温升必定降低;如果只维持定子线圈的出水温度不超标, 则可以减少定子冷却水的流量。同时, 在发电机定子冷却水调节系统中, 流量降低的原因很多, 常见的是系统排气未排干净, 造成气堵;过滤器失效, 异物造成的堵塞, 这两种情况都很轻易判别及处理。另外一种情况是发电机组经过长期运行后, 发电机空芯线棒由于定子内冷水系统运行过程中p H和铜离子等因素的共同作用, 会在表面结垢或部分堵塞, 使通流面积减少从而造成内冷水阻力加大, 导致内冷水流量降低、压差增大、线棒超温等一系列问题, 继而产生绕组局部过热, 温度过高而烧毁。

另外, 参与调节的测量仪表所测参数滞后的根本原因可能是由电动执行器延时所引起的, 同时也可能由于参与测量的仪表取样管道过长, 导致参数有所滞后;参与测量的仪表阻尼系数较大, 而在此前所做的电动头特性试验中, 可以看出电动头的动作时间, 更改参与测量的仪表取样管道也不是马上就可以实现的, 本着从最简单的方法着手的原则, 决定减小参与测量和调节的变送器的阻尼系数。一般在平衡运行情况下, 阻尼系数对变送器的测量影响不大, 所以在通常情况下, 不用对变送器的阻尼系数进行调整。此过程中也可以发现, 变送器输出的水压信号比以前抖动较大, 这正是阻尼系数调节所置, 使其能快速反映所测量的值。阻尼系数在一般情况下, 对仪表的测量影响不大, 所以很多人对阻尼系数不太重视, 但在参与调节的测量仪表中, 如果其阻尼系数过大, 将造成测量值滞后过多, 而如果参与调节的范围又很小时, 就极有可能形成偏差, 使调节阀门反复开关, 不能收敛。为此, 可以通过调节变送器的阻尼系数来改善调节特性。但是, 从保护仪表和指示器角度出发, 不主张将变送器的阻尼系数调得过小。

3 结语

发电机是电厂的重要设备, 在处理发电机定子冷却水调节系统故障时, 应该先针对发电机管路系统设计进行布置限制, 并且及早发现和处理压圈冷却水支路的堵塞缺陷, 有效保证各支路的安全可靠性, 避免冷却水支路堵塞缺陷扩大引发事故的发生。

参考文献

[1]王东.发电机定子冷却水调节系统的故障处理[J].仪器仪表用户, 2001 (3) .

[2]胡林玲.发电机定子冷却系统故障处理[J].仪器仪表用户, 2005 (8) .

发电机定子冷却水系统运行异常分析篇2

某厂汽轮发电机组发电机为上汽生产的THDF125/67型三相同步汽轮发电机, 额定容量1 056 MVA, 额定电流23 778A, 发电机定子绕组采用水内冷。定子冷却水系统配有两台100%额定出力的离心泵, 位于汽机房0 m层, 正常运行时, 一运一备, 定子冷却水泵电机额定电流为102A, 电机开关采用ABB公司生产的S3H160R-Ⅰ抽屉开关, 其中接触器型号为ABB A145/30, 定子冷却水流量测量装置采用Endress+Hauser公司生产的Prowirl 73涡街流量计, 位于17m层发电机顶部。

2 事件经过

2015年2月11日, 该厂#3机组负荷700 MW, 运行正常;15:00定冷水泵定期切换至3B运行;15:30“发电机定冷水系统异常”报警发出, 定冷水泵3B运行信号丢失 (但没有停运信号) , 泵电流显示为0;15:35, 泵停运信号发出, 出口压力下降至196kPa, 处于正常备用状态的定冷水泵3A未联启, 运行人员立即手动启动3A定冷水泵, 定冷水系统恢复正常运行。

