发电机内冷水的处理及应用
发电机内冷水处理技术的探讨
发电机内冷水处理技术的探讨目前国内外大、中型发电机内冷水处理技术普遍存在问题，造成发电机内冷水电导率和pH值达不到有关标准规定的要求。
文章介绍了一种新型的发电机内冷水超净化处理技术及其应用。
该技术在发电机内冷水处理方面有所创新，技术的综合性能指标达到国际先进水平。
针对目前沙角C电厂660MW机组和沙角A 电厂200MW机组发电机内冷水系统结构方式及运行状况，提出采用新型发电机内冷水超净化处理技术及改造内冷水处理系统的建议。
关键词：发电机内冷水；电导率；p H；超净化处理；改造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200MW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200MW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。
发电机内冷水处理装置在生产实际中的应用
发电机内冷水处理装置在生产实际中的应用针对普遍存在内冷水的电导率高、pH值低、腐蚀产物铜离子超标的问题，详细阐述腐蚀的原因和危害，通过多种内冷水处理装置的对比试验，对发电机内冷水处理装置进行技术改造，采用新型发电机内冷水微碱化膜处理装置，有效措施减缓发电机内冷水系统的腐蚀.。
关键词：内冷水处理装置；发电机；实际应用水内冷发电机组具有单机容量大、设备体积小、重量轻等优点，在大型发电机组中得到广泛应用.。
目前国内水内冷发电机组的内冷水虽然采取了各种处理方法及防腐措施，但很少达到了有效地防腐，普遍存在内冷水的电导率高、pH值低、腐蚀产物铜离子超标的现象，发电机内冷水水质不合格所引发的事故时有发生.。
1 发电机铜导线腐蚀的影响因素影响铜在冷却水中均匀溶解腐蚀的因素主要有水的pH值、溶解氧以及溶解二氧化碳的含量，此外在腐蚀过程中生成的二价铜离子对铜的腐蚀有加速作用.。
这一腐蚀过程的反应如下：（1）电化学腐蚀反应：Cu+1/2O2=CuO2Cu+1/2O2=Cu2OCu+Cu2+=2Cu+（2）二氧化碳的溶解和铜氧化物的溶解：CO2+H2O=H2CO3=H++HCO3-CuO+2H+=Cu2++H2OCu2O+2H+=2Cu++H2O（3）一价铜离子进一步氧化：2Cu++1/2O2+H2O=2Cu2++OH-2Cu++1/2O2=CuO+Cu2+（4）二次腐蚀产物的生成：Cu2++2OH-=CuO+H2O上述反应交替进行，从而导致铜的腐蚀和腐蚀产物的沉积.。
2 Cu-H2O体系Cu腐蚀-钝化-免蚀的理论条件与防腐机理在Cu-H2O体系电位-pH平衡图中，溶液中的含Cu物质以金属铜离子（Cu+、Cu2+、Cu3+）含Cu水合物（Cu2O3·nH2O）和铜的酸根（HCuO2-、CuO22-、CuO2-）形态稳定存在的区域，是Cu的理论上的腐蚀电位-pH条件区域；金属Cu以单质Cu形势稳定存在的区域，则是Cu的理论上的免蚀条件区域.。
发电机内冷水系统的运行
发电机内冷水系统运行规定1．1 汽轮机投入盘车前应投入冷却软化水系统，向冷水箱补水至正常水位，启动内冷水泵向发电机转、静子通水，并通知化学验水质合格做内冷水泵联动试验良好。
1．2 发电机冷却水系统正常运行时，应保持转子冷却水额定流量27m3/h，静子冷却水额定流量36m3/h（包括定子线圈28m3/h和两端压圈8m3/h），冷却水进水压力0．2～0．3MPa。
1．3 发电机内冷水压力应比本系统内冷却器的循环水来的冷却水压高 0.3～0.4MPa。
