一种发电机内冷水及其应用和一种冷却发电机的方法
【专利摘要】本发明公开了一种发电机内冷水，该发电机内冷水含有化学制水处理混床出水和发电机组凝结水。本发明还公开了一种本发明的上述发电机内冷水在冷却发电机中的应用。本发明还公开了一种冷却发电机的方法，该方法包括：在启动发电机内冷水系统的条件下，使用化学制水处理混床出水和发电机组凝结水作为发电机内冷水冷却发电机。采用本发明的发电机内冷水，能够在利用发电厂自身拥有的资源的前提下，在不必使用现有技术处理发电机内冷水时必须使用的旁路离子交换器的条件下就能够通过简单且成本低廉的方法使得针对大型发电厂内的大型发电机的冷却具有良好的效果。
【专利说明】一种发电机内冷水及其应用和一种冷却发电机的方法
【技术领域】
[0001] 本发明涉及一种发电机内冷水、一种发电机内冷水在冷却发电机中的应用以及一 种冷却发电机的方法。
【背景技术】
[0002] 发电机在运转过程中由于能量消耗而将部分能量转变成为热能，使得转子、定子 等部件的温度升高，进而导致绝缘绕组老化，出力下降，甚至烧毁电机。因此，有必要对发电 机内的部件进行冷却。但是，由于发电机内冷水是在高压电场的环境下工作，因此，与普通 冷却水相比，发电机内冷水除了要满足不腐蚀、不结垢的要求外，还应当具有良好的电气绝 缘性能。
[0003] 然而，在发电机内冷水的工作过程中不可避免地会溶解空气中的氧、二氧化碳等， 使得发电机内冷水的pH值逐渐降低，进而在发电机内部引发腐蚀。因此，通常要求发电 机内冷水中的溶解氧为彡30yg/L，pH值为> 7. 0-9.0,电导率为0.4-2.Oils/cm;从安 全的角度出发，在实际运行过程中，在2010年之后，电厂通常要求发电机内冷水满足DL/ T801-2010标准，即pH值控制为8. 0-9. 0,电导率控制为彡1. 5iis/cm。
[0004] 现有技术常常采用由OH型离子交换树脂和H型离子交换树脂构成的混合树脂 (满足GB12145-2008标准，部分80年代建成的电厂控制电导率< 0. 5iis/cm)对发电机内 冷水进行处理，以将发电机内冷水的pH值保持为7. 2以上，但是该混合树脂的使用寿命较 短，在运行4个月以后就不能实现将发电机内冷水的pH值保持为7. 2以上，并且发电机内 冷水的电导率也随运行时间的延长逐渐升高，高于〇. 45ys/cm，甚至高于0. 5ys/cm，以致 运行4个月以后发电机内冷水的电导率就不能满足技术标准的使用要求。
[0005] 而且，当采用同时含有0H型离子交换树脂、Na型离子交换树脂和H型离子交换树 脂的混合树脂对发电机内冷水进行处理时，常常因为调整树脂比例不当或者不及时而使得 电导率很快上涨到大于2. 0iis/cm。
[0006] 因此，如何能够采用低成本且简便的方法，长期且很好地将发电机内冷水的pH值 控制为7. 0-9. 0,电导率控制为0. 4-2iis/cm，铜离子含量不高于20iig/L，同时还不会对发 电机内部部件产生腐蚀仍然是一个亟待解决的问题。
【发明内容】
[0007] 本发明的目的是克服现有技术的缺陷，利用发电厂自身拥有的资源，提供一种用 于冷却发电机的发电机内冷水，本发明所述的发电机内冷水简单易得，而且即使是针对大 型发电厂内的大型发电机的冷却也具有良好的效果。本发明的冷却发电机的方法操作简 便，成本低廉，通过采用本发明的方法冷却发电机时，即使是经过长的运行周期，发电机的 内冷水水质也能保持在合格范围内。
[0008] 为了实现上述目的，一方面，本发明提供一种发电机内冷水，该发电机内冷水含有 化学制水处理混床出水和发电机组凝结水。
[0009] 另一方面，本发明提供一种本发明的上述发电机内冷水在冷却发电机中的应用。
[0010] 另一方面，本发明提供一种冷却发电机的方法，该方法包括：在启动发电机内冷水 系统的条件下，使用化学制水处理混床出水和发电机组凝结水作为发电机内冷水冷却发电 机。