3 现场检查情况及原因分析

3.1 现场检查情况

追忆历史数据 (图1) 发现定冷泵3B电流由83A降至0, 5min后定冷水泵3B运行信号才丢失, 同时泵出口压力由980kPa下降至196kPa;DCS侧流量低开关量信号第一点触发后一直保持, 第二点一直未发出, 第三点发出1s后复归;DEH侧定冷水流量第一点由130t/h降至1.7t/h, 第二点由130t/h降至102.2t/h后升至178t/h, 第三点由130t/h升至175t/h (“定冷水流量低”三取二延时30s汽机跳闸) ;发电机定子线圈温度由55℃上升至57℃, 事后检查电机开关接触器B相触点有烧毛现象。由以上现象和数据的变化, 可以看出电流降至0时泵仍在运行, 泵出口压力下降, 运行信号丢失说明开关可能跳闸, 而且还可以推测, DEH侧流量信号第二点和第三点显示失真。

3.2 定冷水泵投备用联启逻辑条件 (与)

(1) 定子冷却水箱无“水位低”信号;

(2) 运行泵跳闸 (停运信号发出) 或流量低开关量三取二触发。

3.3 原因分析

3.3.1 定冷泵3B停运的原因

电机开关接触器B相触点烧毛, 接触不良导致电机缺相运行, 电机运行电流不断攀升后热偶动作, 使定冷水泵开关电气主回路的接触器分闸, 电机停运。

3.3.2 定冷泵3B实际运行状态与反馈信号不对应的原因

该厂定冷水泵电机CT取自B相, 电流显示为0, 说明接触器B相触头已断开, 从定冷水仍然有流量显示来看, B相断开后其他两相仍有电, 电机缺相但电机仍然在运行, 5min后热偶动作使电气主回路断开定冷水泵停运, 由于开关接触器存在卡涩现象, 其所带的辅助接点也随之动作不到位, 导致开关的主回路虽已断开, 但开关分闸信号无法发出, 所以DCS的反馈信号既不是开关合闸信号也不是开关的分闸信号, 而是无状态信号显示。

3.3.3 备用定冷泵未联启的原因

故障前备用定冷泵已投入“备用”, 且水箱无“水位低”信号, 因联启逻辑是根据泵停运信号 (分闸信号) 进行判断的, 而3B定冷泵虽已停运但分闸信号未发出, 备用泵联启的第一个条件不满足;另外定冷水三个流量低开关量信号只有一个发出, 第二个发出1s后自行复归, 第三个一直未发, 备用泵联启的另一个条件也不满足。

3.3.4 定冷水流量测量不准的原因

3.3.4. 1 定冷水流量测量原理

该厂定冷水流量采用相同的两个测量装置, 第一个装置引出两路信号分别送至DCS和EDH显示, 第二个装置引出两路信号送至DEH显示, DCS侧的第一个流量低开关量由第一个装置发出, 第二、第三个流量低开关量由第二个装置发出。装置应用涡街原理进行测量, 当定冷水流经装置内置的挡体时, 在挡体两边会交替出现旋转方向相反的旋涡, 漩涡列产生压力, 传感器记录压力波动并将其转换成电脉冲。漩涡列在流量计容许的测量范围内有规则地产生, 因此漩涡频率正比于流体的体积流量。

3.3.4. 2 定冷水流量失真的可能原因

一是3B定冷泵的突然停运可能引起管道中定冷水倒流, 在局部形成与原来旋转方向相反的漩涡列, 导致第二点和第三点所属的测量装置出现失真现象;二是3B定冷泵的突然停运使漩涡数量急剧减少, 传感器感受到的信号变弱, 同时管道的振动和发电机引起的噪声并未减少, 由于噪声的影响导致流量失真;三是其他未知原因。

3.3.4. 3 试验情况

为了弄清定冷水流量失真原因, 利用机组调停机会, 先后在#1、#2、#4机组模拟两台定冷泵均停运, 观察三点流量数据、低流量开关量变化情况, 发现泵全停后三点流量均快速下降, 三点低流量开关量均触发, 未发现定冷泵停运后流量不降反升的现象。

3.3.4. 4 结论

通过试验排除定冷水倒流导致流量失真的可能, 是噪声还是其他原因导致流量失真需专业人员做进一步的试验和分析。

4 改进措施

(1) 更换故障开关及故障开关的主、副触点, 恢复定冷水泵正常备用, 保证机组正常安全运行;

(2) 适时对机组其他重要辅机的400V负荷电源开关内部元件进行全面检查, 防止类似问题再次发生;

(3) 借鉴高压开关的检修标准, 制定400V开关接触器检修标准, 保证检修质量;

