氢冷发电机氢气湿度超标原因分析及处理

中国电力氢冷发电机氢气湿度超标原因分析及处理[日期：2005-03-08][来自：网友&网络]江油发电厂2×330ＭＷ机组发电机是法国阿尔斯通公司生产的,型号为Ｔ255460,额定功率330ＭＷ,冷却方式为水氢氢。发电机在设计时无氢气除湿装置和氢气湿度监测装置,其结构与国产发电机有差异,转子冷却介质氢气在机内实现循环,未配置体外除湿装置。自1990年投运以来,该厂对机内氢气质量只监测控制了纯度。根据国内同类型机组运行的实际情况,于1997年8月江油发电厂在31号发电机安装了芬兰ＶＡＩＳＡＬＡ公司生产的型号为ＨＭＰ264型在线氢气湿度监测仪,该仪器具有较高的准确度和较好的防爆性,及具有安装、运行、维护方便等特点。自投运以来,运行状况良好。1问题的发现1.1日常运行监督的发电机机内氢气情况表131号发电机氢气质量1.2问题的发现在1998年9月13月2时运行人员抄表时发现31号发电机氢气湿度仪无显示,经化学仪表检修人员检查发现湿度仪探头芯片损坏,处理后,测得氢气湿度高达22ｇ/Ｌ。同时,电气运行人员从发电机底部氢气冷却系统液位计排出积水,积水经化学分析其硬度为40μｍｏｌ/Ｌ。根据1991年9月部颁氢气湿度标准:“发电机内氢气温度应不大于10ｇ/ｍ3,有条件的机组应使湿度进一步降低,达到4ｇ/ｍ3。据此判断31号发电机氢气湿度超标。由于氢气湿度超标,将降低发电机绝缘水平,使发电机定子绝缘薄弱处发生相间短路事故;降低发电机转子绝缘水平,严重的匝间短路可导致轴振和机组磁化;使发电机转子护环产生应力腐蚀裂纹,缩短发电机的寿命。为了发电机的安全,决定停机进行处理。2原因分析2.1ＨＭＰ264/230氢气湿度监测仪的准确性通过对仪表的检查、校验,仪表测定结果准确。2.2补充氢气的湿度江油发电厂2×330ＭＷ机组制氢站制氢系统在设计时未考虑安装氢气除湿装置,通过采用ＨＭＰ264氢气湿度测定仪对各储氢罐内氢气湿度的测定表明:制氢站送出的氢气湿度还不至于影响发电机机内氢气湿度。但对热氢气进行湿度分析时发现热氢气湿度偏高(热氢气湿度54ｇ/ｍ3),超过部颁对补充氢气的要求。2.3电机密封油含水量检测由密封油的含水量看,密封油含水量不是引起发电机氢气湿度超标的根本原因。但若发电机密封瓦漏油,也会使发电机内氢气湿度增加。由于该厂31号发电机密封瓦长期漏油,从而使机内氢气湿度超标的可能性大大增加。2.4发电机的密封性检查1)31号发电机补氢量同32号发电机相比偏高,机内氢气中带油;2)发电机定子线圈内冷水回路做0.2ＭＰａ水压试验,8ｈ后发现发电机励磁端端部有三个水电接头处有轻微渗水水迹。将这三处绝缘剥去,拆开接头检查后再装复,做0.2ＭＰａ、12ｈ的水压试验,未发现渗漏,包好绝缘。3)发电机氢冷却器泄漏检查:对发电机氢冷却器进行灌水加压0.4ＭＰａ,维持8ｈ实验,未发现渗点。2.5补氢系统检查对补氢系统进行排水检查未发现补氢管道内沉积有积水;但在补氢系统配气站至发电机Ｕ型管内排出有少中国电力量黑色积水。因该Ｕ型管底部无排水阀。通过以上的检查分析,影响31号发电机氢气湿度超标的主要原因是:由于制氢站无氢气除湿装置,补充氢气湿度偏高;配气站Ｕ型管内存有少量积水,氢气通过时湿度增加;以及密封油进入发电机堂内,若积聚过多,已会导致氢气湿度超标。3处理方法1)对氢气湿度仪进行校验,确保仪表的准确性。采用已知湿度的标准溶液(25℃,饱和ＬｉＣｌ、饱和Ｋ2ＳＯ4)进行校正,仪表监测结果准确。2)在补氢系统管道最底部和各Ｕ型管增设排水阀,有利于及时排除补氢系统积水。3)在补氢管道加装自制的氢气干燥器。采用干燥后的3～5ｍｍ圆球硅胶作为吸附剂,自制氢干燥器对补充氢气进行干燥处理,确保送入发电机内的氢气湿度合格。4)定期对储氢罐底部进行排水。并在发电机补氢时进行要求:不得将热氢气补入发电机内。5)对发电机励磁端部三个水电接头轻微渗水进行了处理。6)对发电机密封瓦进行了处理,防止密封油进入发电机内,同时使发电机的补氢量大大减少。7)严密监视发电机密封油中含水情况,加强密封油质处理,确保油中含水量合格。8)发电机堂内采用高纯氮进行干燥置换处理后,再用氢气干燥处理。9)在发电机运行过程中,加强发电机底部的排污工作。保证平衡阀、压差阀的正常投运,防止发电机进油。并切实控制好发电机的运行风温及内冷水温。10)在发电机本体加装氢气除湿装置。采用上海化工研究院生产的ＤＧＨ氢气除湿装置,该装置采用吸附原理对氢气进行除湿。从目前的情况看效果良好。发电机内氢气湿度检测结果如下:4结果通过以上处理,使31号发电机氢气湿度完全达到了部颁要求,保证了发电机的安全稳定运行。