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发电机内冷水

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1
发电机内冷水超净化处理装置
+进口自动加碱系统应用实例

一、大同第二发电厂#2机（200MW）于2007年06月投入运行，电导率控制在
0.70μs/cm。

1. 电导率的变化对比表1

日期 06月05日 06月 06 日 06月07日 06月08日
时间 16:00 10:00 10:00 10:00
入口电导率μs/cm 0.50 0.48 0.55 0.60
出口电导率μs/cm 0.60 0.59 0.69 0.72
2. pH的变化趋势对比表2
日期 06月 05 日 06月06日 06月07日 06月08日
时间 16:00 10:00 10:00 14:00
入口pH值 7.50 7.56 8.10 8.16
出口pH值 7.82 7.90 8.25 8.26
3. 铜离子浓度的变化趋势对比表3
日期 06月05 日 06月08 日
时间 14：00 10：00
入口铜离子含量μg/L 5.6 4.8
出口铜离子含量μg/L 3.4 2.7

二、大同第二发电厂#4机（200MW）于2008年06月投入运行，电导率控制在
0.90μs/cm。
1. 电导率的变化对比表1
日期 06月07日 06月08 日 06月09日
时间 16:00 16:00 9:00
入口电导率μs/cm 0.35 0.47 0.65
出口电导率μs/cm 0.60 0.70 0.90
2. pH的变化趋势对比表2
2

日期 06月 07日 06月08日 06月09日
时间 16:00 10:00 10:00
入口pH值 7.87 8.37 8.55
出口pH值 8.03 8.43 8.58
3. 铜离子浓度的变化趋势对比表3
日期 06月07 日 06月09 日
时间 14：00 10：00
入口铜离子含量μg/L 8.6 5.2
出口铜离子含量μg/L 4.8 3.0

三、国华三河发电厂#3机（300MW）于2008年06月投入运行，电导率控制在
0.50μs/cm。
1. 电导率的变化对比表1
日期 06月23日 06月 24 日 06月25日 06月26日
时间 9:00 9:00 10:00 10:00
入口电导率μs/cm 0.93 0.66 0.69 0.60
出口电导率μs/cm 0.82 0.61 0.50 0.51
2. pH的变化趋势对比表2
日期 06月23日 06月24日 06月25日 06月26日
时间 9:00 9:00 10:00 14:00
入口pH值 7.92 8.02 8.10 8.26
出口pH值 8.12 8.33 8.16 8.32
3. 铜离子浓度的变化趋势对比表3
日期 06月23 日 06月26 日
时间 10：00 10：00
入口铜离子含量μg/L 10.2 5.8
出口铜离子含量μg/L ---- ----

四、国华三河发电厂#4机（300MW）于2008年06月投入运行，电导率控制在
3

0.50μs/cm。
1. 电导率的变化对比表1
日期 06月25日 06月 26日 06月27日 06月28日
时间 9:00 9:00 10:00 10:00
入口电导率μs/cm 1.23 0.67 0.61 0.60
出口电导率μs/cm 0.56 0.62 0.54 0.52
2. pH的变化趋势对比表2
日期 06月25日 06月26日 06月27日 06月28日
时间 9:00 9:00 10:00 14:00
入口pH值 7.96 8.29 8.26 8.28
出口pH值 8.33 8.48 8.45 8.32
3. 铜离子浓度的变化趋势对比表3
日期 06月26 日 06月28 日
时间 14：00 10：00
入口铜离子含量μg/L 8.7 4.5
出口铜离子含量μg/L ---- ----

五、甘谷发电厂#1机（300MW）于2008年08月投入运行，电导率控制在0.70
μs/cm。
1. 电导率的变化对比表1
日期 08月03日 08月04日 08月05日 08月06日 08月07日
时间 08：00 08：00 08：00 08：00 08：00
入口电导率
（μs/cm）
0.61 0.67 0.57 0.68 0.61

出口电导率
（μs/cm）
063 0.64 0.61 0.70 0.70

2. pH的变化趋势对比表2
日期 08月03日 08月04日 08月05日 08月06日 08月07日
时间 08：00 08：00 08：00 08：00 08：00
4

入口pH 8.19 8.25 8.20 8.30 8.23
出口pH 7.84 8.15 8.04 8.26 8.24
3. 铜离子浓度的变化趋势对比表3
日期 08月03日 08月04日 08月05日 08月06日 08月07日
时间 08：00 08：00 08：00 08：00 08：00
入口（μg/L） 8.1 6.5 4.4 7.0 2.4
出口（μg/L） 4.8 0 0 0.9 0.7

