摘要：我国大型发电机普遍采用氢气冷却，所以发电机氢气湿度超标威胁着发电机的安全运行，容易造成发电机短路事故。本文以我公司发电机氢气湿度超标、汽轮机润滑油不合格为例，通过分析、排查、发电机电流互感器套管处理，阐述了同类问题处理过程、运行监控和预防措施。
关键词：发电机；氢气；湿度大；分析处理
一、国内和我厂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.氢气湿度标准
1）我厂《运行规程》规定：任何运行方式下，发电机内氢气的绝对湿度必须低于4.0g/m3（或露点温度－18℃），即在机外常压下取样化验时氢气中的水汽浓度不高于1g/ m3。当机内氢气绝对湿度升高至4.0g/m3（或露点温度－18℃）以上时，必要时可采取频繁充入干燥氢气的方法来降低氢气湿度（但注意不要使氢气湿度降低太多）。转子停转时，可用降低氢压或充入干燥氢气的方法维持这个湿度。发电机内氢气的绝对湿度大于4.0g/m3（或露点温度－18℃）以上，但不超过10g/m3（或露点温度－10℃），机外常压下取样化验热氢气中的水汽浓度不超过2.5g/ m3 的情况下运行，每年只允许运行3次，每次运行的持续时间不得超过72小时。
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 ℃。
2.氢气湿度超标对发电机的危害
1）氢气湿度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。
2）氢气湿度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。
3）氢气湿度过低对发电机某些部件的影响
氢气湿度过低，可导致发电机某些部件受损，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。
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二、我公司#1发电机氢气湿度增大及其它参数情况
1.氢气湿度升高过程
2016年8月13日#1机组开机，8月15日至8月23日，发电机氢气湿度逐步由从-9℃至0℃；8月23日至8月31日，发电机氢气湿度逐步增高至+6℃，9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℃，与环境温度有正向关系。
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。2016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，8月23日#2瓦漏汽将热工电缆烤焦。
三、发电机湿度大原因分析排查
9月5日，机组停运后，邀请省电科院、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2016年8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，7月份，主油箱油位-45mm，上下波动在5mm以内。8月14日以来，主油箱油位逐步增高，从8月14日的-12mm，到9月4日升至+12.21mm，油箱油位增大约20mm。
2）发电机励端氢侧密封瓦损坏。从2016年8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。
3）定子内冷水打压。2016年09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。
4）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。
四、发电机停机后处理
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。
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。
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，上述试验合格，发电机恢复备用。
五、发电机并网后运行情况
2016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。
六、结束语
发电机湿度较大对运行机组危害较大，所以一定要采取措施和及时查明原因。因此保持湿度在合格范围内，是机组安全可靠经济环保运行的基础，此次我厂发电机湿度大原因分析及处理具有一定代表性，给其他同类型机组也有一定的指导意义。
论文作者:谭金宝1,周振宇1,王京1,牛欣欣2
论文发表刊物:《电力设备》2017年第32期
论文发表时间:2018/4/12
标签：氢气论文; 发电机论文; 湿度论文; 定子论文; 机组论文; 油箱论文; 温度论文; 《电力设备》2017年第32期论文;