大型发电机内冷却水质及系统技术要求示范文本
大型发电机内冷却水质及系统技术要求精选全文
可编辑修改精选全文完整版大型发电机内冷却水质及系统技术要求一、大型发电机内冷却水质要求发电机内冷却水质是指在大型发电机内部运行时，用于冷却它的水的物质组成和性能要求。
根据发电机内冷却水所处环境的不同，水质要求也会有所不同。
一般来说，大型发电机内冷却水质应符合以下要求：1.水质应符合国家标准和行业标准的要求，各项指标达到规定的标准范围。
2.水质应达到纯净水的标准，含有的杂质、颗粒物、有机物等应尽量控制在最低限度。
3.水质应具有良好的导热性能，能够迅速吸收和散发热量，提高冷却效果。
4.水质应具有较低的电导率和电阻率，以减少电解质的反应，避免对发电机内部的金属材质产生腐蚀。
5.水质应具有适当的酸碱度，不得过高或过低，以保护发电机内部的金属材质不受损。
6.水质应具有一定的韧性和抗压能力，能够承受冷却系统内的压力变化。
7.水质应具有防腐能力，能够有效抑制和防止发电机内部的金属材质发生腐蚀。
8.水质应具有一定的稳定性和可靠性，能够长期使用而不易变质。
二、大型发电机内冷却系统技术要求大型发电机内冷却系统是指用于冷却大型发电机的一套完整的、高效的冷却系统。
为了保证大型发电机的正常运行和寿命，冷却系统的设计和运行要符合一定的技术要求：1.冷却系统的设计应合理，包括水路系统、散热系统和调节系统等。
2.冷却系统的水路应保证流通畅通，通过流量计和水位计来监测和调整水流量和水位。
3.冷却系统应具备自动控制功能，能够根据发电机的工作状态自动调整冷却水的流量和温度。
4.冷却系统的散热系统要设计合理，具有足够的散热面积和散热能力，以保证发电机的散热效果。
5.冷却系统应具有较低的能耗和较高的效率，以减少对发电机额外负荷的影响。
6.冷却系统应具备可靠性和安全性，能够自动检测和排除故障，保证发电机的安全运行。
7.冷却系统应具有良好的冷却效果，能够迅速降低发电机的温度，避免过热引发的故障。
8.冷却系统应具有一定的维护性和耐用性，能够长期稳定运行而不易损坏。
大型发电机内冷却水质及系统技术要求范文(三篇)
大型发电机内冷却水质及系统技术要求范文第一部分：引言随着电力需求的不断增长，发电机组作为电力系统的核心设备之一，扮演着至关重要的角色。
发电机组内部冷却系统的性能直接影响到机组的运行效率和寿命。
因此，对发电机组内冷却水质及系统技术要求进行研究和探索，具有重要的理论和实践意义。
第二部分：发电机内冷却水质要求2.1 水质指标发电机内冷却水的水质指标主要包括PH值、电导率、总溶解固体（TDS）等。
其中，PH值通常要求在6.5-7.5之间，以保证水的酸碱度适中；电导率一般要求在1000μS/cm以下，以降低电解质的含量；TDS要求控制在1000ppm以下，以减少水中溶解固体对机组设备的腐蚀和堵塞。
2.2 水质处理为了保证发电机内冷却水的质量，需要采取适当的水质处理措施。
常见的水质处理方法包括过滤、离子交换、反渗透等。
过滤主要是通过滤芯将水中的杂质和悬浮物去除；离子交换则是利用离子交换树脂将水中的阳离子和阴离子去除；而反渗透则是通过半透膜将水中的溶解物质去除。
这些处理方法既能够有效地提高水质，又能够降低对机组设备的损害。
2.3 水质监测与控制为了实时监测和控制发电机内冷却水的质量，需要安装相应的水质监测与控制系统。
该系统通常包括水质监测仪表、数据采集设备和控制器等。
水质监测仪表主要用于测量和监测水质指标，如PH值、电导率等；数据采集设备则用于将测量数据传输给监测系统；而控制器则用于根据测量数据进行相应的调节和控制，以实现自动化运行。
第三部分：发电机内冷却系统技术要求3.1 传热技术发电机内冷却系统的传热技术主要包括对冷却水温度的控制和换热器的设计。
在传热过程中，需要控制冷却水的温度在适宜的范围内，以保证机组正常运行。
同时，换热器的设计也需要考虑到传热效率和排温效果，以提高冷却系统的整体性能。
3.2 冷却循环技术发电机内冷却系统的循环技术主要包括冷却水的循环方式和循环泵的选择。
常用的冷却水循环方式包括直接冷却循环和间接冷却循环。
大型发电机内冷水质指标的探讨与应用
大型发电机内冷水质指标的探讨与应用摘要：随着电力工业的发展，大型水冷发电机得到了广泛应用。
发电机内冷水质指标控制成为一个难题。
因水质控制不善造成定转子铜线棒腐蚀，引发发电机线棒温差大、进水压力高、内冷水流量低、出水温差大，轻则影响发电机带负荷，重则造成发电机损坏。
关键词：水冷发电机；水质指标；PH值；铜离子；溶解氧引言一般大型发电机常采用双水内冷式，即发电机定子和转子全部采用水冷却，也有的是定子用水冷却，转子和铁芯采用氢冷却的。
发电机内冷水通常选用除盐水作为冷却水质，凝结水作为备用水源。
除盐水纯度高，能够满足绝缘要求，但是pH值较低，一般在6．0～6．8之间，使得发电机定子线棒始终处于热力学不稳定区，（根据Cu—H2O体系的电位—pH平衡图）对系统有一定的侵蚀性，据介绍：铜、铁金属在水中遭受的腐蚀是随着水溶液pH值的降低而增大的,铜、铁在pH＝8左右为腐蚀的钝化区。