1．4软化水在冷水器出口水温应控制在20～45℃内，不应超过45℃，当软化水出口水温超过45℃且调节无效时，可以三台冷水器一起运行，并查明原因，及时处理。
1．5发电机冷却水系统运行时，流出发电机的软化冷却水温度不大于85℃。
1．6发电机冷水系统安装完毕或大修后应进行静压试验合格，水路系统要在每次大、小修后进行正反冲洗，冲洗合格后方可投入运行，发电机静子线圈的反冲洗，只允许开机前进行，反冲洗时应将定子线圈进口过滤器的滤芯抽出。
1．7 冷却水电导率达9.5μs/cm报警时，应进行处理。
1．8 运行的内冷水泵掉闸，备用内冷水泵必须在5s内启动并达额定转速。
1．9 主内冷水管道的过滤器两端压降比正常值大0.02MPa时，应切换过滤器运行，并清理。
1．10 备用冷水器投入运行时，务必将冷水器中的软化水管内的空气排净。
1．11备用冷水器滤网投入运行时，务必将其中的空气排净。
启动前的检查2．1 确认系统阀门开关位置正确，设备仪表齐全良好；2．2 冷却水泵轴承油位油质良好，电机接线、接地线良好，靠背轮装好，保护罩完好，内冷水箱水位正常，水质化验合格；2．3 确认A、B内冷水泵进口阀开启，出口阀关闭；2．4 内冷水泵联锁解除，测量内冷水泵电机绝缘良好，A、B内冷水泵送电；内冷水系统的投入3．1 启动A（或B）内冷水泵，开启出口门，电流、出口压力在正常的范围内，检查内冷水泵轴承温度、振动，各部情况应正常，向内冷水系统充水。
发电机内冷水面临的问题及解决方案
发电机内冷水面临的问题及解决方案一、发电机内冷水概况发电机内冷水通常选用除盐水作为冷却介质，除盐水纯度高，能够满足绝缘要求，但是PH值较低，腐蚀铜线圈，导致水中含铜量及电导率均在高限，腐蚀产物还可能在线圈的通流部分沉积，引起局部过热，甚至堵死，影响发电机组的安全运行。
根据发电机内冷水处理导则（DL_T_1039-2007）规定，内冷水处理PH值调控法水质指标为PH:7.0~9.0；电导率≤2.0μs/cm；铜离子≤40μg/L。
自1993年至1995年国内300MW机组发电机本体发生事故53起，其中由于内冷水回路堵塞、断水等原因造成的事故29起。
二、我厂发电机内冷水所面临的问题及分析自我厂#1、#2机投运以来，#1、#2机组发电机内冷水铜含量共有两次化验合格，其中#1机于2008-11-5日化验铜含量33μg/L，2008-11-11日化验铜含量20.5μg/L，两次合格。
#1机于2008-9-29达最高铜含量663μg/L。
#1机投用以来发电机内冷水平均铜含量291μg/L。
#2机化验从未合格。
于2008-11-6达最高铜含量601μg/L。
#2机投运以来发电机内冷水平均铜含量241μg/L。
而#1、#2机内冷水电导率分别为100%、98%。
对于发电机内冷水铜含量严重超标这种状况，以前处理的思路是如何提高发电机内冷水的PH从而抑制铜线圈的腐蚀。
为此曾约5次更改发电机内冷水小混床树脂配比及树脂再生方法，但效果仍不佳。
以最后一次更换树脂为例。
4月16日更换#1机内冷水小混床树脂为进口陶氏树脂，树脂类型为氢型-氢氧型。
运行观察内冷水PH仍值无明显改善（约6.0~6.4），但铜含量下降明显，4月22日达到最低值45μg/L，内冷水PH于20:00达最高值6.83。
之后铜含量慢慢回升4月30日到达75.8μg/L。
至5月14上涨至124μg/L。
期间更改发电机内冷水小混床运行方式为连续循环运行，但效果仍然不佳。
发电机内冷水系统BTA防腐处理技术的应用
发电机内冷水系统BTA防腐处理技术的应用目前水内冷发电机组在国内已普遍应用，发电机内冷水一般都采用除盐水或凝结水作为补充水。
