200MW汽轮发电机氢气湿度增大的原因分析\防范措施及处理方法

摘要：文章结合笔者相关工作体会，主要对200MW汽轮发电机氢气湿度超标原因、氢气湿度的规定标准、氢气湿度超标综合治理措施、进行了分析，并结合自身经验，提出了一些个人见解，作为同行交流参考。

关键词：200MW汽轮发电机；氢气湿度超标，综合治理措施；原因分析

中图分类号：F407文献标识码： A

前言：汽轮发电机氢气系统湿度过大对发电机定子、转子线圈绝缘和转子护环寿命都会产生非常不利的影响。因此，汽轮发电机氢气湿度超标治理是各有关研究单位、制造厂和发电厂一直以来所共同关注的重要课题。近年来，国内大型氧冷发电机发生过多起定子线圈端部绝缘击穿和转子护环裂纹事故，其主要原因与机内氖气湿度过大密切相关。为此，相关部门曾多次召开专业会议，研讨200MW汽轮发电机氢气湿度的合理控制与降低机内氢内湿度的技术措施，其不仅有效推进了氢气湿度超标治理工作，同时也统一了技术要求，便于与国际标准接轨因此，降低氢气湿度，使其符合安全生产要求，使技术管理工作迈上新台阶。

一、发电机氢气湿度超标的原因分析

（一）由补氢带入机内的水分

发电机采用碱性水溶液电解制氢，制取的氢气中不可避免带有水分，充氢或补氢会导致水分进入发电机内。由补氢带人发电机内的水量等于每天的耗氢量与补给氢气中含水量的乘积，计算公式为：Q1=UH AH

式中：UH为每天的耗氢量(即补氢量)，m3／d；AH为补给氢气中的含水量，g／m3。

《氢冷电机密封性检验方法及评定》规定，额定氢压为0.3 MPa的机组， UH≤14.5 m3／d。《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》规定，氢气露点温度td≤一25 ℃时，A H≤2 g／m3。

氢气气源中含水量大，随着补充氢气进入机内的水分随之增大，发电机氢气湿度将明显增大。

（二）密封油窜油带入发电机内的水分

由于汽轮机轴封结构特点，水蒸气进入油，当含水的油回到主油箱后，由于重力作用，大部分水沉淀在主油箱底部，一小部分以细小水滴方式存在于油流中，被油泵重新打入油、密封油系统。6号发电机密封油系统的结构为：密封瓦为双环式，供油系统分为空侧、氢侧2个回路，2个回路之间相对独立．只要密封瓦空侧、氢侧油压完全相等，密封瓦两侧的中间带不会发生窜油现象。为此，设计了平衡空、氢两侧油压的平衡阀，氧侧密封油压跟踪空侧密封油压自动调节。但平衡阀敏度只能达到0.98kPa．也就是说，空氢两侧油压将有0.98 kPa的压差。在这一压差的作用下，空侧油将经密封瓦的中间带窜入氢侧，与氢侧油共同排至氢侧回油腔，最终造成氢气湿度增大。因此．密封油窜油量增大．进入发电机的水分也会随之增加．发电机氢气湿度将明显增大。

（三）氢冷器泄漏

如果冷却器铜管破裂或有砂眼．铜管与管板的胀口质量不良、冷却器密封垫不严、运行中冷却器铜管内水压较铜管外氢压高．冷却水就可能直接漏入氢气中，造成氢气湿度增大。

（四）发电机内部线棒，水接头、水盒等部位渗水发电机内部线棒、水接头、水盒等部位出现渗水．若未及时发现，不但会造成发电机氢气湿度增人，严重时会造成发电机损坏事故的发生。

（五）氢气干燥器系统回路不通

发电机氢气干燥器再生回路畅通,干燥器氢压正常,通过关闭氢气干燥器进氢门、回氢门,降压后,再开启氢气干燥器进氢门,氢压不增长,判定氢气干燥器入口通路不畅。分析认为,在基建期间,为防止发电机内杂物掉入氢气干燥器进口管道而在发电机内加的堵头未拆除。因此,可以肯定,氢气干燥器入口通路不畅是导致发电机氢气湿度不正常的直接原因。

二、氢气湿度超标对发电机的危害

（一）氢气湿度超标容易导致发电机定子线圈端部短路事故的发生。发电机内氢气湿度越大,氢气中的水分就越多,气体的介电强度越低,定子绕组就越容易受潮,从而降低绝缘电阻,同时也降低了绝缘表面放电电压,所以易于发生闪络与绝缘击穿事故。