[0011] 通过上述技术方案，在利用发电厂自身拥有的资源的前提下，在不必使用现有技 术处理发电机内冷水时必须使用的旁路离子交换器的条件下就能够通过简单且成本低廉 的方法使得针对大型发电厂内的大型发电机的冷却具有良好的效果。通过采用本发明的 方法冷却发电机时，即使是经过长的运行周期，发电机的内冷水水质也能保持在合格范围 内，例如pH值保持在8. 0-9. 0,电导率不高于2.Oils/cm，同时不会对发电机的内部部件产 生腐蚀。例如，从本发明的实施例的结果可以看出：采用本发明的方法将发电机组连续运 行4个月之后还能够使得发电机内冷水的水质保持在合格范围内，甚至能够使得pH值为 8. 0-8. 5,电导率不商于1. 5ys/cm，铜尚子含量不商于10yg/L。
[0012] 本发明的其它特征和优点将在随后的【具体实施方式】部分予以详细说明。
【具体实施方式】
[0013] 以下对本发明的【具体实施方式】进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体 实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
[0014] 一方面，本发明提供了一种发电机内冷水，该发电机内冷水含有化学制水处理混 床出水和发电机组凝结水。
[0015] 通过将本发明提供的上述发电机内冷水用于发电机内冷水系统以冷却发电机时， 即使是经过长的运行周期，发电机的内冷水水质也能保持在合格范围内。
[0016] 优选情况下，在本发明所述发电机内冷水中，所述化学制水处理混床出水的水质 包括：电导率彡〇? 2i!s/cm;优选为0? 06-0. 15i!s/cm。
[0017] 优选情况下，在本发明所述发电机内冷水中，所述化学制水处理混床出水的水质 包括：硬度=〇ymol/L。
[0018] 优选情况下，在本发明所述发电机内冷水中，所述化学制水处理混床出水的水质 包括：二氧化硅的浓度彡20i!g/L;优选为5-12i!g/L。
[0019] 优选情况下，在本发明所述发电机内冷水中，所述化学制水处理混床出水的水质 包括：pH值为彡7.0,优选为7. 0-7. 5。
[0020] 优选情况下，在本发明所述发电机内冷水中，所述发电机组凝结水的水质包括：电 导率彡 0? 2iis/cm;优选为 0? 08-0. 11iis/cm。
[0021] 优选情况下，在本发明所述发电机内冷水中，所述发电机组凝结水的水质包括：硬 度=0Umol/L。
[0022] 优选情况下，在本发明所述发电机内冷水中，所述发电机组凝结水的水质包括：二 氧化硅的浓度< 20iig/L，优选为2-12iig/L。
[0023] 优选情况下，在本发明所述发电机内冷水中，所述发电机组凝结水的水质包括：pH 值为 9. 0-9. 4。
[0024] 优选情况下，在本发明所述发电机内冷水中，所述发电机组凝结水的水质包括：溶 解氧量< 20yg/L，优选为7-15yg/L。
[0025] 另一方面，本发明提供了一种本发明的上述发电机内冷水在冷却发电机中的应 用。
[0026] 第三方面，本发明提供了一种冷却发电机的方法，该方法包括：在启动发电机内冷 水系统的条件下，使用化学制水处理混床出水和发电机组凝结水作为发电机内冷水冷却发 电机。
[0027] 在本发明中，需要特别说明的是，在发电机组停止运行的情况下，除非特别说明， 本发明所述的发电机内冷水系统不停止运行，在该过程中保持使用化学制水处理混床出水 作为基础水源。而且，本领域技术人员公知的是，除非是对发电机内冷水系统进行检修等操 作时才会将发电机内冷水系统停止运行。
[0028] 优选情况下，本发明所述的冷却发电机的方法包括：在发电机组启动前，使用所述 化学制水处理混床出水作为发电机内冷水的基础水源；在发电机组启动后，使用所述发电 机组凝结水作为发电机内冷水的补充调整水源。
[0029] 优选情况下，根据本发明所述的冷却发电机的方法，所述化学制水处理混床出水 的水质包括：电导率彡〇? 2iis/cm;优选为0? 06-0. 15iis/cm。
[0030] 优选情况下，根据本发明所述的冷却发电机的方法，所述化学制水处理混床出水 的水质包括：硬度 =〇ymol/L。
[0031] 优选情况下，根据本发明所述的冷却发电机的方法，所述化学制水处理混床出水 的水质包括：二氧化硅的浓度< 20iig/L;优选为5-12iig/L。
[0032] 优选情况下，根据本发明所述的冷却发电机的方法，所述化学制水处理混床出水 的水质包括：pH值为彡7. 0,优选为7. 0-7. 5。
