大型发电机内冷却水质及系统技术要求(正式)
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。
发电机组内冷水含铜量超标分析
发电机组内冷水含铜量超标分析作者：吕长春来源：《环球市场》2019年第07期摘要：大型火力发电机组发电机通常采用水一氢一氢冷却方式，即定子水内冷方式，定子表面及转子采用氢气冷却。
对发电机定子内冷水水质要求较高，内冷水含铜量超标，严重威胁发电机安全运行，需对内冷水系统及水源水质进行全面检查，分析发电机内冷水铜离子超标的原因，并采取措施，保证发电机组内冷水水质合格，保证机组安全运行。
关键词：发电机组;内冷水含铜量;超标分析随着大容量发电机组的投入运行，发电机内冷水选用除盐水或凝结水作冷却介质较多，冷却水质对发电机组安全运行是非常重要的，其中内冷水中铜离子含量是衡量定冷水水质指标最重要的指标。
某热电350MW机组采用哈尔滨电机厂生产的QFSN-350-2型汽轮发电机，发电机组定子线圈空心铜导线采用除盐水做为冷却介质。
2013年1月，化验室进行水质检测发现发电机内冷水铜含量由15wg/L升涨至100wg/L，超出规程标准铜离子≤20ug/L的标准，于是对铜离子超标原因进行查找分析。
一、发电机内冷水水质要求及质量标准（一）水质要求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。
（二）质量标准及要求根据《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DLT801-2002）的规定，发电机内冷水质量标准如下：内冷水土要水质指标包括pH值、电导率和含铜量。
制定pH值标准是为了阻止发电机定子铜线棒腐蚀。
内冷水pH值较低，一般在6.0～6.8之间，使发电机定子线棒处于热力学不稳定区，（根据Cu-H2O体系的电位pH平衡图）对系统有侵蚀性，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[1]铜、铁在pH=8左右为腐蚀的钝化区。
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）。
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。
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。
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。
总结起来，大型发电机内冷却水质及系统技术要求包括水质的纯净度、导热性能、电导率、酸碱度、韧性、抗压能力、防腐性能、稳定性等方面的要求；冷却系统的设计合理性、水路流通畅通、自动控制功能、散热效果、能耗和效率、可靠性和安全性等方面的要求。
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。
20151204发电机冷却介质及其监督
6）氢型旁路小混床-充氮密封：处理部分发电机内冷却水， 并在内冷水箱上部充氮密封，隔绝空气进入内冷水中。
7）溢流换水法：连续补入除盐水、凝结水或加氨除盐水溢
流。 8）缓蚀剂法：加入MBT、BTA、TTA等缓蚀剂，在铜表面 形成保护膜。 9）催化氧化法：以催化树脂为煤介除去内冷水中的溶解氧
四、内冷却水系统
2）小修后初期（2010年1月1日、500MW）运行参数
3）2010年6月30日500MW运行参数 定冷水压力 定冷水流 线圈温度 线圈温差 KPa 量 ℃（333点） ℃ t/h 401 79.8 58.4 13.1
4）2011年1月24日停运前运行参数
定冷水压力 定冷水流量 线圈温度 KPa t/h ℃（333点 ） 402 72.3 58.8 线圈温差 ℃ 15.7
注：550MW时线圈温差16.1 ℃，线圈温度66.5 ℃ （333点） ，最高线圈温度71.7 ℃ （321 点） 。
6、托电4号机定冷水化学清洗介绍
7.2化学清洗工艺： 酸洗+氨洗+预膜 酸洗：复合酸浓度（主要成份为氨基磺酸）3-5%； 缓蚀剂浓度 0.06%;温度 30-40℃左右。 氨洗：氨浓度 约0.1-0.5%;pH值12-13。 活化：NaOH浓度0.1-0.2%; pH值13左右。 预膜：MBT 50ppm;BTA 20ppm;pH值9-10。
7.6堵塞原因分析 定冷水系统铜线棒腐蚀状态连续进行 ，腐蚀产物通过旁路小混床截留，当系统 内有大颗粒杂物时，此杂物相当于“晶核 ”，不断吸附截留腐蚀产物，造成定冷水 线棒水通道堵塞。
1、双水内冷式（定子、转子均采用水冷方式 ） 2、水- 氢- 氢式（定子水冷、转子和铁芯氢冷） 冷却水作用为带走发电机运行过程中产生的热量。
发电机内冷水指标超标的危害及处理
发电机内冷水指标超标的危害及处理发表时间：2017-04-08T13:25:58.130Z 来源：《科学教育前沿》2017年2期作者：陈宝丰[导读] 塔山发电厂一期工程包含2×600 MW火力发电机组，自从投运以来，发电机冷却水的PH值一直超过规定的标准范围。
