发电机冷却范文

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发电机不论机组容量大小，定子绕组一般采用水冷却，转子绕组有的采用水冷却，有的采用风冷却。水冷却是把统组铜线圈做成空心状，运行中，高纯水通过钢管内部，带出热量，从发电机出来的冷却水回到水箱，再由泵打出流经冷却器冷却，然后进人发电机内，循环使用。

由于发电机冷却水是在高压电场中作冷却介质，对水质要求高。与普通冷却水相比，除了要满足不腐蚀。不结垢的要求外，还必须有良好的电气绝缘性能。

目前，电厂的循环水技术已日趋成熟。而发电机冷却水因其水量小，水质纯度高，结垢趋向性小等特点，一般不需要进行杀菌、阻垢处理。因此未引起足够的重视，有的厂甚至放宽控制标准。但如果发电机冷却水水质达不到要求，长期运行，将造成严重的后果。

据统计，近年来发电机发生的事故，近一半与冷却水有关。因此对它的处理技术要求很高，并且要注意一些问题。

1发电机冷却水水质

在电厂中，发电机冷却水的补充水为凝结水或除盐水，其水质纯。所以，需要控制的是运行水质，与其有关的指标有电导率、pH值、Cu2+含量。

1.1电导率

电导率反应的是水中离子含量的多少。当电导率过大，会引起较大的泄漏电流，从而使绝缘引水管老化，导致发电机相间闪络，甚至破坏设备。随着机组容量的提高，对电导率的要求也越来越高。

1.2pH值的控制

内冷水控制pH值的目的是防止钢导线的腐蚀，从电位-pH值平衡图分析，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。纯水中，铜腐蚀一般为均匀腐蚀，由腐蚀穿孔对设备造成危害的机率较小，但腐蚀产物在系统中被发电机磁场阻截，在空心导线内部沉积，减少了通流面积甚至引起堵塞，使冷却效果变差，造成线棒温度升高，影响机组正常运行。

1.3内冷水水质控制现状

为了保证发电机有足够的电气绝缘性能和较小的铜腐蚀，国家、行业制定了相应的标准（见表1）。而发电机制造厂家对水质标准提出了更高的要求，机组容量在200MW及以上的机组，运行时，实际控制的电导率一般都要求不大于2μS/cm。

2内冷水处理方法及注意事项

随着超高压机组的投运，水质要求也越来越高。一些传统的处理方法已不能满足要求，需要不断探索创新。

2.1以凝结水作内冷水的补充水

2.1.1方法：在火电厂中，给水加入微量氨调整pH值来达到防腐目的，氨的挥发性使凝结水pH值在8.6左右，电导率在3.0μS/cm。向内冷水补加凝结水相当于向内冷水中加入微量氨，从而来提高pH值达到防腐目的。

表1发电机内冷水水质标准标准代号标准名称电导率/(μS·cm-1)pH值ρ(Cu2+)/(μg·L-1)备注（82）水电生宇第24号发电机运行规程＜2GB12145-89火力发电机组及蒸汽动

力设备水汽质量标准≤10＞7.0≤200不加缓蚀剂≤10＞6.8≤40添加缓蚀剂DL/T561-95水力发电厂水汽质量监督导则≤10＞7.O≤200不加缓蚀剂≤10＞6.8≤40添加缓蚀剂SD163-85DL火力发电厂水汽质量标准≤5＞7.0≤200不加缓蚀剂≤5＞6.8≤40添加缓蚀剂

这对于控制内冷水电导率小于5μS/cm的机组可以应用，一般采用连续地补入凝结水，并连续地排水或回收。由于凝结水pH值高，含氧量小，补入内冷水系统，既可防止CO2腐蚀，又可防上氧腐蚀，也不必担心回收系统中O2和CO2的溶入。

采用该方法存在的问题是：

①如果回水全部排掉，每天将损失约10t以上的除盐水，浪费大。如再回收至凝汽器中，空心铜导线的腐蚀产物铜被带人锅炉给水系统中，造成热力系统结铜垢。

②电导率波动大，用氨提高pH值，必然使水中的电导率增加，如给水加氨量不严格，波动大，造成电导率不易控制。

虽然内冷水补凝结水有以上问题，是一种被动的处理方法。但此种方法简单方便，仍有一部分电厂采用此方法。

2.2以除盐水作内冷水的补充水

为保证内冷水有低的电导率，内冷水可补加除盐水，但系统的不严密使O2、CO2等进入内冷水中，内冷水成为含氧的微酸性水，对空心铜导线有强烈的侵蚀性。如某厂向内冷水补除盐水，电导率为1.2μS/cm，但铜的质量浓度达380μg/L，超过标准。

蚀剂处理的方法，控制发电机内冷却系统的腐蚀。

摘要：发电机内冷水应满足不腐蚀，不结垢并有良好的电气绝缘性，可采用以凝结水、除盐水作补充水，辅以铜缓

发电机在运转过程中存在着能量消耗，这些能量都变成了热能，如不对其采取冷却措施，将引起转子、定子等各部件温度升高，从而导致绝缘绕组老化，出力下降，甚至烧毁电机。

关键词：发电机冷却水冷却水水处理