[0033] 优选情况下，根据本发明所述的冷却发电机的方法，所述发电机组凝结水的水质 包括：电导率彡〇? 2i!s/cm;优选为0? 08-0. 11i!s/cm。
[0034] 优选情况下，根据本发明所述的冷却发电机的方法，所述发电机组凝结水的水质 包括：硬度=〇Umol/L。
[0035] 优选情况下，根据本发明所述的冷却发电机的方法，所述发电机组凝结水的水质 包括：二氧化硅的浓度< 20iig/L，优选为2-12iig/L。
[0036] 优选情况下，根据本发明所述的冷却发电机的方法，所述发电机组凝结水的水质 包括：pH值为9. 0-9. 4。
[0037] 优选情况下，根据本发明所述的冷却发电机的方法，所述发电机组凝结水的水质 包括：溶解氧量< 20yg/L，优选为7-15yg/L。
[0038] 根据本发明所述的冷却发电机的方法，对作为补充调整水源的所述发电机组凝结 水的用量没有特别的限定，本领域技术人员可以根据实际需要进行选择。优选情况下，为了 使得本发明所述的冷却发电机的方法能够在更长周期内保持在发电机内冷水系统中的水 质要求内，本发明优选作为补充调整水源的所述发电机组凝结水的用量使得所述发电机内 冷水的pH值为7.0-9. 0。
[0039] 根据本发明所述的冷却发电机的方法，该方法还可以包括：在发电机组启动前，使 用所述化学制水处理混床出水作为发电机内冷水的基础水源；在发电机组启动后，使用所 述发电机组凝结水作为发电机内冷水的补充调整水源，且当所述发电机内冷水的pH值为 8. 0-8. 5时，停止向所述发电机内冷水系统中加入所述发电机组凝结水作为发电机内冷水 的补充调整水源。
[0040] 在本发明中，需要特别说明的是：当在发电机组启动前，使用所述化学制水处理 混床出水作为发电机内冷水的基础水源；在发电机组启动后，使用所述发电机组凝结水作 为发电机内冷水的补充调整水源时，只要能够使得所述发电机内冷水的pH值为8. 0-8. 5 时，即使停止向所述发电机内冷水系统中加入所述发电机组凝结水作为发电机内冷水的 补充调整水源，也能够使得发电机内冷水的水质保持在合格范围内，例如，运行过程中 发电机内冷水中铜离子检测量小于10ug/L;以及运行过程中发电机内冷水中电导率为 1. 0-1.s/cm，缓减运行过程中所述发电机内冷水对发电机组的腐蚀。满足DL/T801-2010 标准水质要求。
[0041] 在本发明中，对测定所述发电机内冷水的pH值的仪器没有特别的限定，本领域技 术人员可以采用本领域内常规使用的各种仪器或方法测定其pH值，例如在本发明的实施 例中，示例性地采用在线pH表（牌号为HGY2018)进行测定。
[0042]在本发明中，对测定所述发电机内冷水的电导率的仪器没有特别的限定，本领域 技术人员可以采用本领域内常规使用的各种仪器或方法测定其发电机内冷水的电导率，例 如在本发明的实施例中，示例性地采用在线电导率表（牌号为CENT)进行测定。
[0043]根据本发明的一种优选的【具体实施方式】，本发明的方法可以包括：在发电机组启 动后，当所述发电机内冷水的pH值小于7. 0时，使用化学制水处理混床出水和发电机组凝 结水作为发电机内冷水的补充调整水源。在该【具体实施方式】的情况下，对使用的作为发电 机内冷水的所述化学制水处理混床出水和发电机组凝结水的用量比例没有特别的限定，本 领域技术人员只要能够通过调整所述化学制水处理混床出水和发电机组凝结水的用量比 例使得所述发电机内冷水的pH值尽快恢复到7. 0或者以上时即可。
[0044]根据本发明所述的冷却发电机的方法，控制所述化学制水处理混床出水的水质的 方法可以有多种，本领域技术人员可以根据常规使用的各种方法进行选择，只要能够使得 所述化学制水处理混床出水的水质满足本发明的上述要求即可。优选情况下，在本发明所 述的方法中，通过调整所述混床中的阴阳离子的比例控制所述化学制水处理混床出水的水 质。
[0045]根据本发明所述的方法，为了及时监测所述发电机内冷水的水质，优选每星期对 所述发电机内冷水进行取样化验1-5次，监测其中的铜离子含量。本发明对所述取样化验 的方法没有特别的限定。
