发电机内冷水系统
发电机内冷水系统
6．1 运行规定
6．1．1 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。
6．1．2 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。
6．1．3 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。
6．1．4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。
6．1．5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℃。
6．1．6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。
6．1．7 冷却水电导率达9.5μs/cm报警时，应进行处理。
6．1．8 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。
6．1．9 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。
6．1．10 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。
6．1．11备用冷水器滤网投入运行时，务必将其中的空气排净。
6．2 启动前的检查
6．2．1 确认系统阀门开关位置正确，设备仪表齐全良好；
6．2．2 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；
6．2．3 确认A、B内冷水泵进口阀开启，出口阀关闭；
6．2．4 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；6．3 内冷水系统的投入
6．3．1 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。
6．3．2 开启发电机静子和转子进水门，调整静子、转子进水压力在0．2～0．3MPa 范围内，流量在规定的范围内：转子27m3/h，定子线圈（包括压圈）
36m3/h。
6．3．3 开启备用内冷水泵出口门，投入其“自动”、“备用”。
当发电机内冷水出口母管压力比正常低0.1MPa时，备用泵自启动；或当运行泵跳闸时，
备用泵也自启动，否则手动启动。
6．3．4 励磁机空冷器冷却水升压泵的运行同发电机内冷水泵，但要注意空冷器出口风温在规定范围内。
6．4 内冷水系统停止
6．4．1 若盘车运行时，发电机励磁机各部温度已降至规定温度以下，首先打开化学除盐水至发电机盘根冷却水门。
6．4．2关闭运行冷水泵的出口门，注意内冷水系统的压力；
6．4．3 解除内冷水泵联锁，停止内冷水泵，电流、出口压力到零，水泵停转；6．5 运行中冷水器的投入
6．5．1 检修后的冷水器投入运行时，内冷水器的出水门应在关闭位置，开启冷水器内冷水放空气门，应缓慢的开启冷水器的内冷水进水门，待内部
空气放尽有水流出时关闭放空气门，严禁内冷水中带有空气进入发电
机，全开冷水器内冷水进水门，并注意调整发电机转、静子进水压力
在规定的范围内。
6．5．2 备用中的冷水器应在充满水的状态下，开启内冷水出口水门，关闭内冷水入口门，开启冷水器循环冷却水的出口水门，关闭循环冷却水入口
门。
6．5．3 投入备用的冷水器时，应首先缓慢开启内冷水进水门，再开启循环水进水门，注意监视调整发电机转、静子进水压力正常。
注意内冷水压应
大于循环冷却水压力。
6．5．4 运行状态均应开启转子进水密封水门，以盘根有少量的水滴出为宜。