发电机采用内冷水技术后，增加了发电机的线负荷和电流密度，从而提高了单机容量，缩小了体积，减轻了重量，为电力安全生产带来了可观的经济效益。
但与此同时出现了由于内冷水质量不良引起空芯铜导线腐蚀的问题。
由于腐蚀，导致内冷水中铜离子含量增高，电导率上升，发电机泄漏电流增大；另一方面，腐蚀产物在空芯铜导线内沉积，减少导线的流通面积，从而导致导线温度明显上升，绝缘受损，为了防止腐蚀，国内外对内冷水系统广泛应用防腐处理技术。
1设备概况攀枝花发电公司新庄站共有两台50 MW凝汽式汽轮发电机组，一号汽轮机组是东方汽轮机厂生产的N75－90－1型机组，配套上海电机厂制造的QFS－50－2型发电机，二号汽轮机是上海汽轮机厂生产的N50－90－1型机组，配套北京重型电机厂制造的SQF－50－2型发电机。
发电机均采用双水内冷方式，除盐水作为补充水源，并应用凝结水作为备用水源，采用闭式循环。
2发动机内冷水水质现状分析新庄站自投产以来，发电机内冷水一直用凝结水作为补充水源，由于凝结水含NH3，可以起到调节内冷水pH值的作用，从而达到防止发电机内冷水空芯铜导线腐蚀的目的。
但由于系统及水汽质量控制等方面的原因，内冷水NH3含量不易控制，导致内冷水铜含量常常大于200μg／L，说明内冷水系统存在比较严重的腐蚀问题。
鉴于此，为提高凝结水NH3含量，考虑增加NH3点，新庄站于1998年8月在除盐水系统小除盐箱出口管上加NH3（除盐水泵前），以提高凝结水和内冷水的NH3的含量，但运行后同样存在加NH3量的控制问题，过小，内冷水pH值偏低，不利于防腐。
同时，DD值升高，造成发电机直流接地，影响发电机安全运行，截至2000年10月，内冷水水质Cu2＋含量一直在80～160μg／L 范围，DD在5～10μs／cm范围。
为吸取华能岳阳电厂一号发电机组因内冷水水质问题定子绝缘严重损坏，造成巨大经济损失的教训，经与四川电力试验研究院合作，分别于2000年10月和2001年9月在新庄站两台发电机组上推广应用发电机空芯铜导线BTA 复合防腐处理技术。
关于发电机定冷水处理方法的标准(一)
关于发电机定冷水处理方法的标准(一)
关于发电机定冷水处理方法的标准
导言
随着科技的不断发展，发电机的使用越来越广泛。
为了保证发电机的正常运行和延长使用寿命，定冷水处理是一项重要的工作。
本文将介绍发电机定冷水处理的标准方法。
必要性
定冷水处理是维护发电机正常运行的重要环节。
通过定期处理冷却水，可以有效防止水垢、腐蚀和生物污染等问题的出现，保证发电机的稳定性、可靠性和寿命。
标准方法
发电机定冷水处理可以采用以下标准方法：
1.定期清洗
–使用合适的清洗剂对冷却水系统进行定期清洗，保证冷却水通畅无堵塞。
–清洗时，应注意保护冷却系统的密封性，避免泄漏。
2.添加防腐剂
–添加适量的防腐剂到冷却水中，防止金属腐蚀。
–选择合适的防腐剂，注意其对环境的影响。
3.防止水垢
–定期检查冷却系统，清除水垢、沉积物等。
–可以使用化学螯合剂或其他清洗剂来去除水垢。
4.消除生物污染
–定期添加合适的杀菌剂或消毒剂，防止生物生长。
–注意选择对冷却水系统和发电机设备无害的消毒剂。
结论
发电机定冷水处理的标准方法对发电机的正常运行和寿命具有重要意义。
通过定期清洗、添加防腐剂、防止水垢和消除生物污染，可以有效维护发电机的稳定性和可靠性。
在执行标准方法时，还应注意保护冷却系统的密封性，选择对环境无害的处理剂。
这些方法的执行可以延长发电机的使用寿命，提高发电效率。
以上就是发电机定冷水处理方法的相关标准。
希望本文对你有所帮助！。
发电机内冷水的处理方法
