1　系统设置及水质情况概念
山西阳光发电有限责任公司(原阳泉二电厂)安装有四台300MW燃煤发电机组,发电机型号为QFSN-300-2-20,定子绕组采用水内冷方式,定冷水系统为一独立而封闭的自循环系统。冷却水循环运行一段时间后,由于与金属部件及空气的接触,水质会逐渐下降。劣化的水质如不进行及时适当的处理,其中的杂质会不断沉积造成循环管路堵塞,阻碍冷却水的循环,影响散热。水质劣化引起的导电度增大会影响发电机相关部件的绝缘效果,造成不可想象的恶果。从1号机投产起,由于各种原因,我公司发电机组的定子冷却水水质没有引起足够重视,以至于定冷水水质长期处于不合格状态,定冷水离子交换系统没能与其它设备一道,转入正常的运行。机组运行中采用临时更换除盐水的方法,降低冷却水含Cu量,改善冷却水水质。不仅浪费掉大量的除盐水,增加了人员的工作量,而且收效甚微。表1是2000年运行中的定冷水水质化验数据。问题最严重的是4号机,4号机2000年1月份含铜量变化情况见表2。虽然每天更换除盐水,但恶化的水质依然没有好转的迹象。为防止发生事故,我们决定改进定冷水水质工况。
2　改进方案
经过对系统摸底和对其它兄弟电厂运行情况的了解,制定了三套方案。
a)添加铜缓蚀剂。向定冷水中定期加入铜缓蚀剂,保持浓度在0.3%左右,可保持铜含量在合格的水平(即Cu≤40μg/L),电导率(以下简称"DD")也能保持合格,运行安全可靠。缺点是运行中缓蚀剂的测定比较麻烦,由于定冷水的损失,在补充除盐水的同时还需要不定期的补加缓蚀剂。此方案需设置专用的加药系统,每机一套。
b)补加凝结水处理。特点是不用设置任何处理或加药系统,简单且几乎没有运行成本。问题是凝结水DD大,对发电机安全运行不利,而且由于凝结水中氨成分的存在,可能发生铜氨络合反应(Cu2+ +4NH3=[Cu(NH3)4]2+)而腐蚀铜部件,不利于发电机长期安全运行。
c)投运发电机组本身配置的离子交换系统。不用增加设备,运行起来水质可以得到保证。由于该装置在机组投产后一直未使用,要将其投入运行,需要配置离子交换树脂,及设备调试等工作。
上述三种方案,第一种虽然可行,但设置必需的配药、加药设备比较麻烦,运行监督难以做到准确、及时和连续,不利于准确有效的工作需要;第二种方案虽然十分简单,但毕竟有铜部件遭受腐蚀的顾虑。为保持pH略大于7、DD≤2μs/cm、Cu<40mg/L的水质控制标准,于2000年1月15日进行了除盐水和凝结水混合试验。
　　试验过程中遇到的问题是凝结水与除盐水来水压力不同,配比控制较难,2号～4号机没有凝结水补水管路,若方案可行,需增设专用补水管。而且从试验数据可以看出,含铜量没有明显下降。对于第三种方案,可以预期,只要离子交换系统投运,其水质就是很有限的,虽然设备不完善,但可以通过调试来解决。
经过综合分析考虑及根据小型试验,决定实施第三种投运离子交换系统方案为改进水质的手段。
2000年上半年,我们对1号～4号定子冷却水系统进行消缺及调试,将其投入运行。
3　结论和问题分析
a)定冷水离子交换系统调试后全部投入了正常的运行。水质比以前大大改善,指标基本上达到部颁规程和国际规定的要求,运行中只需补充化学监督取样和在线仪表取样消耗的除盐水。补充的水量是微不足道的,比投运前大大减少,设备运行的安全性大大提高。
b)从4号机系统的运行情况来看,不太令人满意。主要的问题是树脂的运行周期短,定冷水含铜量相对较高。原因可能是发电机定冷水系统中的相关铜部件腐蚀沉积物较多,需要较长时间循环除去,也可能是别的原因,正做进一步观察和探索。
c)离子交换器内树脂运行3到5个月后失效需进行再生或更换。需配置树脂再生专用设施,将失效树脂再生后重新利用。
d)为使定冷水含Cu量降至更低的水平,计划利用机组的大小修机会,对整个系统镀膜保护,之后再投入离子交换器。这样定冷水含铜量将进一步下降、稳定,离子交换器的运行周期也将大大延长。
e)在日常化学监督工作中,DD实施在线连续监督,含铜量通过间断的抽查来实施监督。但在工作中发现,以现行的标准来指导控制我公司现有系统的定冷水水质会产生矛盾。
　　DD的运行监督指标,即使在离子交换系统投运以前也是远远的低于部标或国标的,但抽查试验的含铜量却在大部分的时间里超标。在近半年的试验中,当定冷水的DD值接近或超过0.4μS/cm时,含铜量就接近甚至超过40μg/L。1999年初岳阳事故通报后,我们将定冷水的DD值控制下调为≤2.0μS/cm并沿用至今。在实际控制中,DD值很少有超标的时候。以DD值的变化做采取措施(排污换水或重新再生树脂)的依据,定冷水含铜量将很可能长期超标;而如果以含铜量的变化做为采取措施的依据,运行中的DD值监督就失去了意义。因此,需要确定具有正确指导意义的标准,以利于正常监督工作的开展。