（二）氢气湿度超标容易导致发电机转子护环出现应力腐蚀。若发电机氢气湿度过高,就会对其接触的金属引发应力腐蚀,而应力腐蚀与金属氢脆相互产生催化作用。由于应力腐蚀使护环产生裂纹,同时绝缘瓦松动,绝缘瓦同护环端部转子线圈摩擦,造成转子线圈接地或短路。

（三）影响发电机的运行效率。由于氢气中湿度大、水分大,使气体密度增大,增加了发电机通风损耗,降低了发电机的运行效率。

三、降低发电机氢气湿度的有效措施

造成发电机氢气湿度超标的原因有很多方面，而降低氢气湿度主要从两方面着手，即消除进入发电机的水源和加强机内水分的干燥、排出，可采用以下措施。

（一）消除进入发电机的水源

1、加强制氢站储氢罐内氢气质量监督，保证气源湿度符合标准；在发电机补氢人口处加装氢气除湿器，防止水分带入发电机。

2、在进行机组检修时应更换发电机汽轮机侧密封瓦，使密封油各部油压均达到设计和运行规程的要求，杜绝窜油现象的发生。

3、加强对密封油系统的运行维护，确保平衡阀、压差阀正常投入运行，保证氢油压差和空氢侧密封油压差在规定范围内，防止发电机进油。

4、加强汽轮机轴封系统的治理和维护，及时调整轴封压力，减少轴封漏汽量，降低油中的水分。

5、在油系统中增加真空油净化装置，降低油含水量。加强油质管理，发现油内水分增大时及时消除。

6、机组检修时发现氢冷器冷却管有泄漏，进行了加堵处理，解决了因为氢冷器铜管泄漏造成的发电机内氢气湿度严重超标的问题。

7、根据氢冷器和其冷却水的现状，在氢冷器入口增设压力测点，以防在冷却水调整过程中冷却水压力高于氢气压力。

8、对发电机氢冷器回水管定期进行测氢检查．发现问题及时消除。

9、加强发电机内部线棒、水接头、水盒等部位的检查，防止其泄漏造成氢气湿度超标。

（二）加强机内水分的干燥和水分及时排出

1、在机组检修时清扫氢冷器铜管，提高了冷却效果，使氢温明显降低，机内冷却后的氢温不超过47℃；同时根据发电机定子线棒温度．提高定冷水温度至40±2℃，降低了定冷水与氢气的温差．减少氢气结露的发生。

2、维修氢干燥器l号压缩机，使氢气干燥器2台压缩机均能正常运行，保证氢干燥器制冷效果。

3、合理分配氢干燥器的制冷、解冻时间．既要保证充分制冷，又要保证结冰充分溶解，还要加强氢十燥器的排污。

4、加强对发电机干燥装置的维护检查，运行人员每班巡视l次，检修人员每天巡视l次，发现问题及时处理，确保干燥器的正常运行。

5、加强对发电机内积油积水情况的监视，严格按照要求定期进行排油放水。发电机油水液位监测报警时，及时排放，及时消除故障隐患。

（三）强化氢气湿度的监测与管理

由于机组调峰，机组负荷会大幅度变化并且会频繁启停，造成发电机氢气湿度处于变化之中，因此应安装氢气湿度在线监测装置，以利于湿度超标的及时发现和处理。

（四）防范措施

必须坚持每月对密封油系统放一次水，确保密封油中水分合格（水分＜50mg/L）。投入油系统油净化装置，保证油中水分＜100mg/L。 投入氢气干燥器、密封油真空泵连续运行。运行人员做好密封油、定冷水、大机油质的跟踪监督，加强油系统的放水检查; 制氢站应加强排污，提高氢站出氢质量，检查氢站干燥器出口氢气质量。

结语：综上所述，解决200MW汽轮发电机中的氢气湿度问题，其涉及面较广且有极为复杂，应该采取多种综合治理措施，结合引起氢气湿度超标的各种原因，在制氢站氢气的出口处安装吸附式的氢气干燥装置，对氢湿度的控制实行源头治理，采用标本兼治的方法将氢气湿度控制在合理范围以内，定能获得事半功倍的效果。为此，必须将氢气湿度控制作为重要的运行指标进行动态考核，进而调动各方的积极性，共同做好降低发电机氢气湿度的工作。

参考文献

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