發電機氫氣純度分析儀濕度偏高分析及防范措施

　　　　1　氫氣純度、濕度不合格以及機內進油的危害　　　氫氣純度不合格，將導致冷卻效率降低，造成機內構件局部過熱，同時有害氣體的存在還會造成絕緣老化、鐵芯及其金屬部件腐蝕。　　氫氣濕度過大，對發電機定子絕緣的影響更大，一是水分在運行中蒸發為水蒸汽，使微細擊穿點之間氫氣介質導電率升高。二是水汽吸附在絕緣層上，侵入絕緣內部的水將造成內部導體與外部絕緣表面電位相等，成為等電位體，威脅發電機定子絕緣，誘發發電機絕緣事故。油進入發電機內，將直接導致發電機絕緣腐蝕、老化，若油中含水量超標，油中水分蒸發，則導致與氫氣濕度過大的同樣后果。此外，油進入發電機，如果未及時排出，油在機內蒸發產生油煙蒸汽，其危害也是十分可怕的。　　所以，潮濕環境對大型發電機的運行是十分不利的。它將對發電機護環產生腐蝕作用，并溶解和凝聚其它有害元素，使機內構件產生表面凝露，使轉子護環受產生附加應力而導致裂紋等危害。近幾年來，因為氫氣純度不合格，氫氣濕度過大和機內進油，已造成多次大型發電機絕緣損壞事故。原電力部相繼于1996年和1998年先后發文，對大型發電機運行中的氫氣純度、濕度和防止機內進油作了規定。但由于這些異常運行方式帶來的是“慢性病"，加之管理方面的疏忽，這些帶普遍性的問題，依然不同程度存在。應當引起高度警覺和重視，方能防患于未然。　　2　導致大型發電機氫氣純度、濕度不合格和機內進油的原因分析　　2．1　監督管理上的忽視是造成大型發電機氫氣純度和濕度不合格的原因之一。目前，對發電機運行中氫氣純度和濕度雖然有跟班取樣分析制度，但還沒有建立監督考核機制，至今未納入化學監督和絕緣監督的考核范疇，因此，很難提高緊迫感。以我省某廠2臺300 MW發電機1999年1～12月份氫純度、濕度合格率統計(見表1)來看，其純度合格率為67．5％和52．5％，而濕度合格率則為0和0．14％。因不屬技術監督考核指標，尚未能引起足夠的重視。　　2．2　氫氣干燥裝置不夠合理。目前300 MW大型發電機基本都是由轉子兩端的風扇隨轉子旋轉產生風壓差，在機內形成氫氣封閉循環流動，當發電機在停運備用狀態下，機內氫氣差壓消失，依靠壓差進氣的氫氣干燥器氫氣無法流動，干燥器不能對氫氣進行干燥。　　2．3　氫氣干燥器安裝位置不合理，設備存在缺陷，發電機運行中干燥器投運不正常。大多數電廠的氫氣干燥器設計安裝在0 m層，由于管路長、管徑小、阻力大、漏氫點多，自動裝置不可靠，加之冷凝式氫氣干燥器運行2 h后要停2 h進行除霜排濕，而設計配套是1機1臺，便形成了停停開開的運行方式。　　2．4　發電機密封油中含水超標。由于密封油取自汽輪機潤滑油系統，在汽輪機運行中，由于各方面的原因，造成軸封蒸汽進入軸承油室，凝結成水進入油中。含有較高水分的油在密封瓦中蒸發進入氫氣內。　　2．5　發電機啟動升負荷或低負荷運行，氫氣冷卻器冷卻水量調整控制不當或冷卻水溫過低，流量過大，導致氫溫過低產生凝露。內冷水系統機內接頭和氫冷器微細滲漏也可能導致機內氫氣濕度增大。 (考試大注冊安全工程師)　　2．6　發電機油水指示計失效或無遠傳報警功能，運行值班人員巡視檢查維護不到位，未按規定進行排污排油水，造成油水長期沉積在發電機內蒸發，影響氫氣濕度升高。　　