由于内冷水的pH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通流部分沉积，引起局部过热，甚至造成局部堵死，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投运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 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：1.1.1．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。
1.1.2．对发电机铜导线和内冷水系统无腐蚀性。
1.1.3．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 质量标准根据GB／T12145－2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》的规定，我国发电机内冷水质量标准如下：电导率（25℃）≤2．0μs／cm铜含量＜200μg／LpH值（25℃）＞6．81.3 常用的发电机内冷水处理方法内冷水的处理主要是为了降低内冷水中的铜、铁等杂质含量，防止内冷水对铜导线的腐蚀，确保机组的安全运行。
发电机定子冷却水系统说明书共29页word资料
汽轮发电机定子冷却水系统说明书目次1 概述2 产品结构简介3 接收、吊运及储存4 安装5 运行6 检查与维护7 定子水系统信号说明书的附图附图1 定子线圈和主引线外部水路的冲洗附图2 定子线圈和主引线内部水路的现场冲洗附图3 定子线圈干燥附图4 定子主引线和并联环的干燥附图5 定子水路恢复附图6 离子交换器使用说明附图7 水箱液位控制器各开关整定附图8 定子冷却水系统及设备连接图（见随机图纸）附：技术数据1 概述本说明书对水氢冷300MW至600MW级汽轮发电机定子线圈内冷水系统作了比较详细的介绍，是定子线圈内冷水系统的安装、使用和维护的指导性文件。
2 产品结构简介2.1 水系统特点及功能定子线圈冷却水系统是一个组装式的闭式循环系统，主要的系统设备和监测仪表组装在一块底板上，便于安装、操作和维护。
本系统的特点及功能简介如下：a.采用冷却水通过定子线圈空心导线，将定子线圈损耗产生的热量带出发电机。
b.用水冷却器带走冷却水从定子线圈吸取的热量。
c.系统中设有过滤器以除去水中的杂质。
d.用分路式离子交换器对冷却水进行软化，控制其电导率。
e.使用监测仪表及报警器件等设备对冷却水的电导率、流量、压力及温度等进行连续的监控。
f.具有定子线圈反冲洗功能，提高定子线圈冲洗效果。
g.水系统中的所有管道及与线圈冷却水接触的元器件均采用抗腐蚀材料。
2.2 发电机线圈冷却水路系统定子线圈冷却水通过外部进水管进入发电机励端定子机座内的环形总进水管，其中一路通过聚四氟乙烯绝缘水管流入定子线棒中的空心导线，然后从线圈的另一端（汽端）经绝缘引水管汇入环形出水管；另一路经绝缘引水管流入定子线圈主引线，出主引线后经绝缘引水管汇入安置在出线盒内的出水管，然后也经外管道汇入汽端环形出水管。
双路水流最后从汽端机座上部流出发电机，经总出水管返回到水箱。
环形进水管和出水管的顶部通过一根排气管相互连接，排气管直接与水箱相通，用以排除定子线圈中的气体。
(整理)发电机内冷水技术说明
NLS-01型发电机内冷水优化处理装置技术规范书一、技术规范二、供货范围三、发电机内冷水优化调节一、技术规范华北电力科学研究院有限责任公司生产的NLS-01型发电机内冷水优化处理装置具有如下特点：1．装置功能（1）系统出水PH为8.0-9.0。
能彻底解决发电机内冷水铜导线腐蚀问题。
（内冷水系统PH值是一个非常重要的指标，只有当内冷水中的PH值达8.0以上时才能防止铜腐蚀，而当PH值小于8.0，铜腐蚀仍在发生，这时铜的测定结果也许较低，但这是因为铜离子可能在线棒内已沉积，从而造成不腐蚀的假象，这种现象在运行一段时间后，可能造成温度偏高甚至引起发电机故障，这最危险的。
为此华北电科院经过近两年的精心研究，开发出NLS-01型发电机内冷水优化处理装置，这套装置能净化水质，同时能自动进行PH值调整，确保PH值在8.0-9.0，这套装置模仿采用德国西门子内冷水净化系统技术，已在国外应用多年，我国华能邯峰电厂有成功的应用效果。
NLS-01型发电机内冷水优化处理装置自从2005年底在华北电网推出以来，得到各发电厂的高度评价；装置已在大唐国际的张家口电厂1号至8号机组、盘山电厂4号机组；唐山的丰润电厂3号和首钢电力厂的1号至3号上成功应用、目前王滩电厂的2台机组和岱海电厂的2台机组正在进行内冷水加装优化处理装置改造方案，在2007年机组检修时安装NLS-01型发电机内冷水优化处理装置。
（2）采用NLS-01型发电机内冷水优化处理装置，内冷水系统的电导率稳定在1.0-2.0μs/cm。
可符合DL/T801－2002要求。
（3）冷却水中的铜离子含量维持在10μg/L以下。
（4）NLS-01型发电机内冷水优化处理装置是由一套混合离子交换器和一套自动加碱调节PH值组成，同时配有在线电导率仪和PH值表计。