发电机内冷水的处理方法冷却水是发电机内部冷却系统中的重要组成部分，它起着冷却发电机部件的作用。
因此，对冷却水的处理尤为重要，以确保发电机的可靠运行和延长其使用寿命。
对于冷却水的处理，主要包括以下几个方面：水质检测、冷却水循环系统的材料选择、防腐保护措施和冷却水的定期更换。
一、水质检测冷却水质量的检测是确保发电机的正常运行的重要步骤。
水质检测的目的是评估冷却水中各种成分的浓度，并判断是否达到发电机的工作要求。
有几个主要指标需要检测，包括水中的硬度、溶解氧、pH 值和水中杂质的含量等。
通过合理的水质检测，可以及时检测到冷却水中的异常情况，以便采取相应的处理措施。
二、循环系统的材料选择循环系统的材料选择是设计冷却水循环系统时的关键问题之一。
由于冷却水中含有一定的酸性物质和杂质，如果选用不合适的材料，会导致循环系统内的管道和设备受到腐蚀和损坏。
因此，在选择材料时应考虑其耐腐蚀性和耐高温性能。
一般情况下，不锈钢、铝合金和塑料等材料都具有一定的耐腐蚀性能，因此可以作为循环系统的材料选择。
三、防腐保护措施为了保护冷却水循环系统不被腐蚀和污染，需要采取一系列的防腐保护措施。
首先，可以向冷却水中加入一定量的缓蚀剂，它可以在金属表面形成一层保护膜，以减少金属与水的接触。
其次，可以定期清洗和冲洗冷却水系统，去除水中的杂质和沉淀物，以保持水质的清洁。
此外，还可以定期更换冷却水，避免水中的杂质和盐分积累过多，从而对发电机造成损害。
四、定期更换冷却水冷却水的定期更换是保持冷却系统运行良好的关键。
由于冷却水中存在一定的溶解物和杂质，随着时间的推移，这些杂质会逐渐积累并降低冷却效果，甚至导致冷却系统的堵塞和损坏。
因此，定期更换冷却水是维护冷却系统的重要手段之一。
一般而言，建议每隔一定时间（如半年或一年）更换一次冷却水，并在更换时彻底清洗冷却系统，以确保冷却水的质量和性能。
综上所述，发电机内冷却水的处理方法主要包括水质检测、循环系统的材料选择、防腐保护措施和冷却水的定期更换。
黄石热电厂发电机内冷水处理技术改进及应用
黄石热电厂发电机内冷水处理技术改进及应用对通常的内冷水处理方法进行了一般的介绍和评价，介绍了内冷水水质对发电机铜导线腐蚀机理，针对发电机内冷水pH值偏低的问题，结合黄石热电厂实际情况，介绍了内冷水处理方式的改进经验，为发电机内冷水系统的处理提供借鉴与参考。
关键词：内冷水；处理；方式；腐蚀1 内冷水处理的目的及原理黄石热电厂210号机组为1×330MW热电联产机组，其发电机组采用水-氢-氢冷却方式。
发电机内冷水采用除盐水作为冷却水质，并用精处理出口凝结水作为备用水源，采用闭式循环冷却。
在高电压电场中做冷却介质的冷却水纯度要求高，但水的纯度增高会pH值降低，继而会腐蚀铜导线，腐蚀产物在通流过程汇总沉积，引起局部过热，甚至造成局部堵死，影响发电机的安全运行。
此外，水冷却器的泄漏、水冷却器投运前冲洗不净导致杂质进入内冷水系统，造成系统腐蚀和堵塞，因此对发电机内冷水进行处理是十分必要的。
铜导线的腐蚀机理：通常人们认为铜不会产生酸腐蚀，但是在有氧、微酸的纯水中会被腐蚀，这是因为铜的保护膜被微酸腐蚀破坏。
在有氧的纯水中，铜表面会形成具有双层结构的氧化膜，其内膜为CuO，外层为Cu2O-CuO，从而有效地阻止了O2与铜的接触，防止了腐蚀。
当pH值7时，铜表面的保护膜不会被腐蚀，铜可得到保护。
在中性环境中腐蚀较轻，而在微酸性的环境中有明显的腐蚀。
因此，降低内冷水的pH值是防止铜导线腐蚀的有效手段之一。
2 内冷水的水质标准3 常见的发电机内冷水处理方法3.1 溢流排水法发电机内冷水水箱采取连续大量补入除盐水或凝结水，并保持溢流排水的运行方式，来控制内冷水电导率≤2.0μs/cm。
