最新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。
关于发电机定冷水处理方法的标准
关于发电机定冷水处理方法的标准发电机是现代工业生产中不可或缺的电力设备之一。
在发电机运行过程中，不可避免地产生热量，需要通过冷却系统来稳定温度并保持正常工作状态。
冷却系统中的冷水处理方法是确保发电机正常运行的关键之一。
本文将介绍关于发电机定冷水处理方法的标准。
1、冷却系统的选择发电机冷却系统通常有两种：开式系统和封闭系统。
开式系统在运行过程中会持续从外界获取新鲜水源，并将旧水排出，确保系统内的水始终保持清洁。
封闭系统则是通过循环使用一定量的水，通过冷却器冷却后再回流到发电机中。
选择适合的冷却系统需要考虑到工作环境和条件。
2、冷却水质量的要求冷却水的质量对发电机的长期运行起着重要作用。
冷却水应具备以下特性：低离子含量、低总溶解固体含量、低氧含量、低悬浮物含量、低微生物含量等。
此外，冷却水还要满足适当的酸碱度范围，一般要求在中性或略酸性。
3、冷却水处理方法为了维持冷却系统的正常运行，需要对冷却水进行定期处理。
常见的冷却水处理方法包括：a) 过滤器：通过使用合适的过滤器，可以有效地去除冷却水中的悬浮物和杂质。
这些杂质会堵塞冷却器，影响冷却效果。
b) 软化剂：如果冷却水中存在较高的硬度水质，可以添加适量的软化剂，以减少水垢的生成。
c) 防腐剂：冷却系统中的金属设备容易受到腐蚀的影响，特别是在高温环境下。
添加适量的防腐剂可以有效地降低腐蚀的风险。
d) 微生物控制剂：冷却水中常常存在微生物，如细菌和藻类等。
这些微生物会产生胶质物质，使冷却水变得浑浊，并且会导致冷却器堵塞。
合理使用微生物控制剂可以有效地防止这种问题的发生。
4、定期检查和维护为了确保冷却系统的有效运行，需要定期检查和维护冷却水的质量。
这可以包括检查冷却水的化学成分、PH值、微生物含量等。
同时，定期清洗冷却器和冷却系统内的管道，以保证冷却效果。
总之，发电机定冷水处理方法的标准对于发电机的正常运行至关重要。
选择适合的冷却系统、保持冷却水质量、进行定期处理和维护都是确保发电机长期稳定运行的关键。
(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。
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。
探讨发电机冷却水水质标准
探讨发电机冷却水水质标准摘要：发电机冷却水控制ｐＨ、电导率和水中铜离子含量，是为了保证发电机有足够的电气绝缘性能和防止对空芯铜导线产生侵蚀性。
发电机冷却水水质标准有ＳＤ163—1985、ＧＢ12145—1989、ＧＢ7604—1986，其控制指标各异。
阐述了三个标准中电导率、ｐＨ不同的原因，根据理论计算和实际分析，按ＳＤ163—1985控制电导率在5.0μＳ/ｃｍ以内，既能保证发电机的电气绝缘性能，又可通过提高ｐＨ值或向冷却水中加入缓蚀剂，达到防腐目的。
因此，建议采用ＳＤ163—1985作为发电机冷却水水质标准。
关键词：发电机冷却水；铜腐蚀；电气绝缘性能由于水内冷发电机具有单机容量大、体积小、重量轻等特点，因此，在电厂中得到广泛应用。
国外大型水内冷机组采用的是全密闭式冷却水系统，系统内充以惰性气体，维持正压，防止氧和二氧化碳的进入，并用除氧装置和混和床来控制电导率及去除铜离子，调节冷却水水质无氧，从而提高发电机的绝缘性能和防止腐蚀。
国内由于投资及多方面的原因，做到完全密封比较困难。
一般采用敞开式冷却水系统。
不论是密闭式还是敞开式，冷却水电导率的控制在国内外差异较大，一般在0.5～10μＳ/ｃｍ。
电导率控制的高低，应从电气绝缘性能和腐蚀角度考虑。
冷却水电导率越小，电气绝缘性能越好，但水质的ｐＨ不易控制，ｐＨ偏低，易发生铜腐蚀。
应寻求一个既能保证发电机绝缘性能，又能防止铜管腐蚀的控制标准。
1 发电机冷却水控制标准1.1 发电机冷却水水质的要求由于发电机冷却水是在高压电场中作冷却介质。
应以保证发电机安全、经济运行为前提，其基本要求是： (1)有足够的绝缘性能，即较低的电导率。
电导率高，冷却水中的离子含量多，在电场作用下会导电，而水系统的外壳接地。