6．6 冷水器的停用
6．6．1 关闭冷水器循环水进水门；
6．6．2缓慢关闭停用冷水器进水门，注意调整发电机转、静子进水压力应正常；6．6．3关闭冷水器出口水门，备用的冷水器可以不关出水门；
6．6．4 注意运行冷水器应正常，出口水温控制在20～45℃范围内。
6．7 内冷水系统的异常运行
6．7．1 内冷水温度升高的处理
6．7．1．1 汇报值长；
6．7．1．2 内冷水温升高，应检查发电机是否过负荷；
6．7．1．3 检查空气冷却器的水压、流量是否正常；
6．7．1．4 检查冷水器的冷却水是否畅通，入口水温是否升高，过滤器有无堵塞现象，冷却效果不好时应倒换备用冷水器运行，对已堵塞的过滤器要
退出运行，进行冲洗排污或检修，使其达到运行要求；
6．7．1．5 如果水压低应启动备用内冷水泵，恢复内冷水压并查明原因；6．7．1．6 经检查处理无效时，发电机各部温度继续升高应降低电负荷运行。
若发电机定子铁芯温度急剧升高120℃时应解列发电机运行。
6．7．2 内冷水流量减少的处理
6．7．2．1流量突然减少时应立即查明原因加以处理，检查内冷水泵是否正常，进口是否杂物堵塞，过滤器脏及内冷水泵是否漏入空气使出力降低。
6．7．2．2冷却水量减少、压力下降，应及时调整转子、静子进水压力或启动备用内冷水泵，同时检查内冷水系统及冷水箱水位是否正常。
6．7．2．3 确认运行的冷水器大量漏水时，汇报值长切换备用冷水器运行，停止泄漏冷水器进行检修。
6．7．2．4 若是由于空气进入转子线圈造成流量减少应将发电机解列，降低转速放出空气。
应严密监视机组振动。
静子回水，可根据静子线圈温度
巡检仪分析因静子线圈水路局部堵塞或个别点比正常运行温度高时，
应适当提高进水压力，并降低机组负荷，如仍不能解决则应停机进行
处理。
6．7．2．5 运行中冷却水量略有减少，但出水温度没有超过允许值时并且各路没有阻塞、局部发热现象时，可继续运行，待有停机的机会再进行处
理，运行中应加强监视。
若内冷水减少引起保护动作时，按发电机内
冷水中断处理。
6．8 发电机空气冷却器的运行：
6．8．1 循环水量：400t/h。
6．8．2 循环水进水压力：0．1～0．3MPa。
6．8．3 空气冷却器最高进水温度：33℃。
6．8．4 发电机冷却空气量：25m3/s。
关于发电机内冷水系统处理的若干思考
关于发电机内冷水系统处理的若干思考摘要：分析发电机内冷水处理系统的运行标准，了解冷水运行系统存在的问题，研究问题出现的原因，可得知发电机厂内冷水铜含量长期超标。
为了应对超标对生产所带来的不良影响，可以使用缓蚀剂以及离子交换处理技术，使内冷水质量符合要求，具有推广利用价值。
可使发电机内冷水处理系统运行更快、更科学，提升生产效率，保障整体安全性、可靠性、合理性。
关键词：发电机；冷水系统；处理；研究分析水质对发电机的运行有着直接关联，对水质进行精准控制，可以使机组运行速度以及最终生产效率得到优化。
我国发电机以300MW机组为例，自2021年至2022年发生的生产安全事故13起。
虽整体降低，但其事故原因依然与冷水回路堵塞、断水等有关联。
300MW大机组内部的冷水处理系统更容易出现问题，内冷水系统在出现结垢或腐蚀等问题后，其发电机的冷却绝缘效果将会明显下降，为安全生产带来隐患。
需要结合生产需求，使用除盐水、凝结水，融合 BTA+EA缓释剂、溢流法、小混床处理法等进行处理。
可保障发电机内冷水处理水质达到要求，降低运行维护费用。
一、内冷水系统水质不合格原因分析（一）内冷水补水不合理内冷水补水系统不合理是首要原因，在发电机组运行时，其内冷水需要使用除盐水。
通过一级除盐结合混床处理得到的除盐水，水质虽然能够达标，但除盐水进入水箱后，受客观因素影响，水质下降。
