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1.关于发电机氢气湿度的有关规定 《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》(DL/T 651-1998)规定了氢冷发电机氢气湿度在运行氢压下的上下限值及充氢、备氢时补充氢气的允许湿度值；相关文献对氢气湿度过高、过低的危害也有明确的描述。 1.1湿度的表示方法 湿度是指气体中的水汽含量，其表示方法较多，常用的有绝对湿度、相对湿度、露点温度等，相互之间可以换算。 （1）绝对湿度湿气中水汽质量与湿气的总体积之比，g/m3。 （2）相对湿度压力为P、温度为T的湿气中，水汽摩尔分数与同一温度T和压力P下纯水表面的饱和水汽的摩尔分数之比，%。 （3）露点温度压力为P、温度为T、混合比为r的湿气中，在此给定的压力下，湿气被水饱和时的温度，℃。 1.2氢气湿度标准 发电机内运行氢压下的允许湿度低限为露点温度Td=－25 ℃。当进入发电机的介质最低温度为5 ℃时，湿度高限为露点温度Td=－5 ℃；当进入发电机的介质最低温度≥10 ℃时，湿度高限为Td=0 ℃。如表1  （2）供发电机充氢、补氢用的新鲜氢气在常压下的允许湿度为:新建电厂Td≤50 ℃,已建电厂Td≤25 ℃。 1.3氢气湿度超标对发电机的危害 （1）氢气湿度过高对转子护环的影响 氢气湿度过高，使发电机转子护环产生应力腐蚀纹损并使裂纹快速发展。发生应力腐蚀有3个必要条件：材质，有较大的应力，有腐蚀介质。在相对湿度大于50%时，裂纹扩展速率呈指数增加。 （2）氢气湿度过高对绝缘性能的影响 发电机内氢气湿度过高，降低定子的绝缘电气强度，易使定子绝缘薄弱处发生相间短路。200 MW发电机定子端部绝缘存在水接头和引线两处薄弱环节，均处于高电位，如氢气中含水或水汽严重时，会使绝缘薄弱处对其它线棒击穿放电。氢气相对湿度超出一定限值（80%），定子绝缘缺陷就会加速发展。氢气湿度高，相对湿度超出75%，会使转子绝缘强度下降，甚至导致无法开机。 （3）氢气湿度过低对发电机某些部件的影响 氢气湿度过低，可导致对发电机某些部件产生不利影响，如可导致定子端部垫块收缩和支撑环裂纹，相对湿度小于0.5%，可认为是干气。 2.我公司#1发电机氢气湿度增大及其它参数情况 2.1氢气湿度升高过程 2015年7月13日#1机组开机，7月15日至7月23日，发电机氢气湿度逐步由从—9℃升至0℃；7月23日至7月31日，发电机氢气湿度逐步增高至+6℃，8月2日湿度剧增至+15℃；看历史曲线，机组加负荷阶段对应湿度增大过程，白天湿度较大，夜晚湿度相对低2℃，与环境温度逞正相关。 8月3日9点，化验主油箱水份达到103 mg/L，超过100 mg/L的标准，8月4日12：00进行滤油，14：00化验主油箱水份达到1000 mg/L，同时氢气湿度快速攀升+35℃，机组8月5日申请停机。 查看机组历史同期运行情况，2013年、2014年7、8月、9三个月，氢气湿度都曾超标，最大值为+9℃。 2.2#2瓦漏汽情况 #1机组于2012年6月进行了A修，#2瓦将梳齿汽封改造为刷式汽封。2015年6月#2瓦漏汽量开始增大，采取遮挡的方式对热工电缆进行防护，7月23日#2瓦漏汽将热工电缆烤焦。 2.3主油箱水分化验及滤油情况 按规程规定，每周进行一次主油箱、密封油空、氢侧油质化验，自7月13日开机每周五化学人员进行油质化验正常，故一直没有安排滤油工作，直到8月3日化验油质达到103 mg/L，安排第二天滤油。 2.4内冷水箱氢气含量超标情况 自2013年9月起，内冷水箱氢气含量经常超过4%，规程规定不得超过3%，在后来的几次停机检查中，一直没有发现定子内冷水回路有明显的漏点。