定子冷却水处理

定子冷却水处理（精选七篇）

定子冷却水处理 篇1

发电机定子冷却水系统运行一段时间后, 空芯线棒表面污垢 (主要成分为CuO和Cu2O等) 会造成冷却水阻力加大, 导致流量降低、压差增大、线棒超温等, 继而引起绕组局部过热、温度过高甚至烧毁。

1 发电机定子冷却水

发电机为QFSN-650-2型汽轮发电机, 其定子绕组通过冷却水冷却, 以保证定子绕组温度在安全限值以下。发电机定子冷却水流量为90±3t/h, 20℃时的pH值为6.8~7.3。

发电机在2011年2月第8次检修后的2周, 其定子冷却水流量呈持续少量下降趋势 (从83t/h逐步下降, 最后基本稳定在75~76t/h) , 各线棒温度稳定。2011年7月29日, 定子冷却水流量又呈现缓慢下降趋势, 最低达到72.8t/h。2011年8月1日, 机组小修期间, 对发电机定子绕组进行连续正、反冲洗, 但定子冷却水流量并没有明显增加而是继续缓慢下降, 到2011年10月1日已降至63.8t/h左右, 最高线棒出水温度也已达到76℃。停机前的发电机定子冷却水流量趋势如图1所示。

2 原因分析

根据制造厂标准, 发电机定子冷却水流量低于77m3/h应报警, 最低不得低于70m3/h。2011年8月1日利用停机机会反冲洗发电定子冷却水系统, 更换滤芯。化验过滤器上的腐蚀物, 70%为CuO, 由此基本可判定流量降低是由结垢堵塞引起的。

3 应对措施

查明发电机定子冷却水流量低原因后, 着手清除发电机定子冷却水系统污垢。清除发电定子冷却水系统污垢有气水两相 (物理) 冲洗法和化学清洗法。气水两相冲洗法是利用高压氮气和定子冷却水混合流强力冲洗定子绕组水回路内表面, 利用物理法清除定子绕组内表面积存的污垢及氧化物, 以提高定子冷却水流量。化学清洗法是采用向发电机定子冷却水系统充入一定浓度酸液的方式对水回路内表面进行酸洗, 利用化学溶解的方法清除绕组水回路内表面氧化物, 以提高定子冷却水流量。

3.1 气水两相冲洗

为了减小化学产品对线棒的腐蚀风险, 首先采取气水两相冲洗法对空心导线和水盒等部件进行吹洗。对吹出的大量黑色物质进行化验, 其主要成分是CuO。经处理, 定子冷却水流量从66t/h升到77t/h后不再上升, 压力不再下降, 没有完全解决空心导线堵塞问题。

3.2 复合酸洗

为了确定复合酸洗对线棒的影响, 用复合酸对垢样做了定性溶解试验。试验发现, 在40℃左右时, 1h内5g垢样能完全溶解于250ml 4%浓度的复合酸溶液中, 由此可判断用复合酸作为清洗剂可以完成溶解清除污垢;从复合酸清洗剂对无氧铜TU2的腐蚀试验来看, 平均腐蚀速率仅为0.061 7g/m2·h, 说明在缓蚀剂存在的条件下用复合酸清洗剂对空心导线进行清洗是安全可靠的。复合酸洗主要的清洗工艺步骤有复合酸酸洗、水冲洗、活化、预膜、预膜后水冲洗。

(1) 复合酸洗。定子冷却水系统检查正常, 水箱控制在低水位, 水温达到要求后, 用加药泵将清洗液加入定子冷却水系统, 循环均匀, 保持酸浓度为2%, 温度为35℃。清洗过程中进行正反向切换, 每30min测样1次, 检测酸浓度和铜离子含量。从现场情况看, 加入酸液15min左右后, 定子冷却水流量已明显回升, 铜离子浓度在459mg/L。最终, 酸浓度和铜离子含量均平衡时, 判定酸洗结束, 将酸洗液迅速排空, 残留酸浓度为1.70%, 铜离子浓度为537mg/L。