(4) 增加定冷水母管压力低信号, 优化定冷水泵联锁逻辑, 确保定冷水系统运行的可靠性;

(5) 运行中的重要辅机, 当电机出现轻微异音且振动有所增大时, 应考虑电机两相运行的可能性, 并及时排查;

(6) 进一步分析检查, 检查定冷水流量测量装置的可靠性, 存在问题的测量装置应及时安排更换。

5 结语

这是一起多种异常因素叠加引起的极少见的异常事件, 处于正常备用状态的定冷泵不联启的原因系开关接触器及其辅接点故障和流量失真同时发生所致, 定冷水流量失真的具体原因已通过试验基本排除流体倒流, 是否是噪声所致仍需做进一步分析。

参考文献

[1]关根志.高电压工程基础[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[2]Endress+Hauser中国有限公司.Proline Prowirl 72F, 72W, 73F, 73W涡街流量测量系统说明书[Z], 2010.

定子冷却水调节篇3

湛江电厂#1机为300MW东方汽轮机组, 发电机定子冷却水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50~130ug/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100ug/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。详情如表1。

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D L/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℃) 7.0～9.0;

电导率 (25℃) ≤2.0μs/cm;

含铜量≤30μg/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5μm~10μm滤网, 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 (2 5℃) ≤2μs/c m;铜≤40μg/L;pH (25℃) 7.0～9.0。

(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10μmol/L;200MW及以上不大于2μmol/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2.0μs/cm。

1.3 国电公司《防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p H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, 如图1。

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φ600×2488, 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1~1.5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。

4.2定冷水改造主要材料清单 (见表2)

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

5.1考核指标:内冷水系统水质符合DL/T801-2002的要求, 即PH≥7.0、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PH≥7.0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60m3/h。这样在整个测试过程中系统压力一直维持在0.33 MPa~0.30MPa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6m3/h。在0~6m3/h的处理量范围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pH7.81、DD0.587us/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。

图2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p H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7.3 5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3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4。系统冷却水DD由刚开始投运时1.62us/cm, 半小时内就降为0.751us/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, 记录如图5。

由图5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。

表3中描述了投运后, 冷却水的Cu2+含量变化情况。从表中可以看出, 系统冷却水投运前的Cu2+含量119ug/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, 结果见表4。

未使用该套系统之前, 系统冷却水对线圈的腐蚀较为严重, Cu2+含量维持在4.73~173.8 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C u2+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术协议的要求, 整个定冷水系统可安全、稳定的运行。

7、调试小结

7.1超净化处理装置的处理流量在0~6m3/h区间变化时, 系统冷却水的流量和压力仍可维持在稳定的范围内。可以保证机组的稳定、安全运行。

7.2稳定交换器处理量为2.5~4m3/h。交换器可以正常工作。

7.3定冷水超净化处理装置投入运行后, 定冷水水质指标的三个重要指标:pH≥7.5、DD≤0.5 us/cm、Cu2+≤20u g/L, 全部达到并优于技术协议要求, 即交换器进口 (系统冷却水) 7.0≤pH≤9.0、DD≤2.0us/cm (25oC) 、Cu2+≤40ug/L。

三、改造后的效益

1、经超净化水处理装置处理后的定冷水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, 这是发电机安全运行的必要条件之一。目前国内已有多台机组由于铜线棒腐蚀而渗水或内冷水通道阻塞造成机组停机检修、更换铜线棒的事故, 有的甚至烧毁发电机。由此引起的发电机维修费用是有限的, 而因此引发的机组停运造成的直接和间接损失是难于计算的。从这个意义上说, 改造内冷水处理系统不但具有安全效益, 其经济效益也是可观的。

2、定冷水处理系统改造后, 可以使系统运行稳定, 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。

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

参考文献

[1]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)