[0046]根据本发明所述的冷却发电机的方法，优选该方法还可以包括：在启动所述发电 机内冷水系统前，沿着所述发电机内冷水的水流方向，使用除盐水对所述发电机内冷水系 统进行冲洗，本发明对所述冲洗的时间没有特别的限定，只要能够使得经过所述除盐水的 冲洗使得所述发电机内冷水系统中的排水清澈即可，且满足排水的电导率指标< 2.s/ cm。更优选情况下，本发明使用除盐水对所述发电机内冷水系统冲洗15-60min。
[0047]根据本发明所述的冷却发电机的方法，优选该方法还可以包括：在所述发电机内 冷水系统停运后，沿着所述发电机内冷水的水流方向，使用除盐水对所述发电机内冷水系 统冲洗15-60min。
[0048]在本发明所述的方法中，对所述除盐水没有特别的限定，可以为本领域内常规使 用的各种除盐水，即利用各种水处理工艺，除去悬浮物、胶体和无机阳离子、无机阴离子等 水中杂质后，所得到的成品水，其中允许含有微量的杂质。
[0049] 以下将通过实施例对本发明进行详细描述。以下实施例中的发电机组为神华四川 江油2X300丽燃煤发电机组。
[0050] 实施例1
[0051] 在发电机组启动前，向所述发电机内冷水系统中加入化学制水处理混床出水；在 发电机组启动后，向所述发电机内冷水系统中加入发电机组凝结水，两者的水质如下表1 所示。分别使用在线pH表和电导率表监测所述发电机内冷水的pH值和电导率，并且，每隔 3天对所述发电机内冷水进行取样，以检测其中的铜离子含量。为了节约成本，当在线pH 表显示发电机内冷水的pH值在8.0-8. 5范围内时，停止向所述发电机内冷水系统中加入发 电机组凝结水；并且，当在线pH表显示发电机内冷水的pH值小于7. 0时，同时向发电机内 冷水系统加入所述化学制水处理混床出水和发电机组凝结水，使得所述发电机内冷水的pH 值尽快恢复到7.0或者以上。
[0052] 结果：采用上述方法持续运行发电机组4个月，测得发电机内冷水的水质如下表2 所示。且在本实施例中，未出现发电机内冷水的pH值小于7. 0的情况。
[0053]表1
[0054]
【权利要求】
1. 一种发电机内冷水，该发电机内冷水含有化学制水处理混床出水和发电机组凝结 水。
2. 根据权利要求1所述的发电机内冷水，其中，所述化学制水处理混床出水的水质包 括：电导率彡〇? s/cm，硬度=Oiimol/L，二氧化娃的浓度彡20ii g/L，pH值为彡7. 0 ;所 述发电机组凝结水的水质包括：电导率< 〇. s/cm，硬度=Oiimol/L，二氧化硅的浓度 彡 20 ii g/L，pH 值为 9. 0-9. 4,溶解氧量彡 20 ii g/L。
3. 根据权利要求2所述的发电机内冷水，其中，所述化学制水处理混床出水的水质包 括：pH 值为 7. 0-7. 5。
4. 权利要求1-3中任意一项所述的发电机内冷水在冷却发电机中的应用。
5. -种冷却发电机的方法，该方法包括：在启动发电机内冷水系统的条件下，使用化 学制水处理混床出水和发电机组凝结水作为发电机内冷水冷却发电机。
6. 根据权利要求5所述的方法，其中，该方法包括：在发电机组启动前，使用所述化学 制水处理混床出水作为发电机内冷水的基础水源；在发电机组启动后，使用所述发电机组 凝结水作为发电机内冷水的补充调整水源。
7. 根据权利要求5所述的方法，其中，所述化学制水处理混床出水的水质包括：电导率 彡0? s/cm，硬度=0iimol/L，二氧化硅的浓度彡20ii g/L，pH值为彡7. 0 ;所述发电机组 凝结水的水质包括：电导率彡〇? s/cm，硬度=0iimol/L，二氧化硅的浓度彡20ii g/L，pH 值为9. 0-9. 4,溶解氧量< 20 y g/L。
8. 根据权利要求7所述的方法，其中，所述化学制水处理混床出水的水质包括：pH值为 7. 0-7. 5。
9. 根据权利要求6所述的方法，其中，作为补充调整水源的所述发电机组凝结水的用 量使得所述发电机内冷水的pH值为7. 0-9. 0。
10. 根据权利要求5或6所述的方法，其中，该方法包括：在发电机组启动后，当所述发 电机内冷水的pH值小于7. 0时，使用化学制水处理混床出水和发电机组凝结水作为发电机 内冷水的补充调整水源。
【文档编号】C02F1/66GK104386795SQ201410520693
【公开日】2015年3月4日 申请日期:2014年9月30日 优先权日:2014年9月30日
【发明者】何绍洪 申请人:中国神华能源股份有限公司, 神华四川能源有限公司