所以，发电机冷却水水质不良会引起发电机绕阻对地短路，导致泄漏电流和损耗增加，严重时还会发生电气闪络，闪络时除了泄漏电流急剧增大外，还会引起闪络部位的水沸腾，形成高压的水和蒸汽混合物，破坏了冷却水的正常循环，甚至损坏设备。
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
大型发电机内冷却水质及系统技术要求大型发电机是电力系统的核心设备之一，它产生的功率高、工作温度大，因此需要采取有效的冷却系统保证其正常工作。
本文将详细介绍大型发电机内冷却水的质量要求和冷却系统的技术要求。
一、大型发电机内冷却水质量要求1. 温度要求：大型发电机的冷却水温度应该能够稳定在规定的范围内，一般为35~45摄氏度。
温度过高会导致发电机的工作温度升高，影响设备的寿命和性能；温度过低会导致冷却不充分，无法降低设备的温度，同时可能引发结露等问题。
2. 清洁度要求：大型发电机的冷却水应该保持一定的清洁度，以避免堵塞冷却系统和损坏设备。
冷却水中不得含有杂质、固体颗粒和沉积物，同时要定期清洁冷却系统，并及时更换冷却水，以保持良好的清洁度。
3. 流动性要求：大型发电机的冷却水应该保持一定的流动性，以确保良好的冷却效果。
流动性不足会导致冷却不均匀，温度升高，设备性能下降，甚至引发冷却系统堵塞。
4. 化学成分要求：大型发电机的冷却水化学成分应稳定，以避免发生腐蚀和沉积问题。
一般来说，冷却水的pH值应在6.5~8.5之间，硬度应小于100mg/L，含盐量应小于500mg/L，铁、铜等金属元素的含量应控制在一定范围内。
5. 抗菌防腐要求：大型发电机的冷却系统要求具备一定的抗菌和防腐功能，以防止微生物和腐蚀物质对设备造成损害。
冷却水中应添加适量的防腐剂和杀菌剂，定期检测冷却水的抗菌和抗腐蚀性能，并根据需要进行补充和更换。
二、大型发电机冷却系统技术要求1. 冷却系统的设计要合理：大型发电机的冷却系统应根据实际情况进行合理的设计。
冷却系统应考虑到发电机的产热量、工作温度、冷却水流量等因素，选择合适的冷却器、水泵和管道等设备，并合理布置冷却系统的结构和位置，以确保冷却效果的最大化。
2. 冷却系统的运行要稳定：大型发电机的冷却系统应稳定运行，并能够自动调节冷却水的流量和温度。
冷却系统应配备合适的传感器和控制设备，能够实时监测冷却水的温度和流量，并根据设定的参数进行调节，以保持冷却效果的稳定。
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。
大型发电机内冷却水质及系统技术要求范本
大型发电机内冷却水质及系统技术要求范本引言：大型发电机内冷却系统的良好运行对于发电机的性能和寿命具有重要的影响。
内冷却水的质量和冷却系统的技术要求直接关系到发电机的运行稳定性和寿命。
本文将详细介绍大型发电机内冷却水的质量要求和冷却系统的技术要求。
一、内冷却水质量要求1.水质标准（1）pH值：内冷却水的pH值应区间控制在6.5-8.5之间，以确保水的酸碱度适中。
（2）电导率：内冷却水的电导率应小于30μs/cm，以保证水的纯度。
（3）溶解氧：内冷却水中的溶解氧应小于5ppm，以减少氧化腐蚀的风险。
（4）硬度：内冷却水的硬度应小于100mg/L，以避免水垢形成。
（5）悬浮物质：内冷却水中的悬浮物质应控制在10mg/L以下，以减少对设备的污染和磨损。
2.水源选择内冷却水的水源应该是符合国家和地方标准的自来水或经过处理后的水源。
水源选择应注意以下几点：（1）水源的pH值应适中，不能太酸或太碱。
（2）水源的硬度应控制在合理范围内，过高的硬度会导致水垢形成。
（3）水源中的悬浮物质和有害物质应尽量少，避免对设备造成损害。
3.水处理技术对内冷却水进行必要的处理，以确保水质符合要求。
常用的水处理技术包括：（1）过滤：可通过机械过滤器对水源进行初步过滤，去除大颗粒的悬浮物质。
（2）软化：通过离子交换器或其他软化设备，降低水中的硬度。
（3）除氧：可采用物理或化学方法去除内冷却水中的溶解氧。
（4）消毒：采用适当的消毒剂对内冷却水进行消毒，杀灭水中的细菌和病毒。
二、冷却系统技术要求1.冷却系统结构（1）冷却水循环系统：包括水泵、冷却器、冷却塔等设备。