在内冷水箱顶部采用加装释压阀的方式，进行泄压排气，内冷水箱氢气含量间断合格。详见上图。 3.氢气湿度大原因分析及排查 3.1机组运行中的分析排查 7月份机组运行中，邀请河南电科院、中电投技术中心，共同对#1机组相关系统进行了分析排查。 （1）降低工业水压力运行，通过氢冷器排空气管处氢气测量，未检测到含氢情况；通过降低内冷水系统冷却水压力运行，氢气湿度变化不明显；内冷水箱含氢量检测，约5%左右，判定定子内冷水系统泄漏。虽说氢压大于水压，但水汽仍有可能扩散到氢气系统中，应引起高度重视，提高检修质量，使缺陷消除在萌芽状态。 （2）排查发电机密封油空侧、氢侧冷油器、主机润滑油冷油器水侧，未见渗漏油迹象，查看冷却塔回水管处液面也未见油花，排除冷油器泄漏。 （3）氢油流检测器排污未见水迹、油迹，未见异常。 （4）多次发电机本体排污，偶尔能排除少量油，但是未见水迹。 （5）汽封压力降低至约25KPa较低值运行，氢气湿度未见明显好转。 （6）氢气干燥器每次排水约300ml，咨询厂家，属于出力、工作正常，隔离氢气干燥器冷却水侧，氢气湿度未见明显变化，排除氢气干燥器冷却器泄漏及其工作不正常污染氢气的可能。 3.2机组停运后的分析排查 8月5日，机组停运后，又请省电科院、发电机厂家、公司技术人员进行分析、检查。 （1）汽封漏气导致润滑油带水。从2015年7月14日后，主油箱油位逐步增高，因所有冷油器已确认不漏，只有汽封漏气所致。查看历史曲线，6月份，主油箱油位-45mm，上下波动在5mm以内。7月14日以来，主油箱油位逐步增高，从 7月14日的-12mm，到8月4日升至+12.21mm，油箱油位增大约20mm。 （2）关于化学化验。期间油化验每周一次，可能取油样的时间段，分析恰是排烟风机将进入润滑油的水分抽走，水分沉淀在主油箱下部，所以油化验常规指标合格。 （3）发电机励端氢侧密封瓦损坏。从2015年7月14日后，氢侧密封油压励端有一个明显下降的台阶，此后励端氢侧密封油压低于空侧密封油压约0.01MPa，机组运行中测量氢侧密封油箱补油阀管路发热，励端氢侧密封油回油温度低于汽端氢侧密封油回油温度13 ℃,，说明空侧向氢侧密封油箱补油，油又回流到励端空侧，分析存在励端氢侧密封瓦与轴颈配合间隙超标问题，空侧密封油带水进入氢侧密封油，是造成氢气湿度大的因素之一。 （4）定子内冷水打压。2015年08月14对内冷水系统打压，水压0.4 MPa，2小时下降0.1 MPa。打开发电机出线小间人孔门，发现下面积水达7Kg， C相出线CT渗漏水，随后又发现中性点A相CT渗漏水，共查出两个泄漏点。 （5）主油箱下部积水。从主油箱油位2个月升高20mm，到滤油时润滑油水分急剧升高，分析为两个月没有滤油，主油箱下部积水，滤油机运行后，积水混入润滑油内，造成润滑油水分急剧升高。在滤油管道上加装放水针形阀，以便在油质合格、滤油机间歇停运时，对主油箱定期放水。 （6）环境温度影响发电机氢气湿度。外界环境与循环水正相关，氢气冷却器为循环水冷却，间接影响发电机氢气温度，同理，氢气干躁器也间接影响发电机氢气温度，表现为发电机风温在2－5℃内变化，氢气温度也在2－5℃内规律性波动。 4.发电机停机后处理 4.1 氢气冷却器查漏 停机后对氢气冷却器进行注水查漏，保持风压0.3 MPa，8小时未见汽泡产生，判断氢冷器不漏。 4.2 揭瓦检查 揭开#5瓦，没有发现过热烧瓦现象，说明油质正常，没有因油质乳化对轴瓦造成损伤。 4.3渗漏CT处理 在排查出两个CT漏水点后，考虑发电机出线及中性点套管漏氢问题早已存在而没有及时解决，决定请厂家更换6组CT入水联接O形垫和套管氢侧密封垫，彻底解决因垫子老化造成的水、氢渗漏。工作完成后对发电机将进行水压试验、风压试验、手包绝缘试验、直流耐压试验等，内冷水保持45℃对发电机内加热驱潮，封人孔门，上述试验均合格，发电机恢复备用。 