所有装置和管道连接均采用不锈钢；为了防止树脂进入系统，在混合离子交换器出口加装树脂捕捉器（材质为不锈钢）；混合离子交换器内装填经过特殊处理的离子交换树脂。
DLT8012002大型发电机内冷却水质及系统技术要求doc
DL／T 801—2002大型发电机内冷却水质及系统技术要求目次前言 (1)引言 (2)1范围 (3)2引用标准 (3)3内冷却水质及内冷却水系统运行监督 (3)4测量方法 (4)5内冷却水系统配置 (4)6内冷却水系统的水冲洗和化学清洗 (4)前言DL／F 801--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；－一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。
本标准为首次制定。
本标准由电力行业电机标准化技术委员会提出并归口。
本标准负责起草单位：湖北省电力公司、湖北省电力试验研究院。
本标准主要起草人：周世平、阮羚、喻亚非、刘忠秀、许维宗、阮仕荣。
本标准由电力行业电机标准化技术委员会负责解释。
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GB 12145《火力发电机组及蒸气动力设备水气质量》和DL 56l《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。
本标准纳人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，对监督超标发现的问题提供了处理措施，目的在于提高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1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。
大型发电机内冷却水质及系统技术要求
大型发电机内冷却水质及系统技术要求ICS 27.100 DL F23备案号:中华人民共和国电力行业标准DL/T 801—2010代替DL/T 801—2002大型发电机内冷却水质及系统技术要求Requirements for internal cooling water quality andIt’s system in large generators2010年12月30日发布 2011年05月01日实施中华人民共和国国家能源局发布目次前言 ..................................................................... ............ I 1 范围 ..................................................................... .......... 1 2 规范性引用文件 .....................................................................1 3 内冷却水 ..................................................................... ...... 1 4 内冷却水系统 ..................................................................... .. 2 5 内冷却水系统的运行监督 ............................................................. 3 6 化学测量方法 ..................................................................... .. 4 7 化学清洗 ..................................................................... ...... 4 附录 A(资料性附录)与铜腐蚀有关的曲线 (5)前言本标准根据《国家发展改革委办公厅关于印发2008行业标准计划的通知》(发改办工业[2008]1242号)的安排，对DL/T 801—2002进行修订。
2024年大型发电机内冷却水质及系统技术要求
2024年大型发电机内冷却水质及系统技术要求对于大型发电机内的冷却水质要求通常包括以下几个方面：
1. pH值：冷却水的pH值应保持在特定的范围内，以确保不会对设备产生腐蚀或沉淀。
2. 水质硬度：水质硬度指水中钙和镁的含量。
对于大型发电机的内冷却水，通常要求较低的水质硬度，以防止水垢的形成。
3. 导电性：冷却水的电导率应适中，过高的电导率可能会对设备产生腐蚀作用。
4. 温度控制：冷却系统应能够精确控制冷却水的温度，以确保设备不会过热。
大型发电机内冷却系统的技术要求通常包括以下几个方面：
1. 高效传热：冷却系统应具备高效的传热性能，以确保将大量的热量从发电机中有效地排除。