(2) 酸洗后水冲洗。酸液排空后, 向定子冷却水系统注入除盐水进行正反向水冲洗2h左右, 测得pH为5.17, DD为48μS/cm时, 结束冲洗。

(3) 活化。向定子冷却水系统加入15kg活化剂, pH约为13, 正反向分别冲洗活化1h后排出, 再重新用除盐水冲洗至pH约为10。

(4) 预膜。定子冷却水系统重新注入除盐水后, 加入配置好的预膜液MBT 50ppm、BTA 20ppm。若pH值在10左右, 则预膜24h后排放预膜液。预膜后可形成保护层, 以防止酸洗后再次结垢。

(5) 预膜后水冲洗。开启定子冷水泵冲洗发电机定子冷却水系统, 打开除盐水补水阀补水, 同时打开定子冷却水系统排水阀进行稀释冲洗。冲洗期间, 进行正反向切换冲洗, 冲洗至DD为0.8μS/cm, pH为6.5时, 整个冲洗预膜工作结束。

酸洗工作持续48h, 通过冷却水的压力和流量变化曲线可以看到化学清洗后的各项参数完全达到机组投产时的技术指标, 定子冷却水流量从77t/h升到92t/h, 线棒入口水压从0.36MPa降到0.26MPa左右, 最终铜离子浓度为537mg/L, 即清洗掉约2 000g的CuO腐蚀沉积物, 清洗工作非常成功。

4 结束语

从垢样及清洗情况看, 发电机组空心导线堵塞的主因是冷却水pH太低, 使线棒 (主要成分是铜) 长期处于腐蚀区, 造成不断的电化学腐蚀, 同时溶解的铜又在温度较高部位发生过饱和析出。对此情况, 建议大修时增加微碱处理装置使发电冷却水pH值稳定在8.0以上, 停机保养时做好空心导线的惰性气体保护, 并尽量将导线内存留水吹出。另外, 虽然复合酸洗对线棒的影响远小与其它酸洗法, 但是酸洗后必须进行预膜, 否则会加快结垢速度, 导致酸洗失败。

参考文献

[1]白瑞东.300MW汽轮发电机线圈温度及出水超温报警的分析[J].电工技术杂志, 2004 (4) :19~21

高压电机定子线圈缺陷处理方法 篇2

关键词：定子线圈 绝缘漆 涤波绳

1 概述

发电厂的安全生产主要是控制设备障碍和异常的发生，降低计划外停运的次数，使机组安全、经济、可靠运行，发挥最大的经济效益。珲春发电厂（以下简称我厂）两台100MW机组已经投产运行18年，设备已进入老化期，近年来这两台机组处于发电调峰机组状态，机组起停频繁，加速了设备老化程度，严重的威胁企业安全生产。主要辅助高压设备中，循环水泵电机所占数量最多，电机启动时定子线棒受电磁力的影响，剧烈振动，线棒容易疲劳断裂，引起电动机定子绕组烧损。本文以循环水泵电机线棒更换为例，对高压电机线圈烧损进行现场处理和处理方法进行论述。

2 设备指标概述

我厂循环水泵电机中不同程度都有线圈磨损，绑线干缩松动现象，而且已经发生多起电机定子线圈烧损事故，严重的威胁电厂安全运行。循环水泵电机型号为Y1250-12/1730，容量为1250KW，电压为6KV，极数为12级，绝缘等级为B级，座式滑动轴承，开启式电机，定子铁芯内径为1400mm，双层叠绕组108根线棒。设备维修判定指标有4种：