冷却水通过泵将热量从发电机中带走，然后通过冷却器或冷却塔将热量散发到空气中。
（2）冷却水净化系统：包括过滤器、软化器等设备。
冷却水在循环过程中需要保持较高的纯度，净化系统对水进行过滤、软化等处理，保证水质符合要求。
（3）自动控制系统：包括温度传感器、流量控制阀等设备。
自动控制系统能够监测冷却水的温度、流量等参数，并对泵、冷却塔等设备进行自动控制，以保证冷却水的正常循环。
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。
浅谈大型发电机定子冷却水水质控制
浅谈大型发电机定子冷却水水质控制关键词：发电机；定子冷却水；过滤；腐蚀一、概述随着亚临界、超临界、超超临界机组的增加，保证发电机组安全运行，对发电机定子冷却水水质要求则更加严格。
为此，发电机定子冷却水水质的日常化学监督工作就显得非常重要，在《防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则（2022版）》中，在防止发电机损坏事故的相关规定中，进一步提出加强对发电机定子冷却水水质指标的控制。
因为发电机定子冷却水水质不合格，将直接影响到发电机内的定子线圈受到腐蚀、结垢，腐蚀产物也将会堵塞定子冷却水管路，引起发电机定子线圈超温，影响发电机组的安全运行。
所以应该优化系统运行方式，使定子冷却水发挥其应有的作用，能够保证定子冷却水通过定子线圈进行正常循环，以便带走发电机在发电过程中定子线圈所产生的热量，并使发电机定子线圈的进水温度保持恒定，减少氢冷铁芯与定子线圈之间的相对位移。
发电机定子冷却水是作为发电机定子线圈的冷却介质，因此对其品质要求是：不结垢、不腐蚀、传热快、绝缘性好的特点。
各国家都对发电机定子冷却水水质做了严格规定，随着机组参数和容量的提高，定子冷却水水质控制标准将会越来越严格。
二、发电机定子冷却水水质控制效果及处理方式1、碱化处理1.1铵型混床用于定子冷却水处理。
铵型混床常用于定子冷却水处理。
铵型混床在与定子冷却水进行离子交换后释放出NH4OH，NH4OH呈弱碱性，可以满足定子冷却水对于pH值的要求。
同时，NH4OH又是弱电解质，电离度相对较小，当进入定子冷却水中时，不会导致定子冷却水的电导率产生较大变化。
此外，由于定子冷却水中有NH4OH和NH4+的存在，会形成缓冲溶液，可以缓慢释放出OH-，在很长时间内保持定子冷却水的pH值在一个较稳定的区间范围内。
1.2直接加氢氧化钠处理。
向定子冷却水中加入一定量的氢氧化钠，调节定子冷却水pH处于8～8.9之间。
对于这种处理方式，定子冷却水pH值很容易合格，而电导率和铜含量将很难合格。
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。
发电机定子冷却水水质控制技术分析
发电机定子冷却水水质控制技术分析摘要：随着我国现代化的飞速发展，目前电厂存在着标准更新缓慢、水质处理方法选择不佳、仪表测量准确性不足、指标重视程度不够、定冷水系统运行维护和发电机停备用保护欠妥等方面的问题，从而造成了定冷水pH值和铜含量指标间断性不合格，排污、换水操作频繁，增大环保压力与经济损失的同时，也给发电机的安全运行带来了风险。
本文可为今后电厂选择定冷水处理技术，制定相关维护措施提供参考。
关键词：发电机；定子冷却水；水质控制；技术引言通过对某电厂4台发电机定冷水箱补水水源及定冷水处理方法的介绍、对发电机定冷水指标间相互关系的论述，对比分析了3种不同的水质处理手段（特种混床法、超净化+碱法和离子交换+充氮密封法）在现场的实际运用情况。
1GST系统介绍1.1GST系统功能发电机定子线圈采用水内冷。
发电机定子冷却水系统的功能就是要提供合格水质的发电机冷却水，克服水在空心导线内循环流动的阻力，将线圈的热量扩散到发电机之外，保持发电机在满负荷运行时的正常温升值。
当出现供水量不足或断水故障时，要有可靠的检测环节和完善的保护措施，延时30秒实现跳机功能，起到对发电机的保护作用。