3.2 添加铜缓蚀处理法向内冷水中投加一定量的铜缓蚀剂，如MBT、BTA、TAT等，其作用是铜缓蚀剂与水中铜离子络合生成难溶沉淀，覆盖在铜表面，形成暂时保护膜，以减缓铜基体的腐蚀。
3.3 小混床（氢型离子交换器）旁路处理法让部分内冷水通过装有阴、阳离子交换树脂的混合离子交换器，以除去水中各种阴、阳离子，达到净化水质的处理方法。
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发电机内冷水的处理及应用
发表时间：2017-05-03T14:52:29.997Z 来源：《科技中国》2017年2期作者：黄坚坚[导读] 发电机处于电厂的心脏部分，发电机内冷水水质的好坏对电厂安全影响很大。
（国家电投集团广西北部湾（钦州）热电有限公司广西?钦州 535000 )摘要：发电机处于电厂的心脏部分，发电机内冷水水质的好坏对电厂安全影响很大。
随着高参数、大容量发电机组的增多，发电机采用水—氢—氢冷的方式也越来越多，为保证发电机安全运行，就必须要防止内冷水系统的腐蚀与结垢，保证冷却水效果及绝缘性能。
关键词：发电机；内冷水；处理火电厂发电机内冷水系统的水质与发电机的对地绝缘性能和铜线棒的腐蚀速率密切相关，其水质控制方法直接影响机组的运行安全。
由于内冷水的pH值较低，使水中含铜量及电导率均在高限，腐蚀产物还可能在线棒的流通部分沉积，引起局部过热，甚至造成局部堵死现象，影响发电机组的安全运行，运行过程中水冷器的泄漏以及水冷器运行前未经冲洗或冲洗不彻底等都会使生水中的杂质进入内冷水系统，造成系统腐蚀和堵塞，因此对发电机内冷水进行处理是十分必要的。
1.发电机内冷水水质要求及质量标准 1.1内冷水水质要求
由于内冷水在高电压电场中作冷却介质，因此各项质量要求必须以保证发电机安全经济运行为前提。
发电机内冷水水质应符合如下技术要求：①有足够的绝缘性能（即较低的电导率），以防止发电机线圈的短路。
②对发电机铜导线和内冷水系统无腐蚀性。
③不允许发电机内冷水中的杂质在空心导线内结垢，以免降低冷却效果，使发电机线圈超温，导致绝缘老化和失效。
1.2 内冷水质量标准
根据《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DLT 801-2002）的规定，我国发电机内冷水质量标准如下：
2.发电机铜导线受内冷水腐蚀机理
发电机铜导线的材质一般为紫铜，在不加保护的情况下，其腐蚀速率一般为0.002～0.05g／（m2?h），氧是主要的腐蚀剂，水中二氧化碳的含量和pH值对腐蚀程度影响较大。
在ρ（O2）＝0.1-2mg/L、p(CO2)=1-5mg/L、pH=6.5-7.8的条件下，溶解的氧与铜相互作用，形成氧化膜： Cu+O2=2CuO （2-1）这些氧化铜会均匀地覆盖在铜表面上，它的保护性能较差，不能防止基体腐蚀过程的进一步发生。
腐蚀过程中， Cu+Cu2+=2Cu+ （2-2）腐蚀形成的一价铜离子被溶解氧氧化为二价铜离子， 4Cu++O2+2H2O=4Cu2++4OH- （2-3）在没有专门的保护措施时，腐蚀强度便取决于氧的浓度和Cu2＋的含量。
但是，当发电机冷却系统运行时，铜导线的腐蚀与氧化铜的形成过程有关，氧化铜的形成速度取决于铜离子的含量、溶液的pH值和温度。
要使溶液中的氧化铜沉淀，必须使Cu2＋浓度高于CuO的溶解度；反之，氧化物溶解。