2．7　發電機內進油的原因　　2．7．1　發電機密封瓦結構不盡合理。目前300 MW大型氫冷發電機均采用雙流環式密封瓦，油密封裝置置于發電機兩端蓋內，其作用是通過軸頸與密封瓦之間的油膜阻止氫氣外逸。雙流環即密封瓦的氫側與空側各自自成獨立的循環油路，通過平衡閥的控制使兩路油壓維持均衡，限制兩路油相互竄流，從而達到減少氫氣外漏。油與空氣和氫氣之間的隔絕是采用兩道迷宮式油檔來實現的，氫側為了防止油進入發電機內，還有一道迷宮式外油檔阻止油進入發電機。此種結構的密封瓦，要求裝配間隙精度相當嚴，如果制造、安裝達不到要求，間隙過大等，都極易造成密封油進入發電機。　　2．7．2　平衡閥或差壓閥工作失常。300 MW發電機運行中要求平衡調節閥調節精度達到±5．1 Pa，要求差壓閥具有良好、靈敏的跟蹤性能和富余的調節范圍。但該2閥的裝配精度相當高，如果油中含有雜質、水分等，則極易造成2閥卡澀，工作失常，我省某廠2臺300 MW發電機就因為上述原因，先后多次造成發電機進油，少則100多kg，多則幾百kg，被迫在大修中采用大量的帶電清洗劑對定子線圈進行清洗。　　3　提高氫氣純度、降低氫氣濕度的措施　　3．1　從氫氣質量源頭抓起，保證制氫站補向發電機的氫氣純度和濕度達到要求，干燥器能正常投入，確保進入儲氫罐的氫氣濕度(用美國CENER－ALEASTERN公司產D－2型露點儀檢測)，常壓下濕度不大于2 g／m3，露點≤－50℃。 (考試大注冊安全工程師)　　3．2　保證發電機冷凝式氫氣干燥器正常投運，有條件時應將管道加大至50 mm以上，并盡可能縮短管道長度，減少彎曲，減少管路阻力。每臺機組安裝2臺干燥器，互為聯動備用，在機組運行時，始終有1臺干燥器隨機運行。　　3．3　制氫站的儲氫罐劃分成常用罐和備用罐分組運行。常用罐做正常補氫用，每天排污放水1次，備用罐供緊急情況下使用，每3 d排污放水1次，在向補氫系統供氫前應測試氫氣濕度、純度達到標準。　　3．4　對補氫系統進行必要的完善，在機前補氫管道、輸氫管道zui低點適當增加排污放水點，在向發電機補氫前，先進行輸氫母管的排污放水，并測定母管氫氣純度、濕度合格才能向發電機內補氫。　　3．5　防止密封油帶水。關鍵是要使軸封系統經常處于 狀態下運行，既要保持汽輪機真空不受影響，又要不讓軸封蒸汽進入油中。檢修時，軸封間隙必須調整合理。油凈化裝置要通過摸索規律，制訂定期投運的周期，確保油中含水量不大于500 mg／L。排油煙(油汽)系統要正確合理，根據機組的特點，軸承室內保持一定的微負壓。此外，軸封進汽自動調整裝置要正常投入運行，并保證其在工況變化時，具有良好的跟蹤性能。每當發生較大的變工況，如機組啟動、停運過程或較大幅度變負荷時，運行人員都必須及時調整軸封進汽壓力。機組運行中要經常監視各回油窺視窗有無水珠和汽霧。每天取油樣對油中含水情況進行分析，當油中含水超標時，應對油箱進行放水排污并投入潤滑油凈化裝置運行。　　3．6　切實控制好發電機的運行風溫和水溫，一般進風溫度35～40℃，內冷水溫40±2℃為佳。機組啟動時，為防止機內濕度過高，可按氫壓0．