发电机氢气纯度湿度偏高分析及防范

　

　　

　　1　氢气纯度、湿度不合格以及机内进油的危害　
　　氢气纯度不合格，将导致冷却效率降低，造成机内构件局部过热，同时有害气体的存在还会造成绝缘老化、铁芯及其金属部件腐蚀。
　　氢气湿度过大，对发电机定子绝缘的影响更大，一是水分在运行中蒸发为水蒸汽，使微细击穿点之间氢气介质导电率升高。二是水汽吸附在绝缘层上，侵入绝缘内部的水将造成内部导体与外部绝缘表面电位相等，成为等电位体，威胁发电机定子绝缘，诱发发电机绝缘事故。油进入发电机内，将直接导致发电机绝缘腐蚀、老化，若油中含水量超标，油中水分蒸发，则导致与氢气湿度过大的同样后果。此外，油进入发电机，如果未及时排出，油在机内蒸发产生油烟蒸汽，其危害也是十分可怕的。
　　所以，潮湿环境对大型发电机的运行是十分不利的。它将对发电机护环产生腐蚀作用，并溶解和凝聚其它有害元素，使机内构件产生表面凝露，使转子护环受产生附加应力而导致裂纹等危害。近几年来，因为氢气纯度不合格，氢气湿度过大和机内进油，已造成多次大型发电机绝缘损坏事故。原电力部相继于1996年和1998年先后发文，对大型发电机运行中的氢气纯度、湿度和防止机内进油作了规定。但由于这些异常运行方式带来的是“慢性病”，加之管理方面的疏忽，这些带普遍性的问题，依然不同程度存在。应当引起高度警觉和重视，方能防患于未然。