①极距：极距指铁心相邻两磁极中心所占的槽距，用

槽数表示。

②节距：节距是单个线圈两个有效边所跨的槽数。

③每极每相槽数：每极每相槽数是每极每相所占的槽数，也可看作每极每相的线圈。

④电角度。

3 电动机缺陷处理过程

3.1 线圈和辅料预烘干处理

电动机在启动时定子线棒受电磁力的影响，剧烈震动，线棒导线容易疲劳断裂，引起电动机烧损。线棒引出线出口处是线棒绝缘最薄弱、最容易被击穿的部位，因线棒处的绝缘是手包绝缘，往往存在气隙或夹层，绝缘表面脏污或受潮就容易击穿，电动机的烧损多数是此处被烧断。为加强此处的绝缘强度和机械强度，在更换新线棒前先加强新线棒的鼻部绝缘（线棒引线出口处），即对新线棒的鼻部用无碱玻璃丝带缠绕6-7层，浸绝缘漆干燥。嵌线所用的绝缘纸板、垫条、涤波绳等均应预先烘干处理，以减少它们的吸湿性。

3.2 更换线棒

在更换线棒前，将线棒及其一个节距内各线棒的槽楔逐个打出。若槽楔过紧用电木或打槽楔的专用扁铁垫在槽楔上，用手锤轻轻敲打，使槽楔松动，以便打出。打出槽楔时，应在定子两侧同时进行，互相配合，防止打坏线棒绝缘、铁心。锯断已打出槽楔线棒的所有绑线，并取出。用刀削破各个连线，用石棉布包好焊接处附近所有线棒和连线，防止线棒绝缘被火烧损。最后用火焊把裸露的连线焊接处溶开。

3.3 抬出线棒

用直流旋轉焊机通直流电加热线棒，使线芯和绝缘软化，电流不超过额定电流的70%，温度控制在80度，各部受热要均匀，等线棒软化后切断电源。抬线棒的顺序是先抬起上层线棒后再抬下层线棒，用φ20mm涤波绳在槽口结扣，在绳里穿一根木棍，一头抵住铁心后向上抬线棒，两侧抬线棒速度和力量要相同，特别注意线棒端部不要折裂，用φ5mm涤波绳把抬出的线棒牢固地绑在定子膛内的铁管上，以该槽内的下层边能抬出的高度即可。把一个节距的所有上层边都抬出槽口后，再抬出准备更换线棒的下层边。

3.4 线棒嵌装

嵌线棒前，将所用的线棒、绝缘板、玻璃丝布带、涤波绳等均应预先干燥处理，以减少它们的吸湿性。下线前要检查铁心线槽，清除杂物和毛刺。下线过程中不能用硬物重击，不能让有锋利刃口的东西刮上线棒。下线的顺序与抬线棒时顺序相反，先下下层边后再下上层边。下线时加热方法与抬线棒方法一样。在下下层线棒后用电木敲打线棒，使线棒在槽内落实，用φ20mm、φ5mm的涤波绳绑扎线棒与线棒之间、端部与下层边，每绑扎一圈都要拉紧打结，打结打在线棒底部，以防止打结过高与转子相磨擦。在线棒端部与端箍绑扎接触处加垫一层适形垫料以防止端部磨损，当嵌到最后一个节距线圈时须将最初节距上层线圈用涤波绳一个个吊起，吊起高度以刚好能嵌最后节距的下层线圈为准，吊起时两边用力要均匀，以不使线圈损伤，第一个节距线圈吊起和嵌放工作必须细心进行，是绕组嵌装的关键。在每个槽上下层之间垫1mm厚的绝缘板，嵌好下层边后，将吊起的线圈上层边逐个放入槽内，压好青壳纸，垫上绝缘板打实槽楔，嵌线工作结束。

3.5 线圈连接

嵌线完毕，用120号砂纸擦去焊接处氧化层，将线棒连接成三相绕组，用银焊条先焊一个极相组内的连线，后焊极相组与极相组的连线，然后将三相绕组的始末端用电缆引到接线盒内。焊接过程中一定要做好防护措施，

