CN1843954A

CN1843954A - 大型发电机内冷水水质调节方法及监测控制系统

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Publication number: CN1843954A
Application number: CN 200610018867
Authority: CN
Inventors: 裴锋
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2006-04-20
Filing date: 2006-04-20
Publication date: 2006-10-11
Anticipated expiration: 2026-04-20
Also published as: CN1843954B

Abstract

本发明涉及大型发电机内冷水水质调节方法及监测控制系统，其方法是在内冷水主循环回路上安装旁路水质调节系统对部分内冷水进行处理，实现发电机内冷水各项指标的全面综合控制及腐蚀防护的作用。旁路系统分为旁路主管道和多个水处理单元。此旁路系统还能实现对发电机内冷水的补充水的处理以及内冷水中含氢量的监测，当水冷发电机停运后，旁路系统还能够实现对发电机的充氮保护。本发明还公开了一种采用高纯氨气调节发电机内冷水pH值的方法以及一种在低电导率的中性水质条件下维持高溶解氧量的方法。

Description

大型发电机内冷水水质调节方法及监测控制系统

技术领域

本发明涉及了一种大型发电机内冷水水质调节方法及监测控制系统，采用旁路设计和多个水处理单元整合的构思，实现发电机内冷水各项指标的综合控制及腐蚀防护的作用。本发明还能实现发电机内冷水补充水的处理以及内冷水中含氢量的监测。此外，本发明还涉及了一种采用高纯度氨气调节发电机内冷水pH值的方法以及一种发电机在低电导率的中性水质条件下维持高溶解氧量的方法。

背景技术

火电厂、水电站及核电站等均使用到大型发电机。采用水冷却的大型发电机，对水质控制有着非常高的要求。由于水质不合格导致停机、线圈烧损等事故时有发生，造成了巨大的经济损失。由于发电机冷却水是在高压电场中作为冷却介质，因此发电机冷却水系统及水质的完好情况，是直接影响大型水冷发电机安全运行和经济运行的重要环节。

发电机内冷水系统分为：

(1)双水内冷：发电机的定子和转子全部采用水冷却，返回内冷水箱的回水有定子回水和转子回水两路。

(2)水-氢-氢冷却：发电机的定子采用水冷却，转子和定子铁芯采用氢气冷却，返回内冷水箱的回水仅有定子回水一路。

我国关于发电机内冷水的要求：

中华人民共和国电力行业标准DL/T 561-95《火力发电厂水汽化学监督导则》：水冷却发电机的冷却水质量应符合(1)冷却水添加缓蚀剂，在25℃条件下电导率≤10μs/cm，铜≤40μg/L，pH＞6.8；(2)冷却水不加缓蚀剂，在25℃条件下电导率≤10μs/cm，铜≤200μg/L，pH＞7.0。

中华人民共和国国家标准GB/T 7064-1996《透平型同步电机技术要求》：(1)水质透明纯净、无机械混杂物；(2)20℃时水的电导率：对开启式水系统不大于5.0μs/cm；对定子绕组采用独立密闭循环的水系统为0.5～1.5μs/cm；(3)pH7.0～8.0；(4)硬度＜10微克当量/升(P_N＜200MW)，＜2微克当量/升(P_N≥200MW)；(5)水直接冷却入口温度：40～50℃(P_N≥200MW)，20～40℃(P_N＜200MW)。

中华人民共和国国家标准GB/T 12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》：(1)双水内冷和转子独立循环的冷却水质量应符合：在25℃条件下电导率≤5μs/cm，铜≤40μg/L，pH＞6.8；(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，其冷却水的电导率应小于2.0μs/cm。

中华人民共和国电力行业标准DL/T801-2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》(本标准适用于额定容量200MW及以上水内冷绕组的汽轮发电机)：(1)发电机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，冷却水的补充水必须用除盐水；(2)水质要求：在25℃条件下电导率≤2.0μs/cm，含铜量≤40μg/L，pH 7.0～9.0；硬度＜2.0μmol/L；溶氨量＜300μg/L，全密闭式的内冷水系统溶氧量≤30μg/L。

当前发电机内冷水系统运行方式及存在问题有：(1)添加铜缓蚀剂法：内冷水的pH值和电导率两者难以同时满足标准要求，水质不稳定，铜含量偏高，缓蚀剂和铜离子发生络合反应易产生沉积。(2)小混床处理法：出水pH值低，呈弱酸性，达不到标准要求，对铜导线产生较严重的腐蚀，腐蚀产物易沉积。(3)频繁换水法：浪费大量的除盐水，除盐水的高溶解氧和偏低的pH值使铜线棒易发生腐蚀。(4)氢型+钠型双套小混床旁路处理，树脂失效周期较短，一般为数月，更换树脂较频繁，难以实现对电导率和pH的定量控制。(5)微碱性水处理方法：通过采用不同的树脂进行配比，使得处理后的水为低电导率(＜0.3μs/cm)的微碱性水，但树脂配比一旦确定便决定了出水电导率和pH值之间的定量关系，因此无法独立调节出水电导率和pH，而且出水如此低的电导率反而会加速铜的腐蚀。(5)凝结水铵化处理：只是对含NH₃凝结水做了处理，并未涉及对补充的除盐水进行处理；由于含NH₃凝结水的本身的电导率就比较高，通常达到3us/cm，因此导致了其调节发电机水质范围很有限；无法实现独立调节内冷水的pH和电导率两项指标，控制的灵活性和适用性较差。(6)(RO+GTM)组成的净化装置法：此方法将RO和GTM联合在一起作为一个整体并进行控制的，因此这就决定了此系统不能对发电机内冷水的电导率和溶解氧进行独立控制。而且RO出水水质难以满足大型发电机低电导率(如≤2μs/cm)要求，此方法控制指标有限，并且系统的灵活性、适用性较差。鉴于以上问题，本发明提出了一种大型发电机内冷水水质调节方法及监测控制系统，其满足目前国家现用的各项标准，还能满足发电机厂家单独提出的内冷水控制要求，适用对象包括了各容量的发电机机组的内冷水系统。