六、甘谷发电厂#2机（300MW）于2008年08月投入运行，电导率控制在0.70
μs/cm。
1. 电导率的变化对比表1
日期 08月05日 08月06日 08月07日
时间 08：00 08：00 08：00
入口电导率（μs/cm） 1.02 0.78 0.65
出口电导率（μs/cm） 0.66 0.68 0.62
2. pH的变化趋势对比表2
日期 08月05日 08月06日 08月07日
时间 08：00 08：00 08：00
入口pH 6.68 8.25 8.15
出口pH 7.82 8.22 8.11
3. 铜离子浓度的变化趋势对比表3
日期 08月06日 08月07日
时间 08：00 08：00
入口（μg/L） 17.9 12
出口（μg/L） 4.8 0.6
5

七、超净化处理装置+进口自动加碱系统的配制如下：
序
号
名称 规格 单位 数量 材质 备注

1 树脂捕捉器 PZQ-40 个 2 TP304
2 离子交换器 ф700 台 1 TP304 XL-07-300
3 仪表柜 1500×700×400 台 1 4个开孔，带空开
4 控制柜 1500×500×400 台 1

5 在线仪表 PH计 台 2 国产
DD仪 台 2

6 进口全自动补偿加碱装置 计量泵 个 1
PID调节器 个 1
80L溶药箱 个 1
7 金属管浮子流量计 LZZ-40 台 1 TP304 0～6m3/h
8 玻璃流量计 0—160ml/min 个 2
9 离子交换树脂 特种树脂 升 600

八、发电机内冷水超净化处理装置+进口自动加碱系统
现已在十台机组上应用实例资料汇总表

电厂名称 机组容量 （MW） 日期 电导率 （μs/cm） （人口/出口） PH （人口/出口） 铜离子 （μg/L）
（人口/出口）

国华三河3# 300 08.06.26 0.60/0.51 8.26/8.32 5.8/-
国华三河4# 300 08.08.26 0.60/0.52 8.28/8.32 4.5/-
甘谷电厂1# 300 08.08.07 0.61/0.70 8.23/8.24 2.4/0.7
甘谷电厂2# 300 08.08.07 0.65/0.62 8.15/8.11 1.2/0.6
大同二厂2# 200 08.06.08 0.60/0.72 8.16/8.26 4.8/2.7
大同二厂4# 200 08.06.09 0.65/0.90 8.55/8.58 5,2/3.0
渭河电厂6# 300 09.07.01 1.2/0.50 8.20/8.60 7/2.0
清水川电厂1# 300 09.06.27 0.58/0.59 8.0/8.24 8.0/0.5
嘉峪关宏晟电
厂6#
50（双水） 09.01.27 0.93/2.19 7.11/8.19 10/5.0

四川黄桷庄电
厂21#
200 09.03.18 0.44/0.50 8.22/8.43 5.0/2.5

聊城电厂1# 600 08.12.10 0.60/0.50 8.3/8.6 5.0/3.0
清水川电厂2# 300 09.06.28 （尚未调试）
姚孟电厂2# 300（双水） 09.07.03 （尚未调试）

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发电机内冷水箱漏氢量在线监测装置技术探讨

发电机内冷水箱漏氢量在线监测装置技术探讨

发电机内冷水箱漏氢量在线监测装置技术探讨氢气内漏是氢冷汽轮发电机的常见故障之一，具有发现、观测困难，安全隐患大等特点。

漏氢在线监测是确保氢冷汽轮发电机安全运行的重要监测手段，具有实时监测、早期故障报警的重要作用，提高机组运行的经济性和安全性。

论文针对目前国内定冷水箱的漏氢监测存在的问题，并以张家口发电厂发电机安装的多通道漏氢在线监测装置为例，提出对多通道漏氢在线监测装置进行改造，增加发电机定子冷却水系统漏氢量检测功能的改进方案，供发电厂设备生产、制造、运维和管理借鉴。

标签：汽轮发电机定冷水箱漏氢在线监测安全引言氢气是易燃、易爆气体，一旦发生泄漏，将可能发生氢爆，并导致设备的严重损坏。

根据[（86）电生火字193号]《发电机反事故技术措施》和[（88）电生计17号]《关于转发20万千瓦氢冷发电机防止漏氢漏油技术措施细则》的规定，发电机气密试验不合格的氢冷发电机严禁投运，为了防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。