用石棉布把其他部位包好，以免焊接时烧坏其它部分绝缘。

3.6 包绝缘

用刀去掉焊接处两侧烧黑的绝缘，削成斜面，用甲苯清洗干净。连接部分用黄蜡带半叠状包连接处，黄蜡带不低于十层，再包三层2432醇酸玻璃漆带，各绕组端部连线之间垫3mm毡垫，用φ5mm的涤波绳绑扎牢固，绑扎完应检查绕组是否有接错或嵌反。用双臂电桥测量每相绕组的直流电阻，其阻值符合三相绕组互差不超过平均值的1%的要求，绕组线间直流电阻不超过2%。

3.7 浸漆与烘干

在重饶或局部更换定子绕组后，进行浸漆和烘干的工艺处理，可以使绕组与铁心之间，导线与导线之间空隙被绝缘漆充填使绕组与铁芯形成一个整体，增强绕组的耐潮性，提高绕组的绝缘强度、散热能力和机械强度，浸烘大至分为预烘、浸漆、烘干三个部分。

3.7.1 预烘是为了驱除绕组中的潮气，用直流旋转电焊机加热定子线圈，预烘温度要逐渐增加，一般温升控制在20-30度/小时，这样可使线圈温差较小，内部水分易于向外散发。温度要控制好，温度过低使预烘时间增加，温度过高容易造成绝缘老化，温度控制在120度左右，时间为4-8小时，每隔半小时用1000V摇表测一次绕组对地绝缘电阻，当绝缘电阻值稳定后预烘结束。

3.7.2 当定子铁芯温度降到60-70度时，浸1032三聚氰醇酸漆浸漆。第一次浸漆时漆的粘度应低一些，以使绝缘漆尽量渗入绕组内部；第二次浸漆时漆的粘度更高一些，使表面形成较厚的漆膜。采用浇漆的方法，浇漆要浇透，特别是绑线部分，在浸漆时要均匀地重复浇几次。第一次浸漆时间为20-30分钟；第二次则为15分钟，大体控制在不冒气泡为止。每次浸漆后，都要把定子绕组垂直放置，滴干余漆，用溶剂擦净其他部分的余漆。最后在定子及端部线圈喷一层灰色绝缘漆。

3.7.3 烘焙是为了将漆中的溶剂和水份挥发掉，使绕组表面形成较坚固的漆膜，分为两个阶段：第一是低温阶段，温度控制在70-80度，约烘2-4小时，温度过高，会使溶剂挥发太快，在绕组表面形成许多小孔，降低浸漆质量；第二是高温阶段，温度控制在130度左右，约烘16小时，以便形成坚固漆膜。每1小时用1000V摇表测一次绕组对地绝缘电阻，直到最后3小时趋向绝缘电阻稳定，绕组才算烘干完毕。烘干电机时，线圈为星星接线，用直流焊机加热时，用其中两相接正极，一相接负极，每2小时轮换一次，均匀加热，通入的电流为额定电流的50-70%。若线圈内部已干透而表面没干，可用碘钨灯在外部继续干燥。干燥结束后，用2500V摇表测量吸收比应大于1.3为合格，交流耐压能够比直流耐压更有效地发现绝缘缺陷。

4 结束语

通过更换定子线圈，加强对线圈鼻部和线圈端环绝缘薄弱环节进行加固处理，彻底消除了电机隐患，提高了电机运行可靠性。经过处理后的循环泵电机运行四年来，没有再发现线圈磨损现象，为机组安全经济运行提高保障。

参考文献：

[1]黄铭英.高压电机定子线圈损坏的原因及预防措施[J].水电机电安装技术，1982（02）.

[2]赵文钦.高压电机定子线圈故障的现场修复[J].中小型电机，1988（02）.

定子冷却水处理 篇3

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4

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.