2. 循环水净化：冷却系统应具备循环水净化功能，以去除水中的杂质和污染物，防止对发电机产生腐蚀或堵塞。
3. 稳定控制：冷却系统应具备稳定的温度和压力控制能力，以确保发电机的正常运行。
4. 安全保护：冷却系统应配备安全保护装置，如温度和压力传感器、报警系统等，以及备用的冷却系统，以防止发电机过热和故障。
请注意，以上仅为一般的信息，具体的技术要求可能会根据不同的发电机型号、应用场景和地区而有所不同。
如需了解更详
细的信息，建议参考相关技术规范和文献，或者咨询专业的工程师或供应商。
大型发电机内冷却水质及系统技术要求
大型发电机内冷却水质及系统技术要求大型发电机内冷却水是保证发电机运行稳定和延长使用寿命的重要因素之一。
优质的冷却水可以有效地降低温度，防止设备过热，提高效率，延长设备寿命。
而不合格的冷却水则容易导致冷却系统故障和设备损坏，影响发电机的稳定运行。
本文将介绍大型发电机内冷却水的质量要求以及相应的系统技术要求。
一、冷却水质量要求1.化学成分：冷却水应具有良好的化学稳定性，不能影响发电机内部的金属材料和涂层。
水中的化学成分应符合以下要求：a.氯离子（Cl-）含量应低于100ppm，以防止金层腐蚀。
b.硫酸根离子（SO42-）含量应低于100ppm，以防止发生硫酸盐腐蚀。
c.硝酸根离子（NO3-）含量应低于100ppm，以防止发生硝酸盐腐蚀。
d.铜离子（Cu2+）和铁离子（Fe2+、Fe3+）含量应低于1ppm，以防止发生金属腐蚀。
e.碱金属离子（如钠、钾）含量应低于10ppm，以防止电解质沉积。
2.硬度：冷却水的硬度应控制在100-300ppm之间，以防止发生水垢的沉积。
硬度过高会导致水垢在发电机内部堆积，增加传热阻力，降低冷却效果。
3.细菌和微生物：冷却水中应无细菌和微生物的污染。
细菌和微生物会附着在冷却水管道内壁并繁殖，形成生物膜和水垢。
这些污染物会导致冷却系统堵塞、腐蚀和气味，并且可能会对设备造成严重的损害。
4.溶解氧：冷却水中的溶解氧含量应控制在0.2mg/L以下。
过高的溶解氧含量会导致氧化腐蚀，损坏发电机内部的金属材料。
5.颗粒物：冷却水中的颗粒物含量应控制在100ppm以下。
颗粒物会导致管道堵塞、磨损设备以及降低传热效率。
二、冷却水系统技术要求1.水处理设备：冷却水系统应配备适当的水处理设备，包括过滤器、软化器、消毒设备等。
过滤器可以有效地去除冷却水中的颗粒物和悬浮物；软化器可以降低冷却水中的硬度；消毒设备可以杀灭冷却水中的细菌和微生物。
2.冷却塔设计：冷却塔是冷却水系统的重要组成部分，其设计应满足以下要求：a.足够的冷却能力：冷却塔应具备足够的冷却能力，以保证冷却水能够有效地降低发电机的温度。
大型发电机内冷却水质及系统技术要求范文（二篇）
大型发电机内冷却水质及系统技术要求范文1.引言本文旨在探讨大型发电机内冷却水质及系统技术要求，对于大型发电机的正常运行起着至关重要的作用。
当前，随着我国能源消费量的增加，大型发电机的使用日益普及，因此保证其内冷却水的质量和系统的技术要求显得尤为重要。
2.对内冷却水质的要求2.1 温度控制大型发电机的内冷却水温度应保持在一定范围内，一般控制在35-40℃之间。
过高的温度会导致内部部件的热量累积过多，从而影响发电机的正常运行。
因此，控制内冷却水的温度是确保发电机正常运行的关键之一。
2.2 清洁度要求大型发电机的内冷却水应保持一定的清洁度，以免杂质堆积影响其流动性和冷却效果。
杂质主要包括悬浮物、沉积物、微生物等，其应被及时清理。
一般而言，内冷却水中不能有明显的杂质，水质特别纯净。
2.3 含气量要求大型发电机内冷却水中的含气量不应过高，以免气泡的存在影响其冷却效果。
气泡容易聚集在发电机内部，降低冷却效果，同时还会增加内冷却水的波动性，对整个系统的稳定性造成影响。
因此，控制内冷却水中的气泡含量非常重要。
2.4 pH值和溶解氧要求大型发电机内冷却水的pH值和溶解氧数量是衡量水质好坏的重要指标。
pH值过高或过低都会对金属部件造成腐蚀，加速其老化速度；溶解氧过多则容易引起金属部件的氧化，造成发电机的故障。
因此，要控制内冷却水中pH值和溶解氧的含量。
3.内冷却水系统技术要求3.1 循环水系统设计要求大型发电机内冷却水的循环水系统设计应合理，确保水流畅通，能够迅速将产生的热量带走，并保证内冷却水的温度控制在合适范围内。
在设计循环水系统时，需要考虑内冷却水的流速、管道的直径和布局等因素，确保内部能够进行高效的冷却。
3.2 冷却剂选择及循环方式大型发电机内冷却水的冷却剂选择应根据其运行环境和要求进行选择，一般可选择水、乙二醇等具有良好冷却性能的物质作为冷却剂。
同时，循环方式也需要合理选择，一般可采用自然循环或强制循环方式，以保证内冷却水的流动性。
2023年大型发电机内冷却水质及系统技术要求精选全文
精选全文完整版（可编辑修改）2023年大型发电机内冷却水质及系统技术要求1. 引言大型发电机的内冷却系统是保证发电机正常运行的重要组成部分。
内冷却水质的好坏直接关系到发电机的工作效率、寿命和可靠性。
随着科技的进步和环保要求的提高，2023年大型发电机内冷却水质及系统技术要求也将随之发生变化。