监控电导率实质是保证内冷水的绝缘性能。如果电导率指标不能被保障，则内冷水就失去了安全使用的基础。因此，电导率属于实时性的监控指标，也是内冷水所有监控指标中最重要的一项“保护性”指标。电导率对铜导线的腐蚀有一定的影响，据文献(张警声.发电机冷却介质.北京：水利电力出版社，1995)介绍，从对铜的腐蚀保护观点来看，电导率降低，腐蚀速度上升，冷却水的电导率过低对于铜导线是不利的。一般认为其低限为1.0μs/cm；当电导率由1.0μs/cm减小到0.5μs/cm时，铜腐蚀速度上升1.8倍；如果电导率降到0.2μs/crn时，铜腐蚀速度上升35倍。电导率对腐蚀速度的影响主要表现为低电导情况下腐蚀严重。发电机冷却水的电导率控制主要是由绝缘要求决定的，因此不能盲目的追求过低的电导率，而应对内冷水电导率进行合理的控制，在保证绝缘要求的前提下，减小冷却水对铜导线的腐蚀。

所有标准中都规定了对pH值的监控。在一定的含氧量条件下，当pH值在7.0～9.0范围内时，内冷水对铜管的腐蚀性小，实际内冷水含铜量可控制在标准规定的范围内；当在此pH值范围之外时，内冷水腐蚀性急剧增加，实际含铜量会达到标准指标值的数倍甚至是20倍以上。当pH值过低时，已形成的铜表面保护膜会遭到破坏，当pH值过高时则会阻碍保护膜的形成，因此pH值为间接性的监控指标。运行中发电机冷却水的pH主要受空气中CO₂溶入速度的影响。发电机冷却水是纯水，缓冲性很小，少量CO₂进入就会使水的pH值急剧下降，此时铜处于腐蚀区，导致腐蚀严重。

在中性纯水中，随着水中溶解氧含量增大，铜腐蚀速度也增大，继续增大溶解氧含量，则铜腐蚀速度又趋于降低。国外曾进行了很多试验，得到一致性结论：即在冷却水中氧含量很低和很高时，铜的腐蚀速度均很低，水中溶O₂含量介于上述两者之间时，腐蚀速度上升。因此，盲目降低发电机冷却水中溶O₂缺乏明显依据，弄不好还会起反作用。

水中溶解气体对铜腐蚀的影响，主要是二氧化碳对空心铜导线的腐蚀，其体现在以下两方面：一是空气中的二氧化碳溶于内冷水后会使pH值降低；二是二氧化碳会破坏铜表面的保护膜。运行中发电机冷却水的pH主要受空气中CO₂的溶入速度影响。发电机冷却水是纯水，缓冲性很小，少量CO₂进入就会使水的pH值急剧下降，最低可降至5.6，此时铜已进入腐蚀区。另外，CO₂还会和O₂联合作用，使铜表面的氧化铜保护膜变成碱式碳酸铜，碱式碳酸铜在水流冲刷下易剥落，在水中的溶解度也大，所以会造成冷却水中含铜量大大上升。运行中发电机冷却水系统通常采用加氨对水中溶解的二氧化碳进行中和，防止二氧化碳对空心铜导线腐蚀。

氨对铜导线腐蚀速度与氨含量有关。用氨调节纯水到pH值为9时，氨浓度不到300μg/L，此时铜的腐蚀速度非常小。氨含量高时，氨腐蚀发展很快。氨含量大于10mg/L时，出现较明显的氨腐蚀现象；凝结水氨含量不高(一般在1mg/L左右)，并且内冷水水质受电导率控制，也不会发生氨的浓缩，故向内冷水中补凝结水，一般不会发生氨蚀。当往内冷水补加氨的除盐水，就可能使氨的含量达10mg/L，所以此时要对电导率进行严格控制，方能避免氨腐蚀的发生。

发电机内冷水的补充水水质情况也是非常重要的，因为除盐水、凝结水一旦受到污染，发电机内冷水水质也会受到污染威胁，从而危及设备的安全运行。补充水不推荐直接使用除盐水，因为大部分除盐水中氧气和二氧化碳是趋于饱和的。如将除盐水改为补凝结水，虽然可以提高pH值，降低溶氧量，但凝结水电导率不稳定，常因凝汽器泄漏而突然升高，会殃及内冷水系统，严重时将导致停机事故的发生。采用凝结水补水的处理方式在凝汽器严密、汽水品质优良及有保护措施的条件下较为有效，否则系统安全性差，不提倡使用。

对于水-氢-氢式冷却发电机，由于氢气具有很强的渗透性，在发电机冷却系统密封性不理想的情况下，发电机内的氢气能渗漏到发电机壳外或定子绕组的冷却水中。内冷水中如果含氢，将使氢气湿度增加、发电机绝缘水平降低，从而导致定子绕组温度升高，严重时发生停机事故。一般在内冷水箱上部定期取样以监测其内部气体空间的含氢量变化。利用此种方式检测出的含氢量不能代表内冷水中含氢量的多少，只能定性表示发电机内的氢气是否有渗漏到内冷水中的现象和渗漏到内冷水中氢气量多少的变化趋势。此种方式检测出的含氢量不但受检测周期和检测仪器的影响很大，还与内冷水箱的水位和发电机补氢操作等因素有关，难以定量表示出发电机漏氢量的多少和氢气在内冷水中或内冷水箱中的体积分数。

发明内容

本发明的目的是克服现有技术缺点，提供一种大型发电机内冷水水质调节方法及监测控制系统。此系统能有效调节发电机内冷水的pH值、电导率、硬度、含铜量、溶氨量、溶氧量，保持内冷水水质处于良好的状态，以便有效控制发电机空芯铜导线的腐蚀，保障发电机安全、经济、高效运行。

本发明技术方案是这样实现的：

由于发电机内冷水系统有两种(双水内冷和水-氢-氢冷却)，而且发电机的功率有别，导致水质指标控制上存在差异，如双水内冷发电机水质指标中就不涉及对溶解氧的控制，而200MW及以上水内冷绕组的汽轮发电机水质指标要求全密闭式的内冷水系统溶氧量≤30μg/L。鉴于此，整个技术方案采用旁路系统和多个水处理单元整合的设计方法，在发电机内冷水主循环回路上，增加旁路系统对部分内冷水进行处理，从而使得内冷水满足发电机运行所需的水质要求。旁路系统分为旁路主管道和多个水处理单元。每个水处理单元通过次旁路管道与主旁路管道相连，并可以通过关闭次旁路管道上的阀门实现每个水处理单元的隔离。水处理单位分为内冷水减温处理单元(A)，离子交换器单元(B)、电去离子单元(C)、膜脱气单元(D)、碱化剂加药单元(E)、内冷水中含氢量检测单元(F)。此旁路系统还能实现对发电机内冷水的补充水的处理。当水冷发电机停运后，旁路系统还能够方便的实现对发电机的充氮保护功能。根据溶解氧很高的情况下铜腐蚀速度很低这一事实，旁路系统还能便捷的实现向发电机内冷水中补充氧气，以维持内冷水中较高的溶解氧量，并保持整个内冷水系统在中性水质情况下运行。