[2]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

[3]国电公司.防止电力生产重大事故二十五项重点要求

定子冷却水调节篇4

1 发电机定子冷却水的运行方式

中国核电某电发电机定子冷却水系统通过化学除盐水的闭式循环来冷却发电机定子绕组、保证发电机定子绕组的运行。系统沿下列闭合回路运行循环:泵→换热器→机械过滤器→磁性过滤器→定子绕组→水箱→泵。机组功率运行以来, 定子冷却水中的氧含量偏高, 两台机组的定子冷却水含氧量约为150µg/l~250µg/l。根据材质腐蚀程度和冷却水氧含量之间的关系曲线, 定子冷却水的p H值在8~9之间, 当含氧量为150µg/l~250µg/l时, 铜的腐蚀速率接近最高值。为了避免材料腐蚀, 有必要采取措施降低冷却水中的含氧量。

发电机定子冷却水水箱设计有3路补水管线:第一路其水质的含氧量高, 是用于系统的首次充水, 不能用于功率运行期间的正常补水。第二路来其供水压力高, 管线没有减压阀, 由于水箱内浮球阀漏流大, 液位上涨快;同时该路管线取水来自凝结水精处理系统的出口, 水中的NH3·H2O含量低, 根据化学反应方程式Na R+NH4OH→Na OH+NH4R, 能交换出的OH-的数量降低, 使冷却水中的PH值降低, 因此不适宜用这条管线补水。第三路来自补水水箱, 补水水箱的水源来自凝结水管线, 水质、压力符合要求, 但是由于补水水箱是开口式的水箱, 空气的氧气混入使定子冷却水系统的溶氧升高。

机组运行时, 由于系统头箱容积较小, 缓冲能力有限, 系统回水量较大加之补水管线采用浮子式补水, 使得头箱液位波动较大, 进而导致水封破坏。水封破坏后, 由于氮气吹扫管线来不及供氮, 造成空气沿水封进入头箱, 从而引起系统溶氧升高。

2 解决方案

综合以上分析可以看出, 引起系统溶氧含量较高的原因主要是:补水水源设计不合理;系统回水对于头箱冲击较大, 液位波动容易导致水封破坏;原浮子式补水装置补水不可靠, 使得头箱液位不稳定。

基于以上原因, 为了降低系统中的溶氧, 对系统的补水管线进行如下改造:1) 改变补水水源, 从凝结水管线上直接取水给系统头箱进行补水, 从根本上解决系统溶氧高的主源头。由于从凝结水管线取水处的压力为1MPa左右, 为了避免因压力高造成补水过快, 造成液位波动, 需要通过调节阀进行调节, 保证在电磁阀开启的状态下, 补水压力在0.16MPa~0.2MPa之间;2) 改变回水管节流孔板位置, 使得节流孔板离头箱较远, 减少回水对头箱液位的影响;3) 取消了系统水箱原自带的浮球阀, 增加电磁补水管线。同时增加全量程液位计, 增加了电磁阀和旁路调节阀, 电磁阀前后设置隔离阀。电磁阀的开关根据液位计测量的液位控制, 当液位低时打开电磁阀补水;当液位高时关闭电磁阀停止补水。

3 技术改造及结论

机组实施改造后, 发电机定子冷却水的含氧量从150µg/l~250µg/l降低到2µg/l~9µg/l, 与同类型机组比较, 该含氧量是所有国内外所有核电站同类型机组的最低水平。该项目可以作为其他电站的定子冷却水的含氧量控制提供借鉴经验, 有良好的应用前景。

通过降低发电机定子冷却水的溶氧, 降低发电机定子铁芯及转子绕组的腐蚀速率, 延长设备的使用寿命, 节省了机组的设备成本。同时, 避免了因为设备腐蚀而引发的其他缺陷, 保障了机组的安全稳定运行。

参考文献

[1]钱达钟.发电厂水处理工程, 北京:中国电力出版社, 1998.

[2]王磊.发电机定子冷却水系统降低溶氧方法分析.科技与企业, 2013, 24.

[3]那科研.发电机定子冷却水系统的改进.电力建设, 1991, 7:20.

[4]徐岚, 游喆, 刘文强, 王安宁.碱性处理技术在发电机内冷水系统中的应用[A].全国火电大机组 (600MW级) 竞赛第11届年会论文集 (下册) [C], 2007.

[5]王礼, 赵保卫, 柳成亮, 石晶晶, 韩磊, 黄种买, 胡仲英, 吴浪.双水内冷发电机内冷水水质处理技术研究与应用[A].全国火电100MW级机组技术协作会第五届年会论文集[C], 2006.