2. 内冷却水质要求2.1. 电导率：内冷却水的电导率是评估水中溶解固体的能力指标，电导率越低说明内冷却水中溶解的固体越少，利于保护发电机内部的冷却系统。
2023年大型发电机内冷却水的电导率应控制在250μS/cm以下。
2.2. pH值：内冷却水的酸碱性对发电机内部金属材料的腐蚀有着重要影响。
2023年大型发电机内冷却水的pH值应控制在6.5-8.5之间。
2.3.氧含量：内冷却水中的氧气是导致发电机内部腐蚀的主要因素之一。
通过适当控制内冷却水中的氧含量可以有效降低金属材料的腐蚀速度。
2023年大型发电机内冷却水中的氧含量应控制在5ppb以下。
2.4. 悬浮物和杂质：内冷却水中的悬浮物和杂质会导致堵塞、腐蚀等问题。
2023年大型发电机内冷却水中的可溶性悬浮物应控制在5mg/L以下，杂质含量应控制在2mg/L以下。
3. 内冷却系统技术要求3.1. 内冷却系统的水处理技术：为了满足2023年大型发电机内冷却水质的要求，需要采取合理的水处理技术。
常用的内冷却水处理技术包括过滤、软化、反渗透等方法。
通过合理选择和结合这些水处理技术，可以有效提高内冷却水质，并降低发电机内部腐蚀和堵塞等问题的发生。
3.2. 内冷却系统的监控和维护：为了保证2023年大型发电机内冷却系统的正常运行，需要建立完善的监控和维护机制。
监控系统可以通过实时监测内冷却水质和温度等参数来及时发现问题，并采取相应的措施进行处理。
维护工作主要包括定期清洗、更换过滤器、防止管道和设备堵塞等，以确保内冷却系统的畅通和正常运行。
3.3. 内冷却系统的节能优化：随着社会对节能减排要求的提高，2023年大型发电机内冷却系统需要具备节能优化的能力。
最新DLT8012002大型发电机内冷却水质及系统技术要求汇总
D L T8012002大型发电机内冷却水质及系统技术要求DL／T 801—2002大型发电机内冷却水质及系统技术要求DL／T 801—2002目次前言 (1)引言 (2)1范围…………………………………………………………………………………………… (3)2引用标准 (3)3内冷却水质及内冷却水系统运行监督 (3)4测量方法 (4)5内冷却水系统配置......................................................................................................4 6内冷却水系统的水冲洗和化学清洗 (4)DL／T 801—2002前言DL／F 801--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；－一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。
本标准为首次制定。
本标准由电力行业电机标准化技术委员会提出并归口。
本标准负责起草单位：湖北省电力公司、湖北省电力试验研究院。
本标准主要起草人：周世平、阮羚、喻亚非、刘忠秀、许维宗、阮仕荣。
本标准由电力行业电机标准化技术委员会负责解释。
DL／T 801—2002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GB 12145《火力发电机组及蒸气动力设备水气质量》和DL 56l《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。
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。
300MW发电机组冷却水说明书
当水系统运行一段时间后，过滤器两端的压差会逐渐增大，当增大到比设定值高到0.03MPa时发出报警信号。
5.3补水信号
补水信号表明电磁阀已经打开，补充水正进入定子水系统中。补充水一般来自锅炉除盐水系统。该报警信号由设在电磁阀上的记忆开关反映。
5.4定子绕组进水温度高、定子绕组出水温度高信号
5.7定子绕组两端水压降大信号
定子绕组两端水压降大信号报警，表明绕组两端水压降比正常值高到0.35MPa，该信号由跨接在发电机总进出水管引出的信号管上的差压开关发出。
如果定子绕组进水处被大的外来杂质堵塞，就会发出“定子绕组两端压降大”报警。同样，若从总出水管引出信号管通大气，或两台泵同时运行而导致水量过大时也会报警。
1.8离子交换器
水系统的功能之一是保持进入定子线圈的冷却水电导率小于2μs/cm，这是因为绝缘引水管须承受线圈对地全电压。冷却水的低电导率是通过连续地从主循环冷却水中引出一小部分冷却水经过混床式离子交换器来实现的。
流经离子交换器的冷却水水量可以通过浮子流量计来指示；通过离子交换器的水量可由阀门控制。在正常情况下，只需少量的冷却水经过离子交换器即可保证主循环水路中冷却水的导电率处于规定的指标，只有当定子水系统刚充入水时或补充了不洁水时，才有必要增大流经离子交换器的水量。树脂失效可重新更换新树脂，一般运行周期为三个月。
1系统说明
1.1概述
定子绕组冷却水系统是一个闭式循环系统。本系统的特点及功能如下:
(1)采用高纯度冷却水通过定子线圈空心导线将定子线圈损耗产生的热量带出；
