中国柴油发电机组网行业资料——发电机内冷水处理技术的探讨

　　1发电机内冷水的水质要求

　　大中型发电机组设备普遍采用水-氢冷却方式，发电机内冷水选用除盐水或凝结水作冷却介质。冷却水的水质对保证发电机组设备的安全经济运行是非常重要的。近年来随着大容量、亚临界、超临界发电机组的投入运行，为了确保发电机组设备的安全运行，对发电机内冷水品质的要求越来越高，国标GB／T12145—1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》，对发电机内冷水质量标准有如下规定：

　　a)对双水内冷和转子独立循环的发电机组，在25℃温度下，冷却水电导率不大于5μS／cm，铜的质量浓度不大于40μg／L，pH值大于6.8；

　　 b)机组功率为200 MW以下时，发电机冷却水的硬度(水中钙和镁阳离子的总浓度)不大于10μmol／L，机组功率为200 MW及以上时，发电机冷却水的硬度不大于2μmol／L；

　　c)汽轮发电机定子绕组采用独立密闭循环水系统时，其冷却水的电导率小于2.0μS／cm。

　　2目前国内外发电机内冷水处理的方法及存在问题　　

　　为了改善发电机内冷水的水质，目前国内外发电机组普遍采取的防腐、净化处理的方式主要有单纯补充除盐水或凝结水运行方式、内冷水加铜缓蚀剂法、小混床处理法和双小混床处理法。这些方法在实际生产中难以解决内冷水中的电导率和pH值机内冷水的关键技术是解决现有小混床处理法中电导率、铜离子指标必须长期合格的问题，即发电机的内冷水pH不小于7.0，并稳定在7～8之间；解决小混床偏流、漏树脂而导致出水p H值偏低引起循环系统酸性腐蚀问题；解决小混床树脂交换容量小，机械强度低，易破碎问题；实现闭式循环系统及防止补水对循环内冷水产生受冲击性污染问题，实现长周期稳定运行及免维护等功能。

　　3发电机内冷水超净化处理的创新技术

　　西北电力试验研究院研究开发的发电机内冷水超净化处理技术，是在现有的小混床处理技术的基础上，实现发电机内冷水处理技术的创新。

　　3.1系统总体设计创新

　　系统设计时，在小混床进、出入口处加装树脂捕捉器，确保在运行或停运状态下，树脂不会漏入发电机内；水箱增加呼吸组件，有效减少空气中CO2对水质的污染，提高内冷水pH值；系统配置监测电导率和pH值的测量仪表。

　　3.2混床交换器内部结构创新

　　a)将混床的单室结构改造成双室结构，即将交换器内的多孔板分隔成上下两个室，孔上安装不锈钢水帽，上下两室中填充特制离子交换树脂，上、下两室可以独立再生和反洗，有效地解决了单室结构在反冲洗时，因上部失效树脂混入下部未失效高再生的树脂层中，影响出水水质的问题；

　　b)交换器进水安装了布水装置，使进水均匀分布，减少了水流冲击而产生的偏流；

　　c)下部出水孔板均匀钻孔，孔上加装特制不锈钢水帽，杜绝了漏树脂的问题；

　　d)床内加装树脂搅拌喷嘴，利用压力水或压缩空气从喷嘴喷射中产生的动力混合搅拌阴阳树脂，使两种树脂在罐体内均匀混合，从而提高出水水质。

　　3.3采用特制的离子交换树脂

　　采用特制的离子交换树脂代替目前采用的普通型离子交换树脂。这种特制的高强度离子交换树脂是经水力分选、过筛、酸碱盐和有机溶剂反复处理后，再经大剂量优级纯试剂深度再生、检验等严格的工艺优选和处理后达到大幅度降低树脂中的低聚合物含量而成的树脂。这种优选特制树脂机械强度高、颗粒均匀，经试验测定，优选的阳离子树脂交换容量比优选前提高一倍，阴离子树脂交换容量比优选前提高近4倍，运行周期是小混床的4～6倍。

　　3.4运用实例

　　发电机内冷水超净化处理技术在秦岭发电厂220 MW机组和蒲城发电厂330 MW机组的应用中，总体性能和技术指标达到很好的效果，实现长周期免维护运行，安全可靠性高。改进后的超净化处理装置出水指标：实际运行中，电导率保持在0.06～0.1μS／cm之间，p H值在7～7.9之间。发电机内冷水水质指标：实际运行中，电导率在0.1～0.5μS／cm之间，p H值在7～7.9之间。根据科技查新资料显示，该技术综合性能指标已达到国际先进水平，填补了目前国内外大、中型发电机组不能同时满足发电机内冷水电导率和p H值标准要求的技术空白。