应按时监测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量。

因此，国内大多数发电厂在发电机汽侧密封瓦、励侧密封瓦、三相封闭母线、中性点、主油箱、内冷水箱等处安装漏氢检测装置，以及早发现漏氢，避免重大设备损坏事故。

一、系统简介张家口发电厂8号机组发电机为东方电机厂生产的QFSN-200-2型氢冷汽轮发电机，2002年12月建成投产，装机容量300MW，2013年增容至320MW。

发电机为水-氢-氢冷却方式，其密封瓦为双流环式，内冷水箱为开启式。

目前该厂通过某公司生产的NA-1000MS多通道气体在线监控装置对发电机汽侧密封瓦、励侧密封瓦、三相封闭母线、中性点、主油箱、内冷水箱等关键部位漏氢情况做出及时准确的判断，提高了机组运行的经济性和安全性。

然而，国能安全（2014）161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》，提出了新的规定：严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量，确保避开含量在4%～75% 的可能爆炸范围；内冷水箱中含氢（体积含量）超过2% 应加强对发电机的监视，超过10% 应立即停机消缺。

300MW发电机内冷水微碱性处理改造

300MW发电机内冷水微碱性处理改造

制。 ２临河热电厂内冷水 系统简介 临河热 电厂 ２×３ ０ ０ ＭＷ 机组分别 于 ２ ０ ０ ６年 ６月 和 ２ ０ ０ ７年 ４ 月投产 ， 发 电机为东方电机厂生产 的 Ｑ Ｆ Ｓ Ｎ 一 ３ ０ ０ — ２ — ２ ０ Ｂ型汽轮发电
表２ ２ ０ ０ ７ ． ６ — ２ ０ ０ ８ ． ５平均 每 月 换 水 次数 统 计
图 １发 电机 定 子 水 冷 系 统 示 意 图 ５ 系统改造方案 ５ ． １由于采用凝结水补水时 ， 一旦凝汽器泄漏 ， 会 严重威胁 内冷 ３ 系 统存 在 的 问题 水 系统 的安 全运行 ； 而且 可能存在凝结水补水 门的轻微 渗漏 ， 造成 电厂 内冷水 的运行方式 为 ， 当 内冷水 ｐ Ｈ值 偏低 时 ， 通过水箱 内冷水 电导率和 ｐ Ｈ值逐渐 升高 。因此决定切 断此 路补水 ， 只用除 排 污和向内冷水箱补充凝结水 的方式提 高 ｐ Ｈ值 ， 当 内冷水 电导率 盐水进行补水。 偏 高时 ，通过水 箱排 污和 向内冷水箱补 充除盐水 的方式降低 电导 ５ ． ２切断凝 结水后 ，将离子交换树脂更换为微碱化离子交换树 率。 脂， 以实现 ｐ Ｈ值的调节 和电导率的调节。 但于 ２ ０ ０ ７年下半年 开始 ， ＃ １ 、 ２ 机 组内冷水系统经常需要 换水 ５ ＿ ３改造后 ，实际是将发 电机 内冷水处理方法 由凝结水与 除盐 调整 ， ＃ １ 机 内冷水换水尤 其频繁 。经常 出现 内冷水 电导 率逐渐 上 水协调调节法变为单床离子交换微碱化法。 即利用微 碱化 离子交换 升， 并伴有 ｐ Ｈ值上升趋势 ， 经常造成 电导率大于 １ ． ８ Ｓ ／ ｃ ｍ， 且增长 树 脂 ， 对 占循 环流量 的 １ ％ ～５ ％内冷水实施 微碱化处 理 ， 将 内冷水 速度较快 ； 如投入离子交换树脂 ， 又使 ｐ Ｈ值偏低 ， 最 严重 时每隔十 的 ｐ Ｈ值 调节到 ７ ． ０ ９ ． ０范 围之 内（ 尽量维持 在 ８ ． ０～９ ． ０ ） ， 同 时保 几个小 时就要进行调节 。要控 制 ｐ Ｈ值 和电导率均达到合格 ， 调节 持 电导率不超过 ２ ． ０ Ｓ ／ ｃ ｍ。 操作十分频繁 ， 水质不宜控制 ， 而且造成大量水的浪费。 ６ 改造 效 果 我们 统计 了 ２ ０ ０ ７年 ６月 一 ２ ０ ０ ８年 ５月一 年期间 ＃ １ 、 ２机组 内 改造后 ，我们又统计 了 ２ ０ ０ ８年 ６月 一 ２ ０ ０ ８ 年１ ２月 ＃ １ 、 ２机组 冷水换 水次数 ， 在此期 间 ＃ ｌ 机每月最大换水 次数达 到 ４ ７次 ， 最少 内冷水换水情况 ， ＃ ｌ 、 ２机组 内冷水平均每月换水 次数 ，由 ２ ５次和 ２次 （ 由于停机 ） ； ＃ ２机最大换水 次数 １ ８ 次， 最少 ３次（ 由于停机 ） 。 １ ２ 次分别降至 ４ ． ３ 次和４ ． ４次。（ 见表 ３ ） 换水原 因是 电导率接近上限。但在机组经常启停期间 ， 内冷水换水 根据近几年 的运 行经验 ， ２台机组 发电机 内冷水 系统改造 完成 次数较少 ， 甚至为 ２ － ３次 ， 这是 因为每次机组启动时 ， 几乎将 内冷水 后 ， 调整频率 大大降低 ， 水质情况 良好 ， 内冷水水质 ２ ～３个 星期才 系统的水全部换 掉 ， 所 以能保 持水质较长 时间合格 ； 而当机组长期 需调整一次 ， 离子交换树脂 １ － ２年更换一次 。 当水质合格时 ， 将离子 运行时 ， 换水次数较多。（ 见表 ２ ） 交换树脂停运 ； 当 电导率和 ｐ Ｈ值均偏 高时 ， 用 除盐水 换水 ； 当 电导 ４ 原 因分 析 率偏高 ｐ Ｈ值偏低 时， 投运离子交换树脂。 ４ ． １离子交换树脂停运后 ， 内冷水电导率和 ｐ Ｈ值逐渐升高 ， 是 改 造后效果非 常明显 ， 避免 了凝 汽器泄漏对水 质 的污 染 ， 而且 由于存在凝结水 补水 门轻微渗漏 。 水 质能保持长期稳定 ， 耗水量降低 ， 树脂 的使用周期延 长 ， 减缓 了内 ４ ． ２离子交换树脂使用的是普通混床用树脂 ， 长期运 行会 导致 冷水系统 的腐蚀 ， 减少 了运行工作量 ， 更 主要 是提 高了系统安全性 ， ｐ Ｈ值偏低 。 对于保证发电机 的安全稳定运行起到 了积极作用 。 对同类型发电机 ４ ． ３ 由于除盐水含有大量 的二氧化碳 和溶解氧 ， 经常使用除盐 内冷水的水 质控制具有借鉴作用和推广意义 。 水调节会造成铜基体的腐 蚀。 ４ ． ４凝结水含有游离氨 ， 也易使铜导线发生腐蚀 。
发电机内冷水处理装置改造及技术分析