(2)用水冷却器带走高纯度冷却水从定子绕组吸收的热量；
(3)用旁路离子交换器对冷却水进行软化，降低其电导率；
(4)水系统中与绕组水接触的所有管道、阀门、设备、元件均采用不锈钢，材质1Cr18Ni9Ti；
哈尔滨600MW发电机定子冷却水控制系统使用说明书.doc
哈尔滨600MW发电机定子冷却水控制系统使用说明书字体大小：大| 中| 小2007-11-09 12:48 - 阅读：404 - 评论：0目录1概述2定子冷却水控制系统工作原理3定子冷却水控制系统的组成4定子冷却水控制系统的设计参数4.1水量4.2水压4.3进水温度4.4出水温度5定子冷却水控制系统的主要设备5.1水泵5.2水箱5.3水-水冷却器5.4水过滤器5.5离子交换器5.6水温调节器5.7电导率计及其传感器6水控制系统的报警信号7水系统的安装、操作及保管7.1安装7.2操作7.3存放期间的保管8定子冷却水系统及其管路的安装、试验及冲洗8.1说明8.2泄漏的预防8.3定子绕组及其它组件的空气试验8.4空心定子线圈的除水和干燥8.5定子线圈及水管路的冲洗9用氮气为水系统加压10定子冷却水控制系统的运行10.1水系统运行前的准备10.2定子冷却水系统的气体置换及充氮10.3给水系统加压10.4水系统的循环检查10.5定子水冷却器的运行10.6离子交换器的运行10.7水过滤器的运行10.8水箱的运行10.9水系统运行时的注意事项11开关运行情况12关于发电机断水保护13定子水系统发生异常现象的分析13.1断水现象13.2水电导率增加的原因1概述:该型定子冷却水控制系统是为600MW汽轮发电机配套而设计和制造的。
该系统向发电机定子绕组提供连续不断的冷却水并对其进行监控和保护。
该型汽轮发电机采用水氢氢冷却方式，即定子绕组为水冷却。
发电机所需冷却水的水质、水量、水压、水温等均由本系统来保证。
本说明书是定子冷却水控制系统现场调试、起动运行及集装维修工作中的技术说明和技术指导性文件。
2定子冷却水控制系统工作原理:冷却水控制系统采用闭式循环方式，使连续的高纯水流通过定子线圈空心导线，带走线圈损耗。
进入发电机定子的水是从化学车间直接引来的合格化学除盐水。
补入水箱的化学除盐水通过电磁阀、过滤器，最后进入水箱。
开机前管道、阀门、集装所有元件和设备要多次冲洗排污，直至水质取样化验合格后方可向发电机定子线圈充化学除盐水。
大型发电机内冷却水质及系统技术要求
大型发电机内冷却水质及系统技术要求随着电力需求的不断增长，大型发电机扮演着越来越重要的角色。
而大型发电机的稳定运行和寿命的延长离不开内冷却水的质量和系统的技术要求。
本文将详细介绍大型发电机内冷却水的质量要求以及相关的系统技术要求。
1. 内冷却水质量要求内冷却水是大型发电机稳定运行的重要保障之一，其质量要求直接关系到发电机冷却效果和运行寿命。
大型发电机内冷却水的质量要求如下：(1) 水质要求：内冷却水需要具备一定的硬度，一般硬度范围在150-300mg/L之间。
(2) PH值要求：内冷却水的PH值在6.5-8.5之间，过高或过低都会对发电机产生不良影响。
(3) 氧化还原电位要求：内冷却水的氧化还原电位需要控制在-200mV至-400mV之间，过高或过低都会引起金属部件的氧化或还原反应，对发电机造成腐蚀。
(4) 含氧量要求：内冷却水中的含氧量需要控制在8ug/L以下，过高的含氧量会导致发电机内部产生腐蚀。
(5) 微生物浓度要求：内冷却水中的微生物浓度需要控制在50个/mL以下，过高的微生物浓度会导致发电机内部产生微生物腐蚀。
(6) 悬浮物含量要求：内冷却水中的悬浮物含量需要控制在1mg/L以下，过高的悬浮物含量会影响发电机的热交换效果。
总之，大型发电机内冷却水的质量要求需要控制硬度、PH值、氧化还原电位、含氧量、微生物浓度和悬浮物含量等参数，以确保发电机的稳定运行和寿命延长。
2. 内冷却水系统技术要求除了内冷却水的质量要求外，大型发电机内冷却水系统的技术要求也对发电机的运行产生重要影响。
以下是大型发电机内冷却水系统的技术要求：(1) 冷却剂流速要求：冷却剂在内冷却水系统中的流速需要控制在0.3-1m/s之间，过高或过低的流速都会影响发电机的冷却效果。
(2) 冷却剂温度控制：内冷却水系统需要对冷却剂的温度进行严格控制，保持在规定范围内，以确保发电机的运行温度稳定。
(3) 冷却水压力控制：内冷却水系统需要对冷却水的压力进行监测和控制，确保在规定范围内，防止发电机出现压力异常。
DLT 801-2002 大型发电机内冷却水质及系统技术要求
ｄ 定子槽部的中段， ） 线棒层间各检温计测量值间的温差达 ８ Ｋ时， 应作综合分析， 并作相应处理。
４ 测ｆ方法 表１ 六项监测项 目的取样和测量 ，制造厂有规定 的按制造 厂的规定 执行，未作规定 的统一按下 列国 家标准的规定执行 。
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 。