内冷水减温处理单元(A)：一般水冷器出口水温20～42℃，内冷水减温处理单元(A)将旁路系统的内冷水进一步降温到20～35℃，以满足后面的处理单元对进水水温的要求。冷却方式可以采用空冷或水冷，具体选择根据水冷器出口水温以及环境温度而定。

离子交换器单元(B)：由于发电机内冷水中含有一定量的铜离子(铜离子含量为μg/L级)，以及当内冷水补充水(除盐水或凝结水)一旦受到污染会引入硬度、铁及其他重金属杂质，为了保证电去离子EDI单元(C)的进水要求，同时也为了减少这些杂质对发电机内冷水的直接影响，采用了离子交换器进行交换和吸附，从而截留铜、铁、腐蚀产物和颗粒杂质。离子交换器可以填充钠型离子交换树脂、钾型离子交换树脂、铵型离子交换树脂，树脂要求采用相应的高纯度钠盐、钾盐、铵盐溶液进行深度再生。

电去离子单元(C)：内冷水系统在运行过程中存在铜的腐蚀、补充水带来的离子和杂质、系统的气密性不良引入的气体(如二氧化碳)等，都会导致内冷水电导率的升高，而电导率是保证内冷水绝缘性能的关键指标，为此采用电去离子单元(C)去除水中的溶解离子和非离子态二氧化碳。反渗透RO技术对非离子态二氧化碳无脱除能力，而电去离子(EDI、CEDI)技术对一定量的CO₂(通常小于10mg/L)有较高的脱除效率。电去离子EDI单元将水电解产生OH^-，OH^-与进水中的非离子态二氧化碳产生如下变化：

从而将非离子态二氧化碳的转变为溶解离子。由于发电机内冷水箱中水温40～50℃，水中非离子态二氧化碳小于500μg/L，采用电去离子EDI单元可以将水中非离子态二氧化碳脱除到20μg/L以下。电去离子单元(C)的产水电导率范围为0.2～0.056μs/cm。由于内冷水电导率太低，铜的腐蚀速率反而提高，因此，内冷水的电导率需根据技术标准和发电机的具体要求进行控制。

膜脱气单元(D)：中华人民共和国电力行业标准DL/T801-2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》规定了：对于全密闭式的内冷水系统溶氧量≤30μg/L。通常的离子交换技术、反渗透技术、电去离子技术无法脱除溶解氧，为此，采用高分子有机气/液膜脱除内冷水中的溶解氧，其可以将水相中的溶解氧去除到＜1ppb，完全能满足发电机内冷水对溶解氧量的控制要求。此外膜脱气单元还可以将发电机泄漏到内冷水系统中的氢气脱除出来。

碱化剂加药单元(E)：为维持内冷水的微碱性(如pH值7～9)，通过加入碱化剂实现。碱化剂可以是氢氧化钠稀溶液、稀氨水溶液、氨气。氢氧化钠溶液或稀氨水溶液采用计量泵加入。当采用加氨气调节pH值时，使用氨气和氮气(或其他惰性气体)混合加入方法，确定氨气和氮气的比例，通过控制加入的总气体量，实现微量调节加氨气量的目的，保证内冷水系统水质为微碱性。

内冷水中含氢量检测单元(F)：内冷水中含氢量检测单元(F)使用的前提条件是要有膜脱气单元(D)。对于高参数发电机，检测内冷水箱中含氢量变化对于监测定子线棒绝缘破损，特别是各个连接头处密封状况有着极其重要的价值，从避免发电机突发重大事故的预警功能上来说，比监测封闭母线上的漏氢量更为重要。正常情况下漏氢指示有一个基数，通过观察并记录它的变化量就能间接知道定子绕组内冷水系统密封性是否出现异常。内冷水微量的氢气可以通过脱气膜装置进行气液分离，膜脱气单元中的真空泵排气含有一定浓度的氢气，可以通过氢气检测器进行浓度检测，当氢气浓度变化量出现异常增大时，发出报警信号。通过内冷水中含氢量变化趋势，并结合发电机实际运行工况，制定合理的控制指标，能有效保证发电机安全、经济运行。当需要直接检测出发电机内冷水回水中的含氢量时，可以将定子冷却后的小部分回水，如流量为2m3/h的内冷水依次通过内冷水减温处理单元(A)、膜脱气单元(D)、内冷水含氢量检测单元(F)。

由于发电机功率不同导致在内冷水水质控制要求上存在差异。鉴于此，本系统提供了不同的控制策略，具体如下：

(1)旁路水流量的控制要求。为了不影响发电机的安全运行，旁路系统水流量应低于发电机机内冷水总流量的10％。此外，旁路系统的流量也不应过低，以免旁路系统作用无法很好的发挥。通常情况下，旁路系统推荐流量控制在2t/h左右。

(2)电导率的指标控制由电去离子单元(C)实现。

当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率≤10μs/cm时，如果内冷水主循环系统的电导率值上升到6μs/cm，则运行电去离子单元(C)降低内冷水的电导率；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到1μs/cm，则停止运行电去离子单元(C)。

当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率≤5μs/cm时，如果内冷水主循环系统的电导率值上升到3μs/cm，则运行电去离子单元(C)降低内冷水的电导率；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到1μs/cm，则停止运行电去离子单元(C)。

当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率≤2μs/cm时，如果内冷水主循环系统的电导率值上升到1.6μs/cm，则运行电去离子单元(C)降低内冷水的电导率；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到0.5μs/cm，则停止运行电去离子单元(C)。

当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率0.5～1.5μs/cm时，如果内冷水主循环系统的电导率值上升到1.3μs/cm，则运行电去离子单元(C)降低内冷水的电导率；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到0.6μs/cm，则停止运行电去离子单元(C)。

某些600MW及以上机组发电机制造厂家要求内冷水在25℃条件下电导率≤0.5μs/cm。此种情况下，如果内冷水主循环系统的电导率值上升到0.35μs/cm，则运行电去离子单元(C)降低内冷水的电导率；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到0.15μs/cm，则停止运行电去离子单元(C)。

个别机组执行发电机生产厂家对内冷水的要求，此情况下可参照以上做法对电去离子单元(C)控制参数进行调整。

(3)pH的指标控制由碱化剂加药单元(E)实现。

当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率≤10μs/cm、pH＞7.0时，在电导率≤8μs/cm的情况下，如果内冷水主循环系统的pH值下降到7.4，则运行碱化剂加药单元(E)提高内冷水的pH值；如果内冷水主循环系统的pH值升到8.6，则停止运行碱化剂加药单元(E)；在电导率＞8μs/cm的情况下，停止运行碱化剂加药单元(E)。