例如，机组在正常运行时，除盐水会受到二氧化碳溶解速度、凝结水箱系统密封程度、水分停留时间、水位波动等影响，自身PH值出现变化[1]。
除盐水中包含了其他的弱酸性物质，当PH值到达一定峰值且稳定后，该物质的不饱和趋势明显上升。
这种物质与二氧化碳融合（二氧化碳物质来源于空气中二氧化碳气体溶解），在生产环境空气污染不严重的情况下，并不会出现内冷水系统水质问题。
一旦周围出现空气质量下降等问题（如温度上升），势必会在机组运行时导致内容水系统水质明显下降。
除盐水与空气接触，并溶解二氧化碳物质在水中发生电离反应。
发电机定子绕组水内冷系统
5.内冷水冲洗前，先将总进出水管放水阀开启排出积水。 用0．3—0．5MP的压缩空气把剩水全部吹干净，再通 入清洁的水，冲洗到出口水无黄色杂质，再通入压缩 空气冲出剩水，水及压缩空气每次从总进，出水管轮
C．当发电机内冷水流量降至正常流量的70%时，剩下3个 压差开关闭合，发出“定子线圈流量非常低”报警并送 信号到ATC延时30S动作跳闸。 3个压差开关按3取2设计 断水保护。
3．定子线圈进水温度：要大于氢气温度5℃（冬季投入 加热装置）一般维持在45—50 ℃，定子线圈入口设一 个温度开关，当定子线圈进水温度≥53 ℃，温度开关
5．关闭一组冷水器、滤网进口门。
6．投入离子交换器。
7．调整内冷水压力 ，水量正常。
8．检查内冷水箱自动充氮至0.014Mpa，其压力调节器动作正常。
9．投入另一台泵联锁备用。
6．在定子线圈入口设置一个压差开关，当发电机内的氢压与水压之 差≤35KP时闭合发出“发电机氢—水压差低”报警。
7．过滤器进出口之间设置一个压差开关，当过滤器进出口压差比正 常值高21KP时闭合发出“过滤器压差大”报警并送信号到ATC。
8．内冷水泵进出口之间设置一个压差开关当水泵进出口压差下降到 140KP时闭合，发出“水泵停”报警并启动另一台泵同时送信号到 ATC。
➢ 内冷水系统的要求：
1．供给额定的冷却水流量。
2．保证冷却水温度达到要求值。
3．保证高质量的冷却水质。
➢ 工作原理：采用闭式循环方式，使连续的冷却水 流过 定子线圈空心导线，带走定子线圈的热量。
➢ 内冷水系统的流程：进入发电机的内冷水是补充水（除 盐水和凝结水）来，经过滤器，减压阀，电磁阀，离子 交换器，电导率仪发送器进入内冷水箱。从水箱出来经 过内冷水泵，冷水器，过滤器，流量计，进入发电机定 子线圈汇水管。定子绕组总进出水汇水管分别装在机座 内的励端和汽端，然后经绝缘引水管分别进入各个定子 线棒的通水孔内。最后返回水箱。
大型发电机内冷水系统运行管理及技术措施研究
大型发电机内冷水系统运行管理及技术措施研究摘要：本论文对发电机内冷水系统的运行及检修过程的管理要求及技术措施进行了分析，针对二十五项反措及国标中对发电机内冷水系统的要求进行了解析，得出一些防止发电及内冷水系统进异物的措施，防止因发电机内冷水系统故障导致的发电机损坏事故的发生，为提高大型发电机内冷水系统运行可靠性提供了理论基础。
关键词：发电机；内冷水系统；运行管理1.前言发电机内冷水系统是发电机运行中对定子线棒进行降温的主要技术，其对发电机的正常运行有着极其重要的作用，发电机的对地绝缘性能和定子线棒的铜腐蚀速率及内冷水系统异物堵塞直接关系到发电机组的安全运行。
在发电机运行期间因发电机内冷水系统堵塞断水等原因引发了不少的安全事故。
为了避免内冷水系统的腐蚀结垢或者进入异物导致发电机损坏的重大事故发生，对发电机内冷水运行及检修中的管理及技术措施研究变得尤为重要。
2.发电机内冷水系统运行中的管理措施研究发电机内冷水系统运行中的管理措施主要针对发电机定子线棒的腐蚀结垢及堵塞起到预防作用，为了预防以上事故的发生，系统运行中的主要工作是加强对发电机内冷水水质的监控。