发电机内冷水处理装置改造及技术分析

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2024年大型发电机内冷却水质及系统技术要求

2024年大型发电机内冷却水质及系统技术要求

2024年大型发电机内冷却水质及系统技术要求对于大型发电机内的冷却水质要求通常包括以下几个方面：
1. pH值：冷却水的pH值应保持在特定的范围内，以确保不会对设备产生腐蚀或沉淀。

2. 水质硬度：水质硬度指水中钙和镁的含量。

对于大型发电机的内冷却水，通常要求较低的水质硬度，以防止水垢的形成。

3. 导电性：冷却水的电导率应适中，过高的电导率可能会对设备产生腐蚀作用。

4. 温度控制：冷却系统应能够精确控制冷却水的温度，以确保设备不会过热。

大型发电机内冷却系统的技术要求通常包括以下几个方面：
1. 高效传热：冷却系统应具备高效的传热性能，以确保将大量的热量从发电机中有效地排除。

2. 循环水净化：冷却系统应具备循环水净化功能，以去除水中的杂质和污染物，防止对发电机产生腐蚀或堵塞。

3. 稳定控制：冷却系统应具备稳定的温度和压力控制能力，以确保发电机的正常运行。

4. 安全保护：冷却系统应配备安全保护装置，如温度和压力传感器、报警系统等，以及备用的冷却系统，以防止发电机过热和故障。

请注意，以上仅为一般的信息，具体的技术要求可能会根据不同的发电机型号、应用场景和地区而有所不同。

如需了解更详
细的信息，建议参考相关技术规范和文献，或者咨询专业的工程师或供应商。