[6]黄种买, 石晶晶, 肖荣清, 胡仲英, 吴浪.SZSY-2发电机内冷水处理装置在双水内冷发电机上的应用[A].全国火电100MW级机组技术协作会第四届年会论文集[C], 2005.

核电厂定子冷却水泵的控制方案设计篇5

关键词：定子冷却水泵,工艺控制,控制方案

核电厂中定子绕组冷却水系统用于对发电机定子线圈进行冷却。在运行中, 发电机定子冷却水泵机械密封经常发生泄漏, 对其隔离检修期间, 发电机定子线圈失去备用冷却水源, 一旦运行中的定子冷却水泵再发生故障, 将触发发电机定子线圈断水保护而停机, 机组安全运行存在极大的安全隐患。本文针对某核电厂在一用一备基础上再增设备用泵, 并根据工艺控制要求分析研究, 给出定子冷却水泵控制方案。

一、系统功能

定子绕组冷却系统用于对发电机定子绕组进行冷却, 该冷却是通过低电导率的水在矩形导体上的小孔中的循环来实现的, 它确保了发电机在氢气压力工作值条件下的有载运行, 也确保了不会有水泄漏进发电机。

二、控制要求

(一) 原控制基准分析。

未增设新泵前, 定子冷却水泵运行方式为一用一备, 当运行中的定子冷却水泵发生电气或仪控、机械故障跳闸而导致进水母管流量低时, 备用泵自动启动。当发电机定子冷却水箱液位过低 (<25%) 时, 汽轮机跳闸且定子冷却水泵A和B跳闸;如果定子冷却水箱水位低 (<40%) , 且定子冷却水泵处于停止状态时, 不允许启动定子冷却水泵。

(二) 新方案控制要求。

正常运行状态下, 三台定子冷却水泵一用两备;当A泵运行时, B泵作为第一备用泵, C泵作为第二备用泵;同理, 当B泵运行时, C泵作为第一备用泵, A泵作为第二备用泵;当C泵运行时, A泵作为第一备用泵, B泵作为第二备用泵。运行泵跳闸或者因其他故障出现泵进水母管流量低时, 如果第一备用泵未自动启动, 则延时4s后第二备用泵自动启动;如一台定子冷却水泵处于检修状态, 且该泵依据原则1应属于第一备用泵时, 此时运行泵跳闸或因其他故障出现泵进水母管流量低时, 则自动启动第二备用泵。运行泵跳闸或因其他故障出现泵进水母管流量低时, 自动启动第一备用泵, 第一备用泵自动启动后4s, 进水母管流量仍低则自动启动第二备用泵。当发电机定子冷却水箱液位过低 (<25%) 时, 汽轮机跳闸且定子冷却水泵A、B、C泵跳闸;如果定子冷却水箱水位低 (<40%) , 且定子冷却水泵处于停止状态时, 不允许启动定子冷却水泵。

三、定子冷却水泵控制方案设计

(一) 定子冷却水泵逻辑控制方案。

1. 投联锁设置。

正常运行状态下, 三台定子冷却水泵一用两备, 在一台泵运行时, 第一备用泵设置为投联锁, 第二备用泵未投联锁。此功能通过新增控制按钮KC实现, 并具有对三台泵的联锁复位功能。

2. 泵的自启动设置。

正常运行状态下, 正常运行泵停用或进水母管流量低, 第一备用泵未投入联锁或退出维修状态, 自动启动第二备用泵。逻辑示意如图1所示。

正常运行状态下, 运行泵停运且第一备用泵投联锁, 自启动第一备用泵;运行泵停运且第一备用泵投联锁, 第一备用泵启动失败, 自动启动第二备用泵。逻辑示意如图2所示。

正常运行状态下, 运行泵在运行且母管流量低, 启动第一备用泵;第一备用已启动4s, 母管流量仍低, 则启动第二备用泵。

3. 其他控制设置。

定子冷却水箱水位及泵的运行状态作为泵允许启动条件;由母管流量低低及泵的运行状态作为泵的保护启动设置;停泵逻辑保持原设计不变。

设置泵故障报警, 用于开启备用泵, 检查故障泵的情况。

(二) 画面功能设计。