发电机定子线棒主要以内冷水作为冷却介质，但是水除了具有换热的性质外，还对定子线棒具有一定的腐蚀性，所以在发电机组的运行中保证水质对发电机安全运行具有重要作用。
GBT12145-2008《火力发电机组及其蒸汽动力设备水汽质量GB/T12145--2016中第十三项水内冷发电机的冷却水质量标准要求：空心铜导线的水内冷发电机的冷却水质量可按表1和表2进行控制。
其中空心不锈钢导线的水内冷发电机的冷却水应控制电导率小于1.5 uS/cm。
针对发电机内冷水系统的运行工况实际状态，本论文提出了一些在系统运行过程中可采取的监控手段，用以保证发电及内冷水系统水质的稳定性。
1.通过内冷水加碱装置控制发电机内冷水的PH值，尽量使其PH值控制至8.0-8.9的范围内（该范围内铜的腐蚀速率最低）。
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。
发电机内冷水系统的现状及优化处理
这一措施就是在系统运行时，要在密闭性比较好的情况下进行，一般采用部分水净化的方式，也就是部分发电机内冷却水经过小混床处理之后，来使水中的离子含量降低，并把少量的腐蚀产物以及颗粒状的杂质进行截留。经过净化混床处理之后，水的纯度就比较高了，另外，由于水质缓冲性能比较差，所以，可以适当的在水中加入少量的碱性物质来使PH处于稳定状态。这一方式，可以使内冷却水的PH值一直稳定在8.5左右，铜含量通常都是零，电导率在1.6左右，再加上它的补充水是除盐水，水中就不含有氨，也就是说，该处理方式和新的标准的要求相符合。
由此可以看出，新标准中不仅包含了pH值、电导率和含铜量的标准，还新增了硬度、含氨量以及溶氧量的标准，而且对电导率以及含铜量的要求比较苛刻，
（二）按照国家标准控制的难点。
首先、PH值和电导率不能同时达到标准，发电机的冷却水的补充水的补充水是除盐水或者是凝结水，或者是把两者按一定的比例相结合。
除盐水的PH值为7.0左右，电导率是0.2μS/cm，但是除盐水箱不是很严密，容易受到空气中的二氧化碳等溶解气体的影响，除盐水的PH值会小于7.0，电导率也会变成1.0μS/cm。其PH会随着溶解的二氧化碳的增多而降低，在每一升的除盐水中对多可以溶解1毫克的二氧化碳，PH值将会降到5.5。发电机冷却水补充除盐水之后，PH值在6.4左右，电导率在1.5μS/cm，在这样的情况下电导率是合格的，但是PH值偏低，容易发生腐蚀。
关键词：发电机；内冷水系统；现状；优化
一、发电机内冷水系统的现状
（一）发电机内冷水旧标准与新标准不相适应。
发电机内冷水作为冷却介质的水质要满足的条件是：绝缘性能要好，也就是说导电率较低；对发电机的空心铜导线和冷却水系统要没有腐蚀性，也就是要有较高的pH值；发电机冷却水中的杂质不能在空心铜导线内结垢。对于内冷却水的这种要求，旧标准中只对内冷却水的pH值、电导率以及铜离子股一定了一个标准，而新的标准如下：
发电机内冷水系统水压试验防止超压注意事项
发电机内冷水系统水压试验防止超压注意事项发电机内冷水系统是发电机组中重要的散热系统之一，其主要作用是通过冷却循环水来降低发电机组的温度，保证其正常运行。
水压试验是确保发电机内冷水系统安全可靠的一项必要措施。
在进行水压试验时，必须注意以下几点。
水压试验前需要对试验装置进行检查，确保其完好无损。
检查试验装置的水泵、管道、阀门等设备，确保其工作正常，不漏水、不堵塞。
同时，还要检查试验装置的压力表、温度表等仪器设备，确保其准确度和灵敏度符合要求。
进行水压试验时，应注意水压的控制。
试验水压应按照相关标准或设计要求进行控制，不能超过发电机内冷水系统所能承受的最大工作压力。
在试验过程中，要密切观察压力表的变化，一旦发现压力超过设定值，应立即停止试验，排除故障后再进行。