　　2　导致大型发电机氢气纯度、湿度不合格和机内进油的原因分析
　　2．1　监督管理上的忽视是造成大型发电机氢气纯度和湿度不合格的原因之一。目前，对发电机运行中氢气纯度和湿度虽然有跟班取样分析制度，但还没有建立监督考核机制，至今未纳入化学监督和绝缘监督的考核范畴，因此，很难提高紧迫感。以我省某厂2台300 MW发电机1999年1～12月份氢纯度、湿度合格率统计(见表1)来看，其纯度合格率为67．5％和52．5％，而湿度合格率则为0和0．14％。因不属技术监督考核指标，尚未能引起足够的重视。
　　2．2　氢气干燥装置不够合理。目前300 MW大型发电机基本都是由转子两端的风扇随转子旋转产生风压差，在机内形成氢气封闭循环流动，当发电机在停运备用状态下，机内氢气差压消失，依靠压差进气的氢气干燥器氢气无法流动，干燥器不能对氢气进行干燥。
　　2．3　氢气干燥器安装位置不合理，设备存在缺陷，发电机运行中干燥器投运不正常。大多数电厂的氢气干燥器设计安装在0 m层，由于管路长、管径小、阻力大、漏氢点多，自动装置不可靠，加之冷凝式氢气干燥器运行2 h后要停2 h进行除霜排湿，而设计配套是1机1台，便形成了停停开开的运行方式。
　　2．4　发电机密封油中含水超标。由于密封油取自汽轮机润滑油系统，在汽轮机运行中，由于各方面的原因，造成轴封蒸汽进入轴承油室，凝结成水进入油中。含有较高水分的油在密封瓦中蒸发进入氢气内。
　　2．5　发电机启动升负荷或低负荷运行，氢气冷却器冷却水量调整控制不当或冷却水温过低，流量过大，导致氢温过低产生凝露。内冷水系统机内接头和氢冷器微细渗漏也可能导致机内氢气湿度增大。 (考试大注册安全工程师)
　　2．6　发电机油水指示计失效或无远传报警功能，运行值班人员巡视检查维护不到位，未按规定进行排污排油水，造成油水长期沉积在发电机内蒸发，影响氢气湿度升高。
　　2．7　发电机内进油的原因
　　2．7．1　发电机密封瓦结构不尽合理。目前300 MW大型氢冷发电机均采用双流环式密封瓦，油密封装置置于发电机两端盖内，其作用是通过轴颈与密封瓦之间的油膜阻止氢气外逸。双流环即密封瓦的氢侧与空侧各自自成独立的循环油路，通过平衡阀的控制使两路油压维持均衡，限制两路油相互窜流，从而达到减少氢气外漏。油与空气和氢气之间的隔绝是采用两道迷宫式油档来实现的，氢侧为了防止油进入发电机内，还有一道迷宫式外油档阻止油进入发电机。此种结构的密封瓦，要求装配间隙精度相当严，如果制造、安装达不到要求，间隙过大等，都极易造成密封油进入发电机。
　　2．7．2　平衡阀或差压阀工作失常。300 MW发电机运行中要求平衡调节阀调节精度达到±5．1 Pa，要求差压阀具有良好、灵敏的跟踪性能和富余的调节范围。但该2阀的装配精度相当高，如果油中含有杂质、水分等，则极易造成2阀卡涩，工作失常，我省某厂2台300 MW发电机就因为上述原因，先后多次造成发电机进油，少则100多kg，多则几百kg，被迫在大修中采用大量的带电清洗剂对定子线圈进行清洗。
　　3　提高氢气纯度、降低氢气湿度的措施
　　3．1　从氢气质量源头抓起，保证制氢站补向发电机的氢气纯度和湿度达到要求，干燥器能正常投入，确保进入储氢罐的氢气湿度(用美国CENER－ALEASTERN公司产D－2型露点仪检测)，常压下湿度不大于2 g／m3，露点≤－50℃。 (考试大注册安全工程师)
　　3．2　保证发电机冷凝式氢气干燥器正常投运，有条件时应将管道加大至50 mm以上，并尽可能缩短管道长度，减少弯曲，减少管路阻力。*好每台机组安装2台干燥器，互为联动备用，在机组运行时，始终有1台干燥器随机运行。
　　3．3　制氢站的储氢罐*好划分成常用罐和备用罐分组运行。常用罐做正常补氢用，每天排污放水1次，备用罐供紧急情况下使用，每3 d排污放水1次，在向补氢系统供氢前应测试氢气湿度、纯度达到标准。
　　3．4　对补氢系统进行必要的完善，在机前补氢管道、输氢管道*低点适当增加排污放水点，在向发电机补氢前，先进行输氢母管的排污放水，并测定母管氢气纯度、湿度合格才能向发电机内补氢。
　　3．5　防止密封油带水。关键是要使轴封系统经常处于*佳状态下运行，既要保持汽轮机真空不受影响，又要不让轴封蒸汽进入油中。检修时，轴封间隙必须调整合理。油净化装置要通过摸索规律，制订定期投运的周期，确保油中含水量不大于500 mg／L。排油烟(油汽)系统要正确合理，根据机组的特点，轴承室内保持一定的微负压。此外，轴封进汽自动调整装置要正常投入运行，并保证其在工况变化时，具有良好的跟踪性能。每当发生较大的变工况，如机组启动、停运过程或较大幅度变负荷时，运行人员都必须及时调整轴封进汽压力。机组运行中要经常监视各回油窥视窗有无水珠和汽雾。每天取油样对油中含水情况进行分析，当油中含水超标时，应对油箱进行放水排污并投入润滑油净化装置运行。
　　3．6　切实控制好发电机的运行风温和水温，一般进风温度35～40℃，内冷水温40±2℃为佳。机组启动时，为防止机内湿度过高，可按氢压0．1 MPa，内冷水压0．05 MPa控制，但必须注意内冷水回路中不得发生断水现象，氢气冷却器冷却水先不投入运行，待机组并网带初始负荷再投入氢冷器自动调节装置，提高氢压和内冷水压，以避免低温状态下氢气凝露。
　　3．7　加强对发电机内积油积水情况的监视，定期对发电机进行排油放水，完善发电机油水液位监测报警装置，创造条件配置在线监测仪表和远传液位报警装置。
　　3．8　根据目前和今后一段比较长的时间火电大机组可能调峰备用停运时间多的状态，应考虑配套安装外力风机循环冷凝式氢气干燥器，作为停机备用期间循环干燥发电机氢气之用，以改善备用期间发电机的氢气湿度。
　　3．9　充分认识氢气质量对大型发电机安全可靠运行的重要作用，并采取必要的行政、经济手段，督促有关人员共同努力，堵住油中进水的有形和无形通道。健全对氢气系统管理的责任制，加强对运行和备用发电机氢气质量检测、分析和监督。建议将大型发电机氢气质量监督纳入化学监督或绝缘监督考核的内容之中，与各厂经济责任制挂钩，兑现奖惩。各厂要因厂制宜，结合设备系统特点和存在的问题，加大技改力度，尽快使设备系统完善合理，迅速扭转忽视氢气系统管理，轻视氢气纯度、湿度监督的局面，为发电机安全稳定运行创造条件。
　　4　防止大型氢冷发电机进油的措施　
　　原水电部以(88)电生火字第17号通知转发的《国产QFQS(QFSN)－200－2型发电机防止漏氢漏油技术措施细则》，同样适用于大型氢冷发电机，应认真贯彻执行，针对300 MW大型发电机还应做好以下防范措施。
　　4．1　在安装、检修工作中，密封瓦间隙及油档间隙一定要按厂家设计标准调整合格，严格把好质量关。经调整、处理仍达不到标准的，要坚决更换。密封瓦安装时两半圆中分面接触一定要良好无缝隙，合口螺栓紧固后拨动应灵活无卡涩。
　　4．2　保证压差阀、平衡阀具有良好的调节性能和快速的跟踪性能，是防止发电机内进油的关键，而油质的优劣则是压差阀、平衡阀正常工作的关键之关键。因此，轴瓦和2阀以及油系统检修后一定要彻底清理、洗擦，不干净不得装配或扣盖。大修后开机前，油循环必须保证足够大的流量和足够长的时间，以便彻底滤除可能遗留在油中的任何杂质。在做风压试验时，压差阀和平衡阀可不投入，待风压试验结束降风压时将压差阀和平衡阀投入，运行一段时间后，再把上述2阀拆开进行仔细检查，并用面团普遍粘一遍，然后进行装复，在置换氢气前投运。只有保证油质合格，才能保证2阀正常，方可避免因氢压、油压波动而造成的发电机内进油。 (注册安全工程师)
　　4．3　氢侧密封油的回油管径应适当加大，一般不得小于76 mm，回油管在设计安装中应考虑大一些的坡度，禁止出现水平段，并尽可能减少弯曲死角。经采取上述措施后如仍然发生因回油不畅而导致的机内进油，则可考虑在下端盖内氢侧回油孔2侧(同一水平线)钻1个20～25 mm的孔，以增大泄油面积。在机壳2端的下部凹槽内易积油部位钻2个16～18 mm的泄油孔，将积油排入出线箱(注意要与过度引线位置错开)，定期将油排出机外。
　　4．4　密封油箱通到发电机的回氢管应尽量增大坡度，防止管内积油被回氢带入机内，该管接到机壳上的位置应尽量提高。氢油分离器应随机启动投运，并保证分离效果良好。