4.4遗留问题 （1）#2轴瓦漏汽。分析汽封已损坏，目前挡板遮挡热工电缆并用轴流风机和压缩空气吹扫进行扰动改变气流，同时关小轴承箱排烟门开度，保持轴承箱内低负压运行，调整中压封进汽门保持低压力，待停机揭缸检修时处理中压汽封漏汽问题。 （2）励端氢侧密封瓦损坏或轴颈磨损，待机组下次检修时检查处理。 （3）氢气干躁器A、B塔出力不一致。目前B塔出水比A塔少1/3，它们加热置换温度基本一致，干躁剂本次一同更换，需要进一步检查B塔的进、出氢回路是否畅通。 （4）#1机氢气湿度比#2机的高。冬季时高约13℃，夏季时高约15℃，在冬季时进行对比分析，找出原因，明年检修时进行处理。 4.5发电机并网后运行情况 2015年9月10日机组并网后，内冷水箱氢气含量为0.01%，说明内冷水漏点处理成功；保持主油箱一台真空滤油机运行，每天化验油质合格；进行8次冲排氢，将氢气干躁器置换时间由8小时调到6小时，加速机膛内干躁；调整氢气冷却器进水量、保持机内氢气温度在37℃，通过采取上述措施后，氢气湿度9月20日最低到-10℃，最高-5℃，满足运行规程和厂家要求。 关于发电机氢气湿度的运行监控 如图1  图1 发动机氢气除湿装置 5.1防止密封油漏入发电机 本次造成发电机氢气湿度大的主要原因为密封油带水，密封瓦串油，油中水分扩散到机内。防治措施：保证氢侧、空侧油压相等或压差降到最小程度，空侧与氢侧油流相互独立，使空侧油流与氢侧油流不发生交换。采用密封油净化装置，调整好两侧油压，尽量使其平衡。同时应注意减小轴封漏汽，有效控制水对油质的污染。 5.2湿度单位的选用要利于监控 在湿度的众多表示方法中，用机内相对湿度作为监控指标，可以直接有效地反应设备的健康水平。氢气相对湿度≤30%，转子应力腐蚀速率几乎不变；当氢气相对湿度在30%～50%，转子应力腐蚀速率略有增长；氢气相对湿度≥50%，转子应力腐蚀速率以指数级急骤增加；在相对湿度≥80%时，定子绝缘缺陷加速发展；相对湿度≥75%时，转子绝缘缺陷加速发展。只要保证氢气相对湿度≤50%，就能有效抑制护环急剧加速的应力腐蚀，确保定子和转子的绝缘强度水平不降低。 用露点表示，在发电机正常运行状态下，即使露点温度有一定幅度超标，对发电机的危害有限。如某200 MW机组正常运行氢压为0.28～0.30 MPa，入口风温35～43 ℃，机内露点为10 ℃，超标，但计算机内相对湿度为22%，相当安全。机内最低温度30 ℃，露点为10 ℃时，相对湿度为29%，属安全状态。异常情况下，机内最低温度20 ℃，露点为10 ℃，相对湿度为53%，也仅比监控指标——相对湿度50%略大，基本安全。 5.3正常运行中的氢气湿度监控 发电机正常运行中，控制好运行风温和内冷水温，运行风温保持在35～45 ℃；补氢时不要大量补入低温氢气，通过控制氢气冷却器进水量，将温度控制在35～40 ℃，根据湿度情况，定期或不定期排污，达到降湿目的。 5.4充氢备用或机组启动时的氢湿监控 机组充氢备用时，为了保护绝缘，一般要求温度不低于5 ℃，氢压大于0.1 MPa，要严格执行氢气湿度标准，如冷氢温度为5 ℃时，相对湿度保持在50%以下，则露点温度必须在-4 ℃以下。机组启动时，可将氢气冷却器冷却水不投入，并网后投入。停机时，保持内冷水正常运行，内冷水的冷却水可不投入运行或投电加热，使内冷水保持较高温度，能有效防止定子绝缘受潮，防止转子护环产生应力腐蚀。 参考文献 [1]DL/T 651-1998，氢冷发电机氢气湿度的技术要求. [2]黄成平.氢冷发电机运行与检修 北京：水利电力出版社，1989. [3]氢冷发电机氢气湿度的监控与管理，陡河发电厂 吴锐.. |
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