水压试验时还要注意水温的控制。
试验水温应符合相关标准或设计要求，一般应与发电机内冷水系统的工作温度相近。
在试验过程中，要定期检查试验水的温度，确保其在合理范围内。
如果发现水温异常升高，应立即停止试验，查找原因并进行修复。
在进行水压试验时，还需要注意试验水的质量。
试验水应为清洁的软水或脱盐水，不得含有杂质、气泡等。
试验前应进行水质检测，确保试验水的质量符合要求。
同时，在试验过程中要定期检查试验水的清洁度，及时更换试验水，保持其质量的稳定。
进行水压试验时，还需要注意安全措施。
试验现场应设立明显的警示标志，确保人员能够清楚了解试验正在进行中。
试验人员应佩戴好个人防护装备，确保自身安全。
在试验过程中，要密切注意试验装置的运行情况，一旦发现异常情况，应立即停止试验，并采取相应的应急措施。
发电机内冷水系统水压试验是确保发电机组安全可靠运行的重要环节。
在进行水压试验时，必须注意试验装置的检查、水压的控制、水温的控制、水质的保证以及安全措施的落实。
只有做到这些，才能确保水压试验的顺利进行，为发电机组的正常运行提供保障。
发电机内冷水的处理方法(二篇)
发电机内冷水的处理方法国内外控制发电机内冷水水质的方法很多,主要有:混床处理法、向内冷水补加凝结水法、碱化处理法、密闭式隔离水冷系统法和缓蚀剂法等。
本文将对这些方法逐一进行介绍。
1混床处理法小混床用于除去水中的阴、阳离子及内冷水系统运行中产生的杂质,可达到净化水质的目的,其主要存在的问题是运行周期短、运行费用较高,或可能由于运行终点未及时监测,反而释放大量的铜离子污染水质[2]。
小混床内装的普通型树脂常泄漏大量低分子聚合物,它们会污染系统并使小混床出水ｐＨ偏低,加重铜表面的腐蚀。
因此,可以增设一套ＲＮａ+ＲＯＨ混床,组成双套小混床。
由于发电机内冷水铜导线的腐蚀产物主要含Ｃｕ2+和ＨＣＯ-3,增设ＲＮａ+ＲＯＨ混床后,在ＲＮａ+ＲＯＨ混床内,会发生下列离子交换反应:Ｃｕ2++2ＲＮａＲ2Ｃｕ+2Ｎａ+(1)ＨＣＯ-3+ＲＯＨＲＨＣＯ3+ＯＨ-(2)通过上述反应,内冷水中微量溶解的中性盐Ｃｕ(ＨＣＯ3)2转化为ＮａＯＨ,使溶液最终呈微碱性,从而改善了内冷水水质,抑制了铜的腐蚀。
运行时,交替投运ＲＮａ+ＲＯＨ和ＲＨ+ＲＯＨ小混床。
当ｐＨ低时,投运ＲＮａ+ＲＯＨ小混床,此时电导率会随着Ｎａ+的泄漏逐渐升高;当电导率升到较高时,关闭ＲＮａ+ＲＯＨ混床,投运ＲＨ+ＲＯＨ混床,内冷水的ｐＨ值会降低;当ｐＨ低到一定值时,再投运ＲＮａ+ＲＯＨ混床,如此反复操作以使内冷水各项指标合格。
双套小混床处理法对提高内冷水ｐＨ值、降低铜腐蚀的效果较好,但它也有不足之处,如:在ＲＮａ+ＲＯＨ运行状态,如果补充水水质不良,将会有大量Ｎａ+短时泄漏,导致内冷水电导率快速上升[2],这样会使泄漏电流和损耗增加,严重时还会发生电气闪络,破坏内冷水的正常循环,甚至损坏设备。
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[3、4]。
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。
大型发电机内冷水系统优化运行综述
综 述
பைடு நூலகம்
Ｋ苣Ｊ Ｉ Ｚ０ＮＧ ＳＨＵ
大型 发 电机 内冷 水 系统优化 运行 综述
李海燕
（ 陕西 电力科 学研 究院 ， 西 西安 陕 ７０ ５ ） １０ ４
Ｏ 引言
大型火 力发 电厂 中 ，发 电机 冷却水 系统是 用水 量 相对 小 的系 统 ， 水 量 在５ ３ 以下 ， 对 水 质 用 ０ ｍ／ ｈ 但
１ 大 型 发 电 机 组 发 电 机 内冷 水 的 水 质 要 求
为保证 发 电机冷却 水系统 安全 、 定运行 ， 足 稳 满
