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氢冷发电机氢气湿度超标原因分析及处理

发布时间：2009/11/9 阅读次数：1086 字体大小: 【小】【中】【大】

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氢冷发电机氢气湿度超标原因分析及处理

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Ｔ255 460,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1　31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
2.1　ＨＭＰ264/230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5 4ｇ/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。

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