Ｇ ／ ６０ ３ ． 锅炉 Ｂｒ ４ ９ 用水和冷却水分析方法 ｐ 测定 用于纯水的 Ｈ的 玻璃电 极法 Ｇ ／ ６０ ２ ． 锅炉 Ｂ－ ９９ ｒ 用水和冷却水分析方法 硬度的测定 低硬度 Ｇ ／＇ －１ Ｂ １ ０４ ９ 透平型同步电 ７６ ％ 机技术要求 Ｇ １１ －１９ ９９ 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 Ｂ ４ ２５ Ｇ ／＇ ６ 锅炉用水和冷却水分析方法 氨的 Ｂ １１１ ２４ 测定 苯酚法 Ｇ ／ １１ ７ 锅炉用水和冷却水分析方法 纯水电 Ｂ ｒ ４ ２ 导率的测定 Ｇ ／＇ ７ ５ 锅炉用水和冷却水分析方法 溶解氧的测定 内 Ｂ １１１ ２ 电解法 Ｇ／ １ ８ １ 锅炉用水和冷却水分析方法 铜的测定 Ｂ Ｔ ４ ４ Ｄ ／ ５１ ９５ －１９ 火力发电厂水汽化学监督导则 Ｌ Ｃ ６
ＤＬ／ ８ １ ２ ０ Ｔ ０ 一 ０ ２
冷却水的流 量、含氨量、硬度。对添加了缓蚀剂的还应测其在水中的浓度。 ３３３ 运行中的监测数据出现下列情况之一， ．． 应作相应处理， 必要时应进行反冲洗处理并观测其效
果：
ａ 下 ， ）相同流量 定子进出水压力差的变化比 原始数据大 １％ ０ 时， 应作相应检查、 综合分析， 并作
发电机内冷水系统讲义
发电机内冷水系统讲义一、定、转子冷却水系统设备规范序号名称型式数量单位容量位置备注1 尺寸（长×宽×高）集装式m 4.7×3×32 每套泵组重量kg 822/600 定子/转子3 储水容量m3 2.3/2.3 定子/转子4 冷却水总容量m3 3.2/3.2 定子/转子5 泵组数量和功率2/2 kW 30/226 冷却器型式板式7 发电机额定条件下冷却水流量m3/h 59/30 定子/转子8 定、转子冷却水进水压力MPa ≤0.39 说明通过泵组的冷却水是否要经过处理和过滤是10 定、转子冷却水进水温度℃30~4011 定子线圈内冷却水性质除盐水12 系统材料不锈钢13 水泵不锈钢14 管道不锈钢15 热交换器气体不锈钢16 热交换器管子不锈钢17 集箱不锈钢18 蒸汽加热器不锈钢二、发电机断水保护1．发电机转子冷却水压力小于0.1MPa，且发电机转子冷却水流量小于21t/h，延时30s，发电机跳闸。
2．发电机定子冷却水压力小于0.1MPa，且定子冷却水流量小于36t/h，延时30s,发电机跳闸。
3. 发电机端部冷却水压力小于0.1MPa，且端部冷却水流量小于5t/h，延时30s，发电机跳闸。
三、定、转子冷却水系统的启动1. 系统检查完好，各阀门处于规定状态。
2．联锁保护试验正常。
3．确认定、转子水箱水质合格、水位正常，投入补水自动。
4．检查泵油质合格、油位正常。
5．联系电气测绝缘合格后送电。
6．开启定、转子冷却水泵进口门，启动一台定、转子冷却水泵，缓慢开启泵出口门向系统注水排空气，检查泵电流、声音、振动正常，出口压力、轴承温度正常。
7．全开泵出口门后，调整定、转子冷却水泵再循环门或发电机冷却水进水门，使发电机进水压力、流量正常。
检查就地、DCS上个参数正常，无异常报警信号。
8．检查系统无泄漏，盘根甩水正常、不发热。
9．配合热工投入内冷水温度调节自动。
10．泵运行正常后，开启另一台泵出口门，投入备用泵联锁。
发电机定子冷却水资料
5.虹吸破坏阀及管道
海门电厂一期的定冷水系统配有破坏虹吸的管 道，即从水箱上部空间接出一管道，连接到发 电机出水母管或母管出来后的一小段扩大管 （处于水系统最高处）上。 作用为平衡压力，防止断水瞬间在进口压力失 去的情况下由于虹吸作用使定子线棒中的水被 吸到定子水箱，以保护线棒；正常运行时，回 水温度高可能发生汽化，防止汽化 定子冷却水进出水管设有一联络管，作用为消 除振动 Fra bibliotek
2台泵1台工作1台备用，当1台出故障后能 自动切换到另1台。 2台冷却器设有测温元件，便于进行温度控 制。 自凝结水系统向定子冷却水箱补水管路的设 计水压按4MPa考虑。 冷却器进、出口设有就地温度计。 发电机内冷却水进水管装设就地压力表和 流量表。 发电机设有漏水监测装置。
二、系统相关设备简介
4.断水保护
线圈入口水压异常低(小于0.14MPa); 流量异常低(≤1377L/min/82.62t/h); 出水温度异常高(76℃)
三种信号之中任何一种出现时，则视为发 电机断水，断水保护装置应当动作，发电机组 降负荷或者甩负荷。
参数汇总
参 数 单位 MPa MPa t/h 正常运行值 0.95 0.4 120 高报警值 / 0.44 / 低报警值 0.5联泵 0.18 108 0.14 96（三取二） 跳闸值
8、离子交换器
离子交换器由不锈纲制成，树脂装填容积0．36m。该离 子交换器为混合床式，即采用强碱性阴树脂和强酸性阳树 脂且按2：1的比例混合装填。离子交换器的最大允许流量 为6．2L／S(22．3m3／h)，为流入发电机的水量的约 百分之二十，最高允许水温60℃，压力损失不高于98kPa。 正常运行期间，离子交换器的水流量控制在250L／min左 右。当进入离子交换器的水的电导率不高于1．0 u S／ cm时，其出水的电导率将不高于0．1 u S／cm，当进入 离子交换器的水的电导率不高于9．9 u S／cm时，其出 水的电导率将不高于0．2 u S／cm。如果系统中水的电 导率不能维持在0．5 us／cm以下，或者压力损失超过 98kPa，则说明交换树脂已经失效，应进行更换。