发 电机对地 绝缘及 铜线 棒防腐蚀 的要求 ，电力行业
１ Ｓ ｍ， 的 电导 率 大 于 ２ ｘ／ｍ时 。 腐蚀 速 ．ｔ／ 水 ０ｚ ｃ ． Ｓ ０￣ ｃ 铜
使 水 的ｐ 急剧 下 降 。 低 可降 至５ ６ 此 时进 入 铜 Ｈ值 最 ～，
的腐蚀 区 ， 蚀严 重 。 同时 ， Ｏ 还会 和 氧联合 作用 ， 腐 Ｃ： 使 铜表 面 的氧化 铜保 护膜 变成 碱式 碳酸 铜 。碱式 碳
０．００ ２ ０
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图２ 中 － 水 中铜 腐蚀 速 度 与 氧含 量 的关 系 （ ０ ℃ ） 陛盐 ４
水 中溶 解 氧饱 和 时 ， 达 ６ １ ／ ， 水 一 般 可 ～ ３ｍｇＬ 而 与空 气接 触 时 ， 中溶 解氧 含量 为 １ ～ ． ｍ ／ 。 水 ． ３２ ｇＬ ４ 我 国发电机 冷却水 的水质指标 中要求溶解 氧不 大 于３ ｇ 前 苏联 为２ ～ ０ ／， ０ｔ ／ ｘ Ｌ， ０ ５ ｇ 日本为２ － ０ Ｌ ０ １０
大型发电机内冷却水质及系统技术要求(三篇)
大型发电机内冷却水质及系统技术要求前言ＤＬ／T801－２００２《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》由四部分组成。
—水质的六项限值及内冷却水系统的运行监督，—限值的测量方法，—内冷却水系统的配置，—内冷却水系统的水冲洗和化学清洗。
本标准根据国家经济贸易委员会电力司《关于确认１９９８年度电力行业标准制、修订计划项目的通知》［１９９９］４０号文中第２３项"发电机内冷水水质监督导则"下达了编制任务。
引言发电机内冷却水系统及水质的完好情况，是直接影响大型水内冷发电机安全运行和经济运行的重要环节，迄今尚无独立的发电机内冷却水的专用监督标准或规程，长期以来只有ＧＢ１２１４５《火力发电机组及燕汽动力设备水汽质量》和ＤＬ５６１《火力发电厂水汽化学监督导则》中仅有ｐＨ值、电导率和硬度三项限值的一个相同的表格作监督依据，显然无法满足当前大型发电机组关于保证安全运行的技术要求。
本标准纳入了六项水质监督标准，限值的取值更接近大型发电机的运行实际，规范、统一了测量方法，标准明确了内冷却水系统的配置及其运行监督要求，对监督超标发现的问题提供了处理措施。
目的在于促进大型发电机组安全运行的水平。
大型发电机内冷却水质及系统技术要求ＤＬ／Ｔ８０１－２００２1范围本标准规定了额定容量为２００ＭＷ及以上水内冷绕组汽轮发电机的内冷却水水质标准及系统的清洗处理措施。
本标准适用于额定容量为２００ＭＷ及以上水内冷绕组的汽轮发电机。
其他水内冷电机可参照执行。
２规范性引用文件下列文件的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修改版均不适用于本标准，然而鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
ＧＢ／Ｔ６９０４．３锅炉用水和冷却水分析方法ｐＨ的测定用于纯水的玻璃电极法ＧＢ／Ｔ６９０９．２锅炉用水和冷却水分析方法硬度的测定低硬度ＧＢ／Ｔ７０６４－１９９６透平型同步电机技术要求ＧＢ１２１４５－１９９９火力发电机组及燕汽动力设备水汽质量ＧＢ／Ｔ１２１４６锅炉用水和冷却水分析方法氨的测定苯酚法ＧＢ／Ｔ１２１４７锅炉用水和冷却水分析方法纯水电导率的测定ＧＢ／Ｔ１２１５７锅炉用水和冷却水分析方法溶解氧的测定内电解法ＧＢ／Ｔ１４４１８锅炉用水和冷却水分析方法铜的测定ＤＬ／Ｔ５６１－１９９５火力发电厂水汽化学监督导则３内冷却水质及内冷却水系统运行监督３.１水质要求发电机内冷却水应采用除盐水或凝结水。