当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率≤5μs/cm、pH 7.0～8.0时，在电导率≤4μs/cm的情况下，如果内冷水主循环系统的pH值下降到7.4，则运行碱化剂加药单元(E)提高内冷水的pH值；如果内冷水主循环系统的pH值升到7.9，则停止运行碱化剂加药单元(E)；在电导率＞4μs/cm的情况下，停止运行碱化剂加药单元(E)。

当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率0.5～1.5μs/cm、pH 7.0～8.0时，在电导率≤1.3μs/cm的情况下，如果内冷水主循环系统的pH值下降到7.4，则运行碱化剂加药单元(E)提高内冷水的pH值；如果内冷水主循环系统的pH值升到7.9，则停止运行碱化剂加药单元(E)；在电导率＞1.3μs/cm的情况下，停止运行碱化剂加药单元(E)。

当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率≤2.0μs/cm、pH 7.0～9.0时，在电导率≤1.6μs/cm的情况下，如果内冷水主循环系统的pH值下降到7.4，则运行碱化剂加药单元(E)提高内冷水的pH值；如果内冷水主循环系统的pH值升到8.6，则停止运行碱化剂加药单元(E)；在电导率＞1.6μs/cm的情况下，停止运行碱化剂加药单元(E)。

个别机组执行发电机生产厂家对内冷水的pH值控制要求，此情况下可参照以上做法对碱化剂加药单元(E)控制参数进行调整。

某些600MW及以上机组发电机制造厂家要求内冷水在25℃条件下电导率≤0.5μs/cm，对pH值并没有具体要求。此情况下，可以在旁路系统中去除碱化剂加药单元(E)，旁路系统对内冷水pH值不进行调节。

(4)溶解氧的指标控制由膜脱气单元(D)实现。

当发电机内冷水所执行的指标要求全密闭式的内冷水系统溶氧量≤30μg/L时，如果内冷水主循环系统的溶解氧值上升到26μg/L，则运行膜脱气单元(D)降低内冷水的溶解氧量；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到8μs/cm，则停止膜脱气单元(D)。

个别机组执行发电机生产厂家对内冷水的溶解氧控制要求，此情况下可参照以上做法对膜脱气单元(D)控制参数进行调整。

当发电机内冷水所执行的指标对溶解氧量没有具体要求时，可以在旁路系统中去除膜脱气单元(D)，旁路系统对内冷水溶解氧量不进行调节。

(5)本系统提供了对内冷水的补充水进行处理的功能。

《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》指出：发电机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，冷却水的补充水必须用除盐水。然而，除盐水或凝结水作为内冷水的补充水均有利有弊。除盐水纯度高，电导率低，能够满足绝缘要求，但是pH值较低，一般在6.0～6.8之间，使得发电机铜导线始终处于热力学不稳定区，易于发生腐蚀。凝结水pH值高，含氧量小，补入内冷水系统，既可防止CO₂腐蚀，又可防止氧腐蚀，但凝结水一般电导率较高，且波动大，不易控制，难以满足要求，且当凝汽器突然泄漏时，会殃及内冷水系统，严重时将导致停机事故的发生。当采用凝结水和除盐水按比例混合补充时，由于给水加氨量及运行工况的变化，凝结水电导率也会发生变化，具体控制难度大。

本系统提供了对内冷水的补充水进行处理的功能，解决了采用除盐水、凝结水、除盐水与凝结水混合补水存在的问题。进行补水操作时，首先关闭旁路进口电磁阀14，当采用除盐水作为补充水时，打开除盐水补水阀30，将除盐水通过旁路系统处理后，再送入内冷水箱2；当采用凝结水作为补充水时，打开凝结水补水阀31，将凝结水通过旁路系统处理后，再送入内冷水箱2。当采用除盐水和凝结水混合作为补水时，打开除盐水补水阀30和凝结水补水阀31，将混合水通过旁路系统处理后，再送入内冷水箱2。

关于溶解氧的控制仅仅在《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》规定了全密闭式的内冷水系统溶氧量≤30μg/L。根据“在中性纯水中氧含量很低和很高时，铜的腐蚀速度均很低”的事实，本发明还提出了一种将溶解氧量维持在较高水平的有效方法。

附图说明

图1本发明的发电机内冷水水质调节方法及监测控制实施例示意图。

图2本发明的发电机内冷水旁路处理系统的另一种实施例示意图。

图3本发明采用高纯度氨气调节发电机内冷水pH值的方法实施例示意图。

图4本发明的一种将发电机内冷水溶解氧量维持在较高水平的方法实施例示意图。

具体实施方式

图1为实现本发明的一种实例，其监测控制系统为：1、发电机，2、内冷水箱，3、内冷水泵，4、水冷器。在内冷水泵3的压力推动下，内冷水经过水冷器4降温后送入发电机1，吸收了发电机铜导线热量的内冷水返回到内冷水箱2中。这也就是发电机内冷水系统的主循环回路。内冷水主循环回路上配备在线pH表40、在线电导率表41，当需要监测内冷水溶解氧时则再配备溶解氧表42。

旁路系统运行具体操作如下：

在水冷器4出口管路上安装旁路系统，内冷水进入旁路系统的流量是通过旁路进口手动阀12和流量计13来进行调节的。在监控单元(DCU)11的控制下，内冷水经过旁路进口电磁阀14、进入减温器5，从而再次降低内冷水的温度，然后水流经小型离子交换器6，到达电去离子EDI装置7，运行电去离子EDI装置7降低内冷水电导率。当发电机内冷水需要控制溶解氧含量时，在监控单元(DCU)11的控制下，电去离子EDI装置7的出水进入脱气膜装置8，运行脱气膜装置8从而降低内冷水中气体(脱除的气体包括氧气、氮气、氢气和二氧化碳)含量。当发电机内冷水需要控制pH值时，在监控单元(DCU)11的控制下，打开加药电磁阀28，运行加药装置9，向内冷水中加入碱化剂，调节内冷水pH值，最后经过旁路出口阀29返回内冷水箱2。

当温度表45数值超过温度设置上限值时，监控单元(DCU)11自动关闭旁路进口电磁阀14，切断旁路系统，停用旁路系统设备，并发出温度报警信号。在旁路系统上安装有在线pH表43和在线电导率表44，用以监测旁路系统的出水水质。根据线pH表40和在线pH表43，利用监控单元(DCU)11对加药装置9的加药量进行模糊控制。