定子冷却水处理 篇5

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

核电厂定子冷却水泵的控制方案设计 篇6

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。

1. 手自动切换功能。

每台定子冷却水泵设置手自动切换窗口, 当选择自动模式时, 执行泵的自动控制逻辑, 当选择手动模式时, 操作员在画面手动启停泵。

2. 泵联锁投入按钮功能。

为满足操作员手动设置备用泵要求, 取消原逻辑中的KG按钮及其自选泵功能, 设置KC按钮及其联锁窗口。当A泵运行时, B泵被设置为备用泵投联锁 (不影响第一备用泵不可用时启动第二备用泵功能) , C泵未投入备用泵联锁。KC按钮设有联锁复位功能。

四、结语

本文通过新旧控制要求对比, 根据工艺运行要求设计了三台泵的备用逻辑关系及启停逻辑, 并给出了画面功能设计方案。此定子冷却水泵控制方案已在某核电厂改造项目中实施, 调试运行良好。

参考文献

[1]苏林森, 杨辉玉, 王复生, 等.900MW压水堆核电站系统与设备[M].北京:原子能出版社, 2005

[2]高磊.定子冷却水泵跳闸事故原因分析及处理[J].企业技术开发, 2012, 31:94~95

[3]唐基高.变频器在大型发电机定子冷却水泵控制中的应用[J].电工技术, 2011, 1:44, 54

[4]周善龙.热工仪表及自动控制系统[M].北京:化学工业出版社, 2012

[5]田丰.汽轮机设备及系统[M].北京:中国电力出版社, 2013

定子冷却水处理 篇7

D厂2台300MW汽轮发电机型号为QFSN-300-20B,发电机定子绕组为除盐水冷却方式,每台机组配置2台定子冷却水泵。水泵工频启动时,水压冲击大;工频运行时,水压不稳定,震动较大;发电机定子冷却水管、法兰接头多次出现爆裂。鉴于以上原因,对发电机定子冷却水泵电气控制部分进行变频器改造。经实地考察,选用丹佛斯FC202系列变频器作为定子冷却水泵的控制器。

1工频运行电气控制原理

2台45kW电机分别带发电机定子#1、#2冷却水泵工频运行。正常情况下,2台水泵一用一备,投入联锁开关LK,工作水泵出现故障跳泵时,备用水泵可自动投运。发电机定子冷却水泵电气控制接线图如图1所示。

2变频运行电气控制原理

变频改造后,发电机定子冷却水泵电气控制接线图如图2所示(省去#2泵控制部分)。系统采用1台丹佛斯变频器控制2台发电机定子冷却水泵,压力传感器测量发电机定子冷却水出口母管压力,在压力信号转换为电信号后,送至DCS控制系统,与DCS给定的压力信号进行比较,取差值信号,经比例放大,输出DC 4～40mA电流信号控制变频器输出频率,从而调节水泵转速,维持汇水管出口母管压力恒定,达到恒压供水自动控制目的,控制框图如图3所示。通过设定变频器参数,可实现#1、#2冷却水泵的定期自动轮换;正常运行时,2台泵一用一备。变频器故障时,可切换到就地操作,实现#1、#2冷却水泵手动工频运行。

3变频运行效果

变频运行效果主要表现在以下几方面:

(1)自动化程度高。自动实现工作水泵与备用水泵的定期轮换,工作水泵在故障时与备用水泵的切换。

(2)水泵启动时,水压平稳升高,无冲击现象,不会导致水管或法兰接头爆裂。

(3)水泵运行时,水压稳定,水管无震动,电机轴承、水泵机械磨损减少,延长了设备使用期,降低了故障率。

(4)减少了非计划停机次数,节约了厂用电,提高了发电机的经济运行效益。

摘要：结合实例介绍发电机定子冷却水泵由工频运行改造为变频运行的电气控制变化及变频运行的优点及使用效果。

关键词：发电机,变频器,恒压供水

参考文献

[1]王占奎．变频器调速应用百例[M]．北京：科学出版社，1999

[2]吴忠智．吴加林．变频器应用手册[M]．北京：机械工业出版社，2004