当pH由3增加到7时，铜氧化物饱和溶液浓度由1mol／L减少到10－9 mol／L；pH为7～9之间时，氧化铜的溶解得到缓冲；进一步提高pH会引起溶解度急剧增大，结果在溶液中形成阴离子和。
3.内冷水水质控制方法 3.1 混床处理法
小混床法是相对较早的一种处理方法，在其内部将阴、阳两种离子交换树脂混合填装。
针对内冷水水质不良问题，将内冷水不合格的出水导入离子交换器，依靠离子交换树脂将系统中的腐蚀产物及其他盐类物质吸附除去，然后再将混床出水输入发电机冷却系统，从而使内冷水电导率和含铜量达标。
在电厂里先后使用过RH-ROH型混床、双套小混床连用、RNa-OH型混床等。
3.2向内冷水补加凝结水法
向内冷水补加凝结水相当于向内冷水中加入微量的氨，从而提高pH值，达到防腐的目的[10]。
采用该方法存在的问题是：敞开式内冷水系统容易使氨气挥发、二氧化碳溶解，使内冷水pH值降低。
由于凝结水电导率不稳定,易使系统安全性更差。
若采用此法，为保持内冷水箱水量平衡，必须放掉水箱中的一部分水。
这部分水如排掉，损失大,若回收至凝汽器，铜导线的腐蚀产物会被带入锅炉给水系统，造成热力系统结铜垢。
再者，凝结水中含有的铵离子易引起氨蚀。
3.3微碱性循环处理法
在发电机运行温度下，内冷水最佳pH值为8.0～9.0[11]。
因此,通过对发电机内冷水碱化处理，将pH值提高到7.0以上，使发电机铜导线进入稳定区，可以达到减缓腐蚀的目的。
将内冷水调整至碱性运行，可以降低内冷水的含铜量，且内冷水各项运行水质均符合国家标准。
碱化处理有两种方式：(1)内冷水系统的离子交换混床采用钠型阳树脂；(2)向冷却水中加入一定量的稀氢氧化钠溶液，但此法在现场不常使用。
碱性处理法的优点是：(1)内冷水系统对空气的侵入不敏感，在pH为8.5～9.0时，含氧量对铜腐蚀速率的影响相对较小；(2)由于加入了微量氢氧化钠,使得整个系统具有较大的缓冲作用，二氧化碳对pH的影响较小，短时的密封失效对系统的影响不会很大。
3.4采用密闭式隔离水冷系统
采用密闭式隔离水冷系统，混床运行周期长，有害物质浓度低；该系统可以实现自动控制，初投资及运行费用低。
同时,机组除氧器和H/OH混床可起到过滤器的作用，截留少量腐蚀产物和粒状杂质，但此种方法须封闭内冷水箱、除盐水箱及整个供水系统。
3.5加缓蚀剂法
添加缓蚀剂处理，实质是在铜表面形成一层保护膜来抑制铜导线腐蚀，最终使得内冷水中铜离子含量、电导率等水质指标达标。
其最大困难就是如何将内冷水电导率和含铜量两个项目协调达到标准，即在铜的质量浓度不超过40μg/L的同时，电导率必须维持在2μS/cm以下。
一般采用加药处理方式的内冷水电导率控制至少是不大于5μS/cm，铜的质量浓度不超过40g/L。
目前国内发电机内冷水采用添加缓蚀剂处理技术主要有MBT法、BTA法、APDC法及复合缓蚀剂法等。
3.6 超净化处理法
目前，国内出现了一种发电机内冷水超净化处理装置，它是在小混床处理装置的基础上进行了改进，采用独特结构的双层离子交换器，内装有高交换容量的特种树脂，对内冷水进行旁路处理，并对内冷水箱安装CO2吸收器，防止因水位波动呼吸作用引起的空气中杂质粉尘及CO2等的污染，净化内冷水水质减缓内冷水对系统的腐蚀。
由于该装置采用的是特种均粒树脂使用前进行了深度再生和特殊处理，不仅树脂的使用周期延长1-2a，且可使内冷水的pH值达到7.0以上，从根本上减轻和抑制了对铜导线的腐蚀，该装置已在多台发电机组的内冷水系统中应用，效果理想。
参考文献
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[3]李培元.火力发电厂水处理及水质控制[M].北京;中国电力出版社.2000.。