各水处理单元的投用与停用：

(1)内冷水减温处理单元(A)投用与停用：旁路减温器5需要投用时，打开手动阀16和手动阀17，关闭手动阀15；旁路减温器5需要停用时，打开手动阀15，关闭手动阀16和手动阀17。为了保证旁路系统安全运行，手动阀16、手动阀17均常开，手动阀15常闭，此外手动阀15、16、17可以用来调节旁路系统的水流量。

(2)离子交换器单元(B)投用和停用：在监控单元(DCU)11的控制下，小型离子交换器6需要投用时，打开阀19和阀20，关闭阀18；小型离子交换器6需要停用时，打开阀18，关闭阀19和阀20。

(3)电去离子单元(C)投用和停用：在监控单元(DCU)11的控制下，电去离子EDI装置7需要投用时，打开阀22和阀23，运行电去离子EDI装置7，关闭阀21；电去离子EDI装置7需要停用时，停止电去离子EDI装置7，打开阀21，关闭阀22和阀23。

(4)膜脱气单元(D)投用和停用：在监控单元(DCU)11的控制下，膜组件脱气装置8需要投用时，打开阀25、阀26、阀27，运行膜组件脱气装置8，关闭阀24；膜组件脱气装置8需要停用时，打开阀24，停止膜组件脱气装置8，关闭阀25、阀26、阀27。当发电机内冷水指标不要求控制溶解氧时，可以将膜组件脱气装置8以及阀24、阀25、阀26、阀27从旁路系统中去除，从而略去膜脱气单元(D)。

(5)碱化剂加药单元(E)投用和停用：在监控单元(DCU)11的控制下，加药装置9需要投用时，打开阀28，运行加药装置9；加药装置9需要停用时，停止加药装置9，关闭加药阀28。当某些高参数发电机内冷水指标不要求控制pH值时，可以将加药装置9以及加药阀28从旁路系统中去除，从而略去碱化剂加药单元(E)。

(6)内冷水中含氢量检测单元(F)投用和停用：内冷水中含氢量检测单元(F)使用的前提条件是要有膜脱气单元(D)。在监控单元(DCU)11的控制下，氢气检测装置10需要投用时，运行氢气检测装置10，关闭排气阀27；氢检测装置10需要停用时，打开排气阀27，停止氢气检测装置10。当不需要检测含氢量时，可以将氢气检测装置10从系统中去除，从而略去内冷水中含氢量检测单元(F)。

对内冷水的补充水进行处理的具体操作如下：

(1)当采用除盐水作为内冷水补充水时，在监控单元(DCU)11的控制下，关闭旁路进口电磁阀14、定子回水阀32、补水阀33，打开除盐水补水阀30，阀34、阀39，根据流量计38调节进入旁路系统的除盐水流量，这时除盐水便取代了发电机内冷水，进入旁路系统进行处理，处理后流入内冷水箱2。

(2)当采用凝结水作为内冷水补充水时，在监控单元(DCU)11的控制下，关闭旁路进口电磁阀14、定子回水阀32、补水阀33，打开凝结水补水阀31，阀34、阀39，根据流量计38调节进入旁路系统的凝结水流量，这时凝结水便取代了发电机内冷水，进入旁路系统进行处理，处理后流入内冷水箱2。

(3)当采用除盐水和凝结水的混合水作为补充水时，在监控单元(DCU)11的控制下，关闭旁路进口电磁阀14、定子回水阀32、补水阀33，打开除盐水补水阀30，阀34、阀39，根据流量计38调节进入旁路系统的除盐水流量，再打开凝结水补水阀31，控制好混合水总流量。这时混合水便取代了发电机内冷水，进入旁路系统进行处理，处理后流入内冷水箱2。

(4)当对发电机内冷水系统直接进行补水时，在监控单元(DCU)11的控制下，关闭定子回水阀32和阀34，打开补水阀33，打开除盐水补水阀30则补充除盐水，打开凝结水补水阀31则补充凝结水。

内冷水中含氢量检测具体操作如下：

双水内冷发电机回水分转子回水46和定子回水47，水-氢-氢冷却发电机仅有定子回水47。

(1)检测内冷水中的含氢量，在监控单元(DCU)11的控制下，内冷水经过旁路系统的膜脱气单元(D)，运行脱气膜装置8降低内冷水中气体(脱除的气体包括氧气、氮气、氢气和二氧化碳)含量，在监控单元(DCU)11的控制下，运行氢气检测装置10，关闭排气阀27，脱气膜装置8的排气进入氢气检测装置10，当氢气浓度变化量(变化量与脱气膜装置8处理水量和氢气浓度两者有关)出现异常增大时，发出氢气报警信号。

(2)在不进行发电机内冷水补水操作时，可以直接检测发电机定子冷却水回水中的含氢量，在监控单元(DCU)11的控制下，关闭旁路进口电磁阀14、补水阀33、阀34，打开定子回水阀32、阀35、阀37、阀39，运行升压泵36，根据流量计38调节进入旁路系统的定子回水取样流量。内冷水经过旁路系统的膜脱气单元(D)，运行脱气膜装置8降低内冷水中气体(脱除的气体包括氧气、氮气、氢气和二氧化碳)含量，在监控单元(DCU)11的控制下，运行氢气检测装置10，关闭排气阀27，脱气膜装置8的排气进入氢气检测装置10，当氢气浓度变化量出现异常增大时，发出报警信号。在进行发电机内冷水补水处理操作时，必须关闭定子回水阀32。

图2所示，是本发明发电机内冷水旁路处理系统的另一种实施示例。

1、发电机，2、内冷水箱，3、内冷水泵，4、水冷器。在内冷水泵3的压力推动下，内冷水经过水冷器4降温后送入发电机1，吸收了发电机铜导线热量的内冷水返回到内冷水箱2中。这也就是发电机内冷水系统的主循环回路。内冷水主循环回路上配备在线pH表40、在线电导率表41，当需要监测内冷水溶解氧时则再配备溶解氧表42。

旁路系统运行具体操作如下：

在水冷器4出口管路上安装旁路系统，内冷水进入旁路系统的流量是通过旁路进口手动阀12和流量计13来进行调节的。在监控单元(DCU)11的控制下，内冷水经过旁路进口电磁阀14、进入减温器5和小型离子交换器6，从而降低内冷水的温度并除去部分杂质。经过旁路系统处理后的内冷水由旁路出口阀29返回内冷水箱2。当温度表45数值超过温度设置上限值时，监控单元(DCU)11自动关闭旁路进口电磁阀14，切断旁路系统，停用旁路系统设备，并发出温度报警信号。在旁路系统上安装有在线pH表43和在线电导率表44，以监测旁路系统的出水水质。根据线pH表40和在线pH表43，利用监控单元(DCU)11对加药装置9的加药量进行模糊控制。