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大型发电机内冷却水质及系统技术要求示范文本
In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each
Link To Achieve Risk Control And Planning
某某管理中心
XX年XX月
大型发电机内冷却水质及系统技术要求
示范文本
使用指引：此操作规程资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。
前言
ＤＬ／T 801－２００２《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／Ｔ８０１－２００２
1 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。
当发现汽轮机凝汽器有循环水漏人时，内冷却
水的补充水必须用除盐水。
水质要求见表1。
表1 水质要求
３.２缓蚀剂应用
非密闭式的内冷却水系统，若为控制水质根据现场具体情况添加缓蚀剂时，应密切监视添加后的运行情况。
设置有旁路混合阴阳离子交换器的内冷却水系统，不应添加缓蚀剂。
３.３内冷却水系统的运行监督。
３.３.１新投运的机组，应测取运行工况下内冷却水进出口的水压、流量、温度、压差、温差等各项基础数据，录人发电机技术档案，已投运的机组，应在内冷却水系统大修清理后补测录人。
３.３.２发电机在运行过程中，应在线连续测量内冷却水的电导率和ｐＨ值，定期测量含铜量及当时内冷却水的流量、含氨量、硬度。
对添加了缓蚀剂的还应测其在水中的浓度。
３.３.３运行中的监测数据出现下列情况之一，应作相应处理，必要时应进行反冲洗处理并观测其效果
ａ）相同流量下，定子进出水压力差的变化比原始数据大１０％时，应作相应检查、综合分析，并作相应处理，
ｂ）定子线棒出水温度高于８０℃时，应进行检查、综合分析。
达８５℃时，应立即停机处理，
ｃ）定子线棒出水水接头间温差达ＳＫ时，应及时进行检查，达到１２Ｋ时，应立即停机
处理，［ＧＢ／Ｔ７０６４５．７．２］ｄ）定子槽部的中段，线棒层间各检温计测量值间的温差达８Ｋ时，应作综合分析，并作相应处理。
４测量方法
表１六项监测项目的取样和测量，制造厂有规定的按制造厂的规定执行，未作规定的统
一按下列国家标准的规定执行。
４．１ｐＨ测量执行ＧＢ／Ｔ６９０４．３。
４．２电导率测量执行ＧＢ／Ｔ１２１４７。
４. ３硬度测量执行ＧＢ／Ｔ６９０９．２。
４. ４含铜量测量执行ＧＢ／Ｔ１４４１８。
４. ５含氨量测量执行ＧＢ／Ｔ１２１４６。
４. ６溶解氧测量执行ＧＢ／Ｔ１２１５７
５内冷却水系统配置
新投运的机组，应采用下列配置，已投运的机组宜在大修和技改中逐步实施、完善。
５．１水箱采用全密闭充气式系统。
５．２每路进水端设置有５μｍ－１０μｍ滤网，必要时应加装磁性过滤器。
５. ３内冷却水系统应设置旁路混合阴阳离子交换器。
５. ４定、转子的内冷却水安装进出水压力、流量、温度测量装置，定子还应有直接测量进、出水压差的测量装置。
５. ５内冷却水系统安装电导率、ｐＨ值的在线测量装置。
５. ６内冷却水系统的管道法兰和所有接合面的防渗漏垫片，不得使用橡胶、石棉纸板等可
能造成堵塞和提高水质硬度的材料。
５. ７配置成套反冲洗装置。
６内冷却水系统的水冲洗和化学清洗
６．１水冲洗
６.１.１开机前水冲洗
开机运行前应使用除盐水进行运行流向的水冲洗，直至排水清澈，电导率指标达到表１要求。
６.１.２运行期间的冲洗
发电机正常运行的反冲洗及其周期，按制造厂说明书的规定执行，或者在累计运行时间
达两个月遇有停机或解列机会时，对定、转子内冷却水系统进行反冲洗。
６.１.３停机后的水冲洗
非连续运行累计停机时间达１个月及以上时，应进行反冲洗。
冲洗的流量、流速应大于
正常运行下的流量、流速，直到排水清澈、无可见杂质，进、排水的ｐＨ值、电导率基本一致。
６.２化学清洗
发电机在运行中出现３.３.３条所列情况之一，或内冷却水箱的内壁及监视窗上有明显可见的黑褐色粉末附着物，经综合分析确认是因内冷却水系统结垢所致，并经过反冲洗等一般处理措施后无明显效果时，应对内冷却水系统进行化学清洗。
６.２.１清洗前冲洗
清洗前应使用除盐水动态循环清洗，再开放式冲洗排放。
６.２.２清洗流程及工艺
水冲洗￣清洗介质清洗￣中和钝化、水冲洗。
清洗的方法及药品，应经模拟试验确定。
整个清洗过程，必须严格遵守清洗工艺规程的要求，严密监测铜的腐
蚀速率和腐蚀量。
６.２.３清洗质量要求
内冷却水系统清洗后，铜的腐蚀量应符合清洗工艺规程的要求，水箱内表面清洁无点蚀、基本无残留附着物，水冲洗后的水质达到表１的指标，内冷却水的流速、流量试验结果与原始数据相符，运行数据达到３.３.１的记录值。
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