1 MPa，內冷水壓0．05 MPa控制，但必須注意內冷水回路中不得發生斷水現象，氫氣冷卻器冷卻水先不投入運行，待機組并網帶初始負荷再投入氫冷器自動調節裝置，提高氫壓和內冷水壓，以避免低溫狀態下氫氣凝露。　　3．7　加強對發電機內積油積水情況的監視，定期對發電機進行排油放水，完善發電機油水液位監測報警裝置，創造條件配置在線監測儀表和遠傳液位報警裝置。　　3．8　根據目前和今后一段比較長的時間火電大機組可能調峰備用停運時間多的狀態，應考慮配套安裝外力風機循環冷凝式氫氣干燥器，作為停機備用期間循環干燥發電機氫氣之用，以改善備用期間發電機的氫氣濕度。　　3．9　充分認識氫氣質量對大型發電機安全可靠運行的重要作用，并采取必要的行政、經濟手段，督促有關人員共同努力，堵住油中進水的有形和無形通道。健全對氫氣系統管理的責任制，加強對運行和備用發電機氫氣質量檢測、分析和監督。建議將大型發電機氫氣質量監督納入化學監督或絕緣監督考核的內容之中，與各廠經濟責任制掛鉤，兌現獎懲。各廠要因廠制宜，結合設備系統特點和存在的問題，加大技改力度，盡快使設備系統完善合理，迅速扭轉忽視氫氣系統管理，輕視氫氣純度、濕度監督的局面，為發電機安全穩定運行創造條件。　　4　防止大型氫冷發電機進油的措施　　　原水電部以(88)電生火字第17號通知轉發的《國產QFQS(QFSN)－200－2型發電機防止漏氫漏油技術措施細則》，同樣適用于大型氫冷發電機，應認真貫徹執行，針對300 MW大型發電機還應做好以下防范措施。　　4．1　在安裝、檢修工作中，密封瓦間隙及油檔間隙一定要按廠家設計標準調整合格，嚴格把好質量關。經調整、處理仍達不到標準的，要堅決更換。密封瓦安裝時兩半圓中分面接觸一定要良好無縫隙，合口螺栓緊固后撥動應靈活無卡澀。　　4．2　保證壓差閥、平衡閥具有良好的調節性能和快速的跟蹤性能，是防止發電機內進油的關鍵，而油質的優劣則是壓差閥、平衡閥正常工作的關鍵之關鍵。因此，軸瓦和2閥以及油系統檢修后一定要*清理、洗擦，不干凈不得裝配或扣蓋。大修后開機前，油循環必須保證足夠大的流量和足夠長的時間，以便*濾除可能在油中的任何雜質。在做風壓試驗時，壓差閥和平衡閥可不投入，待風壓試驗結束降風壓時將壓差閥和平衡閥投入，運行一段時間后，再把上述2閥拆開進行仔細檢查，并用面團普遍粘一遍，然后進行裝復，在置換氫氣前投運。只有保證油質合格，才能保證2閥正常，方可避免因氫壓、油壓波動而造成的發電機內進油。 (注冊安全工程師)　　4．3　氫側密封油的回油管徑應適當加大，一般不得小于76 mm，回油管在設計安裝中應考慮大一些的坡度，禁止出現水平段，并盡可能減少彎曲死角。經采取上述措施后如仍然發生因回油不暢而導致的機內進油，則可考慮在下端蓋內氫側回油孔2側(同一水平線)鉆1個20～25 mm的孔，以增大泄油面積。在機殼2端的下部凹槽內易積油部位鉆2個16～18 mm的泄油孔，將積油排入出線箱(注意要與過度引線位置錯開)，定期將油排出機外。　　4．4　密封油箱通到發電機的回氫管應盡量增大坡度，防止管內積油被回氫帶入機內，該管接到機殼上的位置應盡量提高。氫油分離器應隨機啟動投運，并保證分離效果良好。