各水处理单元的投用与停用：

(1)电去离子单元(C)投用和停用：在监控单元(DCU)11的控制下，电去离子EDI装置7需要投用时，打开阀22和阀23，运行电去离子EDI装置7，关闭阀24，此时旁路水流全部由电去离子EDI装置7进行处理；电去离子EDI装置7需要停用时，停止电去离子EDI装置7，打开阀24，关闭阀22和阀23。

(2)膜脱气单元(D)投用和停用：在监控单元(DCU)11的控制下，膜组件脱气装置8需要投用时，打开阀25、阀26、排气阀27，运行膜组件脱气装置8，关闭阀24，此时旁路水流全部由膜组件脱气装置8进行脱气处理；膜组件脱气装置8需要停用时，打开阀24，停止膜组件脱气装置8，关闭阀25、阀26、排气阀27。当发电机内冷水指标不要求控制溶解氧时，可以将膜组件脱气装置8以及阀25、阀26、排气阀27从旁路系统中去除，从而略去膜脱气单元(D)。

(3)碱化剂加药单元(E)投用和停用：在监控单元(DCU)11的控制下，加药装置9需要投用时，打开阀28，运行加药装置9；加药装置9需要停用时，关闭加药阀28。当某些高参数发电机内冷水指标不要求控制pH值时，可以将加药装置9以及加药阀28从旁路系统中去除，从而略去碱化剂加药单元(E)。

(4)内冷水中含氢量检测单元(F)投用和停用：内冷水中含氢量检测单元(F)使用的前提条件是要有膜脱气单元(D)。在监控单元(DCU)11的控制下，氢气检测装置10需要投用时，运行氢气检测装置10，关闭排气阀27；氢检测装置10需要停用时，打开排气阀27，停止氢气检测装置10。当不需要检测含氢量时，可以将氢气检测装置10从旁路系统中去除，从而略去内冷水中含氢量检测单元(F)。

旁路系统还可以关闭阀24，并列运行电去离子单元(C)和膜脱气单元(D)；也可以打开阀24，停止电去离子单元(C)和膜脱气单元(D)。

对内冷水的补充水进行处理的具体操作如下：

(1)当采用除盐水作为内冷水补充水时，在监控单元(DCU)11的控制下，关闭旁路进口电磁阀14、定子回水阀32、补水阀33，打开除盐水补水阀30、阀34、阀39，根据流量计38调节进入旁路系统的除盐水流量，这时除盐水便取代了发电机内冷水，进入旁路系统进行处理，处理后流入内冷水箱2。

(2)当采用凝结水作为内冷水补充水时，在监控单元(DCU)11的控制下，关闭旁路进口电磁阀14、定子回水阀32、补水阀33，打开凝结水补水阀31、阀34、阀39，根据流量计38调节进入旁路系统的凝结水流量，这时凝结水便取代了发电机内冷水，进入旁路系统进行处理，处理后流入内冷水箱2。

(3)当采用除盐水和凝结水的混合水作为内冷水补充水时，在监控单元(DCU)11的控制下，关闭旁路进口电磁阀14、定子回水阀32、补水阀33，打开除盐水补水阀30，阀34、阀39，根据流量计38调节进入旁路系统的除盐水流量，再打开凝结水补水阀31，控制好混合水总流量。这时混合水便取代了发电机内冷水，进入旁路系统进行处理，处理后流入内冷水箱2。

内冷水中含氢量检测具体操作如下：

(1)检测内冷水中的含氢量，在监控单元(DCU)11的控制下，内冷水经过旁路系统的膜脱气单元(D)，运行脱气膜装置8降低内冷水中气体(脱除的气体包括氧气、氮气、氢气和二氧化碳)含量，在监控单元(DCU)11的控制下，运行氢气检测装置10，关闭排气阀27，脱气膜装置8的排气进入氢气检测装置10，当氢气浓度变化量出现异常增大时，发出氢气报警信号。

图3为碱化剂加药单元(E)采用高纯度氨气调节内冷水pH值的方法示意图。

氨瓶48内装有高纯度氨，氮气瓶50内装有高纯氮气。开启氮气瓶50，通过调压器51、流量计52、手动阀54、调节好氮气流量，开启氨瓶48，通过调压器49调节氨气流量，维持氨气和氮气的流量比在1∶3～1∶20之间。在监控单元(DCU)11的控制下，根据主循环回路的内冷水pH值和旁路系统的内冷水pH值，打开或是关闭电磁阀28。电磁阀打开时间的长短就决定了加入的总气体量多少，实现调节加氨气量的目的，从而保证内冷水系统水质为微碱性。压力表56安装在加药点附近，当压力表53与压力表56之间的压力差小于设定值时，监控单元(DCU)11关闭电磁阀28，并发出报警。此时需更换气瓶，以恢复正常气压。

为了避免水内冷却发电机组因空心铜导线腐蚀结垢造成堵塞而进行化学清洗工作，除了要加强运行中的化学监督以外，还必须重视发电机停运后铜导线的保护工作。当发电机停运后，在发电机定子和转子有一定温度的情况下，关闭氨气瓶48、阀54、阀28，开启氮气瓶50和发电机充氮保护手动阀55，及时向发电机转子和定子通入高纯氮气，置换出铜导线内部的存水和湿份，当取样管口排出的气体的相对湿度不高于70％，氮气纯度大于98.5％时，氮气压力在0.3～0.5MPa时，关闭定子和转子排水门，即可以取得充氮保护功能。此方法在内冷水系统密封良好的情况下，需要氮气量不大。

图4为一种将溶解氧量维持在较高水平的方法示意图。

氧气瓶57内装有高纯度氧气，开启氧气瓶57，通过调压器58、流量计59、手动阀61调节氧气流量。在监控单元(DCU)11的控制下，当安装在发电机内冷水主循环回路上的溶解氧表42的数值＜2000μg/L时则打开电磁阀62，对内冷水系统进行补氧。由于内冷水温度较高，对于非密闭的内冷水系统，水中溶解氧一般不会超过6500μg/L，因此当溶解氧表42数值＞6000μg/L时，则关闭电磁阀62。加氧点可布置在旁路系统上或内冷水主循环回路上。当压力表60与压力表63之间的压力差小于设定值时，监控单元(DCU)11关闭电磁阀62，并发出报警。此时需更换氧气瓶，以恢复正常气压。投用电去离子单元(C)可以满足在高的溶解氧运行情况下，内冷水系统所必须的低电导率中性水质条件。