　　4沙角A电厂和沙角C电厂发电机内冷水系统结构及运行状况分析4.1沙角C电厂660 MW机组发电机内冷水系统结构及运行状况

　　沙角C电厂660 MW机组发电机内冷水系统由内冷水箱、内冷水泵、冷却装置、过滤器和去离子小混床组成。发电机内冷水处理方法是将发电机闭式循环7%的内冷水(流量为8 m3／h)通过去离子器除去内冷水中的阴、阳离子，达到净化内冷水水质的小混床处理方式。该系统原设计安装存在如下缺陷：

　　a)去离子器为单室结构，内部结构简单，存在偏流、漏树脂问题；

　　b)去离子器填充的是进口IRN160阴阳混合树脂，根据厂家提供的资料，IRN160树脂运行一年左右更换，其工作交换容量较小，运行周期短，树脂失效后须在体外再生，运行成本较高；

　　c)水箱内用于检测漏氢的压缩空气中的CO2会污染内冷水水质，p H值降低；

　　d)系统监测手段不够完善，没有安装p H值检测仪表。

　　沙角C电厂发电机内冷水处理采用的是小混床方式，由于系统及内冷水处理系统存在上述设计安装缺陷，从运行检测数据可知，虽然发电机内冷水电导率基本能够满足国标和厂家规定要求，但发电机内冷水p H值长期处于不稳定状态。2000年1月份沙角C电厂1号发电机内冷水pH值在8.06～8.64之间，2月份p H值在8.06～8.23之间，2001年6月份pH值在6.08～8.76之间(在运行中，2号发电机和3号发电机内冷水pH值也不稳定)，指标难以满足国家标准要求，系统存在酸性腐蚀的安全隐患。4.2沙角A电厂200 MW机组发电机内冷水系统结构及运行状况

　　沙角A电厂200 MW机组发电机内冷水发电机内冷水系统也由内冷水箱、内冷水泵、冷却装置、过滤器和离子交换阳床组成，但该系统的离子交换阳床只是处理补充的除盐水，对于闭式循环的发电机内冷水无法得到处理，当内冷水电导率或pH值不合格时，通过排、补除盐水方法，使内冷水电导率及p H值合格。系统设计安装存在以下较严重的缺陷：

　　a)200 MW机组投产后，采用pH值较高(p H不小于8.5以上)的凝结水作内冷水补充水源，循环的发电机内冷水电导率一直较高，维持在4～6μS／cm之间。随着GB／T12145—1999国标的实施，原来的标准规定内冷水电导率不大于5μS／cm，现改为电导率不大于2μS／c m。为了确保发电机内冷水水质，近两年来采用了少加氨的除盐水作内冷水补充水源，但电导率仍然处在2.5～3.5μS／cm的较高水平中。这种方式不但浪费排补的除盐水，而且难于达到内冷水电导率不大于2μS／cm的国标要求。

　　b)离子交换阳床设置不合理，它不能起到处理、净化循环内冷水的作用，实际上该离子交换阳床从未投入运行。

　　c)离子交换器结构简单，内装设普通型阳树脂，树脂易破碎，泄漏进入内冷水循环系统，造成内冷水水质污染。5改造发电机内冷水处理技术的建议5.1沙角C电厂发电机内冷水处理系统必需进行技术改造

　　目前沙角C电厂660 MW机组发电机内冷水电导率指标可以满足标准要求，但p H值指标长期不稳定，存在酸性腐蚀的安全隐患。为确保发电机以下必要的技术改造，以满足发电机内冷水水质指标要求：

　　a)将单室去离子床改成双室去离子超净化装置，以提高去离子出水水质；

　　b)去离子床进、出口处加装树脂捕捉器，防止树脂漏入循环系统；

　　c)水箱加装CO2吸收组件，减少内冷水的污染；

　　d)系统加装pH监测仪表，完善发电机内冷水中pH值的监测；

　　e)采用国产特制的阴、阳离子交换树脂，使树脂运行更换周期由1年延长至3年左右，以节约运行成本。5.2采用内冷水超净化处理技术

　　沙角A电厂200 MW机组发电机内冷水的电导率一直达不到国标要求，存在着较严重的安全隐患。为确保200 MW机组发电机内冷水电导率不大于2μS／cm和p H值长期稳定在7.0～8.0之间的国标要求，节约排补时浪费的大量除盐水，建议对内冷水系统采用内冷水超净化处理技术进行改造，在发电机内冷水循环系统中加装超净化处理装置，以截流内冷水循环总量约8%的内冷水进行去离子处理，取代目前的排补方式，取消补水系统中原有的阳离子交换器。即：

　　a)在发电机内冷水循环系统中加装超净化处理装置，装置进出口树脂捕捉器；

　　b)水箱加装CO2吸收组件；

　　c)发电机内冷水入口安装在线电导率和在线p H测量仪，超净化处理装置出口安装在线电导率测量表；

　　d)采用国产特制的阴、阳离子交换树脂取代普通国产树脂，以达到净化内冷水水质，延长运行周期，节约运行成本的目的；

　　e)采用未加氨的除盐水作内冷水补充水源。