（大唐国际张家口发电厂塔山分厂山西大同 037001）【摘要】塔山发电厂一期工程包含2×600 MW火力发电机组，自从投运以来，发电机冷却水的PH值一直超过规定的标准范围。
而发电机系统要求内冷水质必须满足不腐蚀，不结垢并有良好的电气绝缘性，所以如何控制冷却水的pH值到规定的范围内，是保证发电机的安全、正常运行的一件大事。
【关键词】发电机冷却水加碱装置中图分类号：TM31 文献标识码：Ａ文章编号：ISSN1004-1621（2017）02-014-02 1.引言山西大同塔山电厂一期工程安装了两台QFSN-600-2YHG,额定容量为600MW，额定电压20kV,发电机采用内部氢气循环、定子绕组水内冷、定子铁芯及端部构建氢气表面冷却，转子绕组为气隙取气氢内冷的冷却方式。
定子线棒由空心导线和实心导线组合而成，组合比为1:2，发电机在运行时，冷却水通过空心导线内部将热量带出。
为了减缓和防止铜制的导线腐蚀，要求PH值必须在7.5-9.0范围内。
2.运行情况两台机组自投产以来，内冷水PH一直在6.8左右，虽然冷却水的电导率、硬度、含氨量、铜离子含量等其他指标性能符合标准，且机组的各项监控指标均正常，但如果冷却水PH值长期超标的话，将会对发电机组的安全运行造成严重的威胁。
2.1 冷却水的PH值冷却水中PH值的含量直接关系到发电机线棒的腐蚀，有可能造成线棒被腐蚀产生絮状物体，堵塞定子线棒从而造成发电机线棒的冷却效果急剧变差，从而导致发电机定子线棒的烧毁。
从相关资料中，我们知道铜稳定的pH值区间在7～10之间，对工业设备控制pH值在7.6～9之间较适宜。
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
大型发电机内冷水处理方法
时电导率不大于 2μS/cm，也就是说随着时间的推移，电导率的标准越来越严格。这主要是发电机内
冷却水的水质标准不像锅炉给水、炉水标准那样划分详细的压力等级，几乎所有容量的发电机都使
用同样的冷却水标准。但是，小容量的发电机，由于发出电力的原始电压较低，所以要求的电气绝
缘等级也就相对较低。因此，内冷却水的电导率标准也就可放宽些。近几年来，机组容量向超大化
4 内冷水控制的指标
4.1 铜的控制
虽然对内冷水的 pH 值和电导率进行了限制，但是铜线棒不可避免有一定的腐蚀。规定发电机内
冷水含铜量其本意是控制铜的腐蚀，但是实际上内冷水的含铜量不能说明铜的腐蚀速率，因为含铜
量与运行时间、补充水率、旁路处理以及内冷却水的处理方式有关。由于内冷却水是处于循环状态，
在运行过程中内冷却水的含铜量会逐渐增高。如果不对内冷却水进行(部分或全部) 更换或进行部分
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
沉淀形式 Cu(OH)2 CuOH
各种标准中规定的含铜量是指含铜总量，包括Cu2+、Cu+以及铜的腐蚀产物等。对于内冷却水含
铜量的规定见表 2，在DL/ T 561-1995《火力发电厂水汽化学监督导则》中规定添加缓蚀剂时，不
大于 40μg/L；不加缓蚀剂时不大于 200μg/L。在DL/T 889-2004《电力基本建设热力设备化学监督导
这种处理方式可使树脂的使用周期延长到 1~2a，且可使内冷水的 pH 值长期稳定在 7.0 以上， 从根本上减缓和抑制了对铜导线的腐蚀。该处理方法已在多台发电机组的内冷水系统中应用，效果 理想。
但要注意，内冷水系统在投运前应冲洗干净，尽量不要有颗粒物、铁锈等杂质，特别是对初期 投运的系统，防止污染树脂。离子交换器的进水要用布水器，防止偏流，离子交换器出口设树脂捕 捉器，防止树脂漏入发电机，影响安全运行。离子交换器的进出口均应安装在线电导率和 pH 表，监 测离子交换器的进出水水质状况。投运时，树脂应正洗彻底，混床出水水质合格才能并入系统。不 能对离子交换器进行反冲洗，防止破坏树脂床层，影响离子交换器出水水质，进而影响微碱化效果。
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大型发电机内冷却水质及系统技术要求(正式) Standardize The Management Mechanism To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level.
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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。
操作规范样本| OPERATION SPECIFICATION
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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