1.2GST系统基本参数发电机定子冷却水系统运行基本参数：入口压力0.3-0.4MPa出口压力0.2-0.3MPa入口温度25-50℃满功率时的进出口温差20℃流量110+3立方/小时1.3GST系统组成发电机定子线圈冷却水系统采用水内冷，是由定子水箱、定子冷却水泵、冷却器、过滤器、离子交换器以及管道和阀门组成的。
定子水箱中的定子水由水泵压入冷却器，其热量由常规岛闭式冷却水系统带走，冷却后的定子水接至水过滤器，其中一部分（3%－5%）在必要时去离子交换器（除盐器），对水质进行处理后直接回到定子水箱。
定子冷却水从励磁机侧进水管经绝缘引水管向定子绕组、定子绕组引线、引出线、瓷套端子和中性点母线等供水，出水经汽轮机侧的汇流管排出。
从发电机定子排出的冷却水流至定子水箱，再从水箱下部经管道进入定子冷却水泵，这样就完成了发电机定子冷却水系统的一个循环。
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。
350MW双水内冷发电机转子冷却水水质控制
350MW双水内冷发电机转子冷却水水质控制摘要：由于双水内冷发电机转子结构的特殊性，转子冷却水水质控制极为困难，目前国内关于转子冷却水的研究仍在探索之中，并取得较大成功，可以达到《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DL/T 801-2010）中规定的标准值要求。
本文在微碱化处理基础上，采用复床并列运行的方式，使350MW发电机转子冷却水水质达到《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DL/T 801-2010）中规定的期望值。
关键词：350MW双水内冷发电机；转子冷却水；PH；含铜量：期望值0 引言双水内冷发电机是上世纪中期我国上海电机厂自主开发的发电机，全国使用量已达数百台。
由于双水内冷发电机转子结构的特殊性，目前普遍存在冷却PH低（6.5-7.0）、含铜量超标，高的可达几百μg/L，腐蚀严重，带来了发电机转子空芯铜导线堵塞、运行中发电机转子线圈温度上升等异常情况，为了解决防腐问题，上世纪七十年代以后，国内普遍采用向冷却水中添加缓蚀剂的办法，但自1998 年某厂一台 350MW 添加 BTA 缓蚀剂处理的水内冷发电机，因空芯铜导线堵塞被烧毁以后，向发电机冷却水中添加缓蚀剂的危险性引起广泛警觉，添加缓蚀剂进行发电机冷却水处理的方法逐渐被淘汰。
2000年以后，国内开发用碱性离子交换树脂混床（主要是钠型树脂）处理转子内冷发电机冷却水的方法，实践表明，它可以有效的将转子冷却水PH提高，含铜量降低，冷却水水质达到标准要求，但达不到《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》。
1 双水内冷发电机转子冷却水水质控制的特殊性双水内冷发电机有冷却水进入转子，转子以 3000 转/分速度旋转，冷却水进入转子是从励侧转子轴末端进入，转子轴内有一中心孔，孔内有不锈钢导水管，通过一过桥管与转子轴中心孔相连，水进转子轴中心孔后在压力和离心力作用下通过径向孔洞迅速进入进水室，再从进水室上绝缘引水菅进入空芯铜导线，绝缘引水管通常为聚四氟乙烯-丁睛橡胶复合管，对转子导线冷却后的冷却水从汽轮机侧引出，此时铜导线内的水也是通过绝缘引水管进入转子轴上不锈钢出水室，水在压力和离心力作用下被甩入机外的出水支座，从出水盒支座的排水口排至水箱，由于水在高速旋转下被甩入出水支座，再加上出水室和出水支座之间的动静密封问题，以及出水支座下排水管是从12.6米高处依重力流回回水箱，高位跌落，就造成出水支座在运行中一直处于负压状态，大量空气会从动静密封处进入冷却水中，造成ph急剧下降，腐蚀严重。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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 [ 日期：2005-04-15 ] [ 来自：网友&网络 ]
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／Ｔ８０１－２００２
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。