Claims

1、一种大型发电机内冷水水质调节方法，其特征是：在内冷水主循环回路上安装旁路水质调节系统对内冷水进行处理，旁路系统分为旁路主管道和多个水处理单元，水处理单元通过次旁路管道与主旁路管道相连，并可以通过关闭次旁路管道上的阀门实现水处理单元的隔离，内冷水减温处理单元(A)将旁路系统的内冷水进一步降温到20～35℃；离子交换器单元(B)通过离子交换和吸附截留水中的铜、铁、腐蚀产物、颗粒杂质和硬度；电去离子单元(C)去除水中的溶解离子和非离子态二氧化碳，降低内冷水电导率；膜脱气单元(D)脱除内冷水中的气体；碱化剂加药单元(E)采用加入碱化剂的方式调节内冷水pH值为微碱性；内冷水中含氢量检测单元(F)检测膜脱气单元(D)脱出的气体中的氢气量。

2、如权利要求1所述的大型发电机内冷水水质调节方法，其特征是：旁路系统中内冷水减温处理单元(A)和离子交换器单元(B)串联在主旁路管道上，电去离子单元(C)和膜脱气单元(D)并联在主旁路管道，最后串联碱化剂加药单元(E)。内冷水中含氢量检测单元(F)使用的前提条件是要有膜脱气单元(D)。

3、一种大型发电机内冷水水质调节方法，其特征是：电去离子单元(C)通过电磁阀(22)和电磁阀(23)连接到旁路系统中，运行或停止电去离子单元(C)是根据发电机所执行的电导率控制标准以及内冷水主循环回路上的电导率表(41)所测定的电导率值来确定的：

A、发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率≤10μs/cm时，如果内冷水主循环系统的电导率值上升到6μs/cm，则运行电去离子单元(C)降低内冷水的电导率；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到1μs/cm，则停止运行电去离子单元(C)；

B、当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率≤5μs/cm时，如果内冷水主循环系统的电导率值上升到3μs/cm，则运行电去离子单元(C)降低内冷水的电导率；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到1μs/cm，则停止运行电去离子单元(C)；

C、当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率≤2μs/cm时，如果内冷水主循环系统的电导率值上升到1.6μs/cm，则运行电去离子单元(C)降低内冷水的电导率；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到0.5μs/cm，则停止运行电去离子单元(C)；

D、当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率为0.5～1.5μs/cm时，如果内冷水主循环系统的电导率值上升到1.3μs/cm，则运行电去离子单元(C)降低内冷水的电导率；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到0.6μs/cm，则停止运行电去离子单元(C)；

E、某些600MW及以上机组发电机制造厂家要求内冷水在25℃条件下电导率≤0.5μs/cm，如果内冷水主循环系统的电导率值上升到0.35μs/cm，则运行电去离子单元(C)降低内冷水的电导率；如果内冷水主循环系统的电导率值降低到0.15μs/cm，则停止运行电去离子单元(C)。

4、一种大型发电机内冷水水质调节方法，其特征是：通过对发电机内冷水溶解氧量的控制，调节发电机内冷水水质。其方法是：膜脱气单元(D)通过电磁阀(25)和电磁阀(26)连接到旁路系统中，运行或停止膜脱气单元(D)是根据发电机所执行的溶解氧量控制标准以及内冷水主循环回路上的溶解氧表(42)所测定的溶解氧量来确定的；当发电机内冷水所执行的指标要求全密闭式的内冷水系统溶氧量≤30μg/L时，如果内冷水主循环系统的溶解氧值上升到26μg/L，则运行膜脱气单元(D)降低内冷水的溶解氧量；如果内冷水主循环系统的溶解氧值降低到8μs/cm，则停止膜脱气单元(D)。

5、一种大型发电机内冷水水质调节方法，其特征是：通过对发电机内冷水pH值的控制，来对发电机内冷水水质进行调节。其方法是：碱化剂加药单元(E)通过电磁阀(28)连接到旁路系统中，运行或停止碱化剂加药单元(E)是根据发电机所执行的pH值控制标准以及内冷水主循环回路上的pH表(40)和电导率表(41)所测定的pH值和电导率值来共同决定的。当发电机内冷水所执行的指标要求电导率≤10μs/cm、pH＞7.0时，在电导率≤8μs/cm的情况下，如果内冷水主循环系统的pH值下降到7.4，则运行碱化剂加药单元(E)提高内冷水的pH值；如果内冷水主循环系统的pH值升到8.6，则停止运行碱化剂加药单元(E)；在电导率＞8μs/cm的情况下，停止运行碱化剂加药单元(E)；当发电机内冷水所执行的指标要求电导率≤5μs/cm、pH为7.0～8.0时，在电导率≤4μs/cm的情况下，如果内冷水主循环系统的pH值下降到7.4，则运行碱化剂加药单元(E)提高内冷水的pH值；如果内冷水主循环系统的pH值升到7.9，则停止运行碱化剂加药单元(E)；在电导率＞4μs/cm的情况下，停止运行碱化剂加药单元(E)；当发电机内冷水所执行的指标要求电导率为0.5～1.5μs/cm、pH7.0～8.0时，在电导率≤1.3μs/cm的情况下，如果内冷水主循环系统的pH值下降到7.4，则运行碱化剂加药单元(E)提高内冷水的pH值；如果内冷水主循环系统的pH值升到7.9，则停止运行碱化剂加药单元(E)；在电导率＞1.3μs/cm的情况下，停止运行碱化剂加药单元(E)；当发电机内冷水所执行的指标要求在25℃条件下电导率≤2.0μs/cm、pH 7.0～9.0时，在电导率≤1.6μs/cm的情况下，如果内冷水主循环系统的pH值下降到7.4，则运行碱化剂加药单元(E)提高内冷水的pH值；如果内冷水主循环系统的pH值升到8.6，则停止运行碱化剂加药单元(E)；在电导率＞1.6μs/cm的情况下，停止运行碱化剂加药单元(E)。

