发电机氢气纯度湿度异常的分析及防范措施

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1、发电机氢气纯度湿度异常的分析及防范措施目前，我国加入电网运行的300MW及以上大型汽轮发电机已有近200台，这些机组已成为我国电网的主力机组。其冷却方式绝大部分为水－氢－氢（即定子线圈水内冷，转子绕组定子铁芯及构件表面氢冷却），简称氢冷发电机。它们具有效率高，冷却效果好，安全可靠等优势。采用氢气冷却的发电机在运行和备用期间，发电机内腔充压≥0．3MPa，氢气与大气之间采用密封油系统隔绝。由于油氢之间的直接接触，若运行维护和控制不当，极易造成氢气纯度、湿度不合格，给大型发电机的安全稳定可靠运行带来潜在的危害。氢气纯度、湿度不合格的危害　氢气纯度不合格，将导致冷却效率降低，造成机

2、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。另外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，已造成多次大型发电机绝缘损坏事故。由于这些异常运行方式带来

3、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。导致大型发电机氢气纯度、湿度不合格的原因分析　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。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。提高氢气纯度、降低氢气湿度的措施从氢气质量源头抓起，保证制氢站补向发电机的氢

4、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2g／m3，露点≤－50℃。制氢站的储氢罐最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天排污放水1次，在向补氢系统供氢前应测试氢气湿度、纯度达到标准。对补氢系统进行必要的完善，在机前补氢管道、输氢管道最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。防止密封油带水。关键是要使轴封系统经常处于最佳状态下运行，既要

5、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500mg／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。切实控制好发电机的运

6、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0．1MPa，内冷水压0．05MPa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。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。无法保证发电机内氢气湿度时正常投运氢气干燥器