6、一种大型发电机内冷水水质调节方法，其特征是：通过对发电机内冷水中含氢量检测，来对发电机内冷水运行情况进行控制，其特征是：内冷水中含氢量检测单元(F)使用的前提条件是要有膜脱气单元(D)，其通过管道连接到膜脱气单元(D)的排气管上，内冷水中微量的氢气通过脱气膜装置(8)进行气液分离，含有氢气的脱出气体被吸入内冷水中含氢量检测单元(F)中进行检测，在监控单元(DCU)(11)的控制下，氢气检测装置(10)需要投用时，运行氢气检测装置(10)，关闭排气阀(27)；氢检测装置(10)需要停用时，打开排气阀(27)，停止氢气检测装置(10)。当不需要检测发电机内冷水中含氢量时，可以将氢气检测装置(10)从旁路系统中去除，从而略去内冷水中含氢量检测单元(F)。

7、一种大型发电机内冷水水质调节方法，其特征是：旁路系统提供了对发电机内冷水的补充水进行处理的功能，利用此功能来对电机内冷水水质进行调节，其方法是：

(1)当采用除盐水作为内冷水补充水时，在监控单元(DCU)(11)的控制下，关闭旁路进口电磁阀(14)、定子回水阀(32)、补水阀(33)，打开除盐水补水阀(30)，阀(34)、阀(39)，根据流量计(38)调节进入旁路系统的除盐水流量，这时除盐水便取代了发电机内冷水，进入旁路系统进行处理，处理后流入内冷水箱(2)；

(2)当采用凝结水作为内冷水补充水时，在监控单元(DCU)(11)的控制下，关闭旁路进口电磁阀(14)、定子回水阀(32)、补水阀(33)，打开凝结水补水阀(31)，阀(34)、阀(39)，根据流量计(38)调节进入旁路系统的凝结水流量，这时凝结水便取代了发电机内冷水，进入旁路系统进行处理，处理后流入内冷水箱(2)；

(3)当采用除盐水和凝结水的混合水作为内冷水补充水时，在监控单元(DCU)(11)的控制下，关闭旁路进口电磁阀(14)、定子回水阀(32)、补水阀(33)，打开除盐水补水阀(30)，阀(34)、阀(39)，根据流量计(38)调节进入旁路系统的除盐水流量，再打开凝结水补水阀(31)，控制好混合水总流量，这时混合水便取代了发电机内冷水，进入旁路系统进行处理，处理后流入内冷水箱(2)。

8、一种大型发电机内冷水水质调节方法，其特征是：通过旁路系统提供的发电机内冷水含氢量检测功能，来对电机内冷水运行情况进行控制，其方法是：

(1)检测内冷水中的含氢量，在监控单元(DCU)(11)的控制下，内冷水经过旁路系统的膜脱气单元(D)，运行脱气膜装置(8)降低内冷水中气体含量，运行氢气检测装置(10)，关闭排气阀(27)，脱气膜装置(8)的排气进入氢气检测装置(10)，当氢气浓度变化情况出现异常增大时，发出报警信号；

(2)当不进行发电机内冷水补水操作时，可以直接检测发电机定子冷却水回水中的含氢量。在监控单元(DCU)(11)的控制下，关闭旁路进口电磁阀(14)、补水阀(33)、阀(34)，打开定子回水阀(32)、阀(35)、阀(37)、阀(39)，运行升压泵(36)，根据流量计(38)调节进入旁路系统的定子回水取样流量；内冷水经过旁路系统的膜脱气单元(D)，运行脱气膜装置(8)降低内冷水中气体含量，运行氢气检测装置(10)，关闭排气阀(27)，脱气膜装置(8)的排气进入氢气检测装置(10)，当氢气浓度变化量出现异常增大时，发出报警信号。当进行发电机内冷水补水处理操作时，必须关闭定子回水阀(32)。

9、一种大型发电机内冷水水质调节方法，其特征是：通过采用氨气调节内冷水pH值的加药方法来对发电机内冷水水质进行调节。其方法是：氨瓶(48)内装有高纯度氨，氮气瓶(50)内装有高纯氮气，开启氮气瓶(50)，通过调压器(51)、流量计(52)、手动阀(54)、调节好氮气流量，开启氨瓶(48)，通过调压器(49)调节氨气流量，维持氨气和氮气的流量比在1∶3～1∶20之间；在监控单元(DCU)(11)的控制下，根据主循环回路的内冷水pH值和旁路系统的内冷水pH值，打开或是关闭电磁阀(28)以及模糊控制电磁阀(28)打开时间的长短；电磁阀(28)打开时间的长短就决定了加入的总气体量多少，从而实现调节加氨气量的目的，保证内冷水系统水质为微碱性；压力表(56)安装在加药点附近，当压力表(53)与压力表(56)之间的压力差小于设定值时，监控单元(DCU)(11)关闭电磁阀(28)，并发出报警，此时需更换气瓶，以恢复正常气压。

10、一种大型发电机内冷水水质调节方法的监测控制系统，其特征为：内冷水主循环回路上设有在线pH表(40)、在线电导率表(41)，当需要监测内冷水溶解氧时则再配备溶解氧表(42)；在水冷器(4)出口管路上安装旁路系统，内冷水进入旁路系统的流量是通过旁路进口手动阀(12)和流量计(13)来进行调节的；在监控单元(11)的控制下，内冷水经过旁路进口电磁阀(14)、进入减温器(5)，从而再次降低内冷水的温度，然后水流经小型离子交换器(6)，到达电去离子EDI装置(7)，运行电去离子装置(7)从而降低内冷水的电导率；当发电机内冷水需要控制溶解氧含量时，在监控单元(11)的控制下，运行脱气膜装置(8)从而降低内冷水中气体含量；当发电机内冷水需要控制pH值时，在监控单元(11)的控制下，打开加药电磁阀(28)，运行加药装置(9)，向内冷水中加入碱化剂，从而调节内冷水pH值，最后经过旁路出口阀(29)返回内冷水箱(2)；当温度表(45)数值超过温度设置上限值时，监控单元(11)自动关闭旁路进口电磁阀(14)，切断旁路系统，停用旁路系统设备，并发出报警信号；在旁路系统上安装有在线pH表(43)和在线电导率表(44)，以监测旁路系统的出水水质；根据线pH表(40)和在线pH表(43)，利用监控单元(11)对加药装置(9)的加药量进行模糊控制；在线pH表(40)(43)、在线电导率表(41)(44)、在线溶解氧表(42)、在线温度表(45)、在线压力表(53)(56)(60)(63)、流量计(13)(38)、电磁阀(14)(16)(17)(18)(19)(20)(21)(22)(23)(24)(25)(26)(27)(28)(29)(30)(31)(32)(33)(34)(35)(37)(39)(62)均通过屏蔽电缆与监控单元(11)连接。