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氢冷发电机氢气湿度超标的分析与处理

发表日期:2014-5-8 17:09:59 浏览次数:497次

   氢冷发电机是用氢气作为其内部部件冷却的介质,而氢气湿度的大小直接关系到氢冷发电机的安会运行 。近年来,国内大型氢冷发电机发生过多起定子线圈端部绝缘击穿和转子护环裂纹事故,究其原因 ,可以说与机内氢气湿度过大有着密切联系 。因 此,降低氢气湿度已成为各电厂研究的重要课题 。
1 氢的性质
   标准状况下,氢气密度仅为空气的1/14,是地球上最轻的物质 。氢的分子运动速度最快,从而有最大的扩散速度和很高的导热性,其导热能 力是空气的7倍 。因 氢气的密度很小,其流动阻 力也很小 。由于以上原因 ,大型发电机多采用氢冷方式 。
  常温下原子氢进入钢中,使钢变脆,但这种作用极其缓慢 。在高温高压条件下(如温度为370℃,压 力为9.8 MPa),氢对钢有强烈的脆化作用 。一是溶解于钢的晶格中的原子氢在随后的缓慢变形中引起脆化作用,而钢的组织并无变化;二是氢向钢的内部扩散,与钢中渗碳体发生化学反应,生成的甲烷在钢中扩散能 力很小,聚集在晶界上原有的空隙内,形成局部高压,使晶界变宽,引起脆化 。
2 氢气湿度超标对发电机的危害
2.1 氢气湿度超标造成发电机定子线圈端部短路事故
   氢气湿度越高,氢气中水分越高,气体的介电强度越低,定子绕组受潮,降低绝缘电阻,从而降低了绝缘表面放电电压,容易发生闪络和绝缘击穿,造成事故 。最近几年来不少电厂已有沉痛教训,如某发电厂2号发电机,哈尔滨电机厂生产的QFSN-200-2型200 MW汽轮发电机,1987年12月并网发电,1988年1月25日正常运行中突然发生定子线圈端部相间绝缘击穿烧损事故,BC相间端头短路,在励侧5点钟位置,线圈水接头、水盒和过渡引线烧毁,事故当时发电机内氢气纯度99.7%,机内氢气露点温度为32℃ 。
2.2 氢气湿度超标造成发电机转子护环产生应 力腐蚀
   发电机氢气湿度高,将对其接触的金属产生应 力腐蚀,而应 力腐蚀与金属氢脆相互起到催化作用 。据有关资料介绍,对非18Cr18Mn材料的护环,氢气相对湿度在50%以上时,对其应 力腐蚀将急剧加速,即使是采用18Cr18Mn材料的护环,氢气相对湿度在80%以上时,同样会使发电机转子护环产生应 力腐蚀 。由于应 力腐蚀使护环产生裂纹;同时绝缘瓦松动,引起绝缘瓦同护环端部转子线圈摩擦,引起转子线圈接地或短路 。
2.3 影响发电机的运行效率
   由于氢气中湿度大,水分高,使气体密度增大,增加了发电机通风损耗,降低了发电机的运行效率 。
3 引起氢气湿度超标的原因 
3.1 氢源湿度大
   目前电厂制氢站采用70℃~80℃碱性水溶液电解制取氢气,产品氢气中不可避免地带有水分,虽然水冷却器可以除去部分水分,但效果并不明显,因 此,由于补氢或充氢使大量水分进入发电机内 。每天由于补氢而带入机内的水量为
Q1=ΔUH.AH
 式中 ΔUH——每天的耗氢量(即补氢量),m3/d
(对额定氢压为PN=0.3 MPa 的机组,行业标准JB/T 6227—92规定,ΔUH≤14.5 m3/d);
AH——补给氢气的含水量(行业标准DL/T 651—1998规定,氢气露点温度td≤-25℃,2 g/m3) 。
从上式可以看出,若氢气中含水量大,则补到机内的氢气湿度将明显增大 。
3.2 密封油进入发电机内引起氢气湿度增大
  由于汽轮机轴封结构原因 ,目前国产机组润滑油中进入水蒸汽,当含有水的油回到主油箱后,由于重 力作用,水的大部分将沉淀在主油箱底部,而另一部分以细小水滴方式存在于油流中,被油泵重新打入润滑油、密封油及调速油系统中 。由于目前我国密封油系统的结构是:密封瓦为双环式,供油系统分为空、氢2个回路,并且2个回路之间相对独立,如果密封瓦空、氢侧油压完全相等,则在密封瓦两侧的中间带不会发生窜油现象 。为此,设计了用于平衡空、氢两侧油压的平衡阀,但其设计的灵敏度只能达到147 Pa(150 mm水柱),也就是说,空氢两侧油压将有147 Pa的压差 。在这一压差的作用下,空侧油将经密封瓦的中间带窜入氢侧,与氢侧油共同排至氢侧回油腔 。在这一过程中,油中的部分水分将被高温汽化析出,在风扇负压的作用下,随氢气进入发电机内,造成氢气湿度增大 。
3.3 发电机氢气冷却器泄漏引起氢气湿度增大
   由于冷却器铜管破裂或制造存在砂眼,铜管与管板的胀口质量不良,冷却器密封垫不严,并且在运行中冷却器铜管内水压较铜管外氢压高,将发生冷却水直接漏入氢气中,造成氢气湿度增大 。
3.4 其他原因 
   由于发电机内部线棒、水接头、水盒等部位渗水,造成氢气湿度增大 。
4 降低氢气湿度的措施
4.1 必须保证所充的氢或所补的氢的湿度符合标准 。在发电机补氢入口处选用除湿效果较好的氢气除湿器,在充氢或补氢时,待取样测氢气露点温度合格后再向发电机充氢或补氢 。目前我公司分别在制氢站和发电机补氢入口处加装了分子筛式氢气除湿器,效果良好,氢气湿度有了很大改善 。
4.2 采取措施杜绝密封油进入发电机内,降低氢气湿度 。
  密封油进入机内是氢气湿度超标的主要原因 ,因 此,对密封油系统进行综合治理,以降低机内氢气湿度 。
  (1) 在油系统中加装一套油净化装置,在密封油回路中加装真空滤油机,降低密封油的含水量(≯0.05%),提高油的清洁度 。
  (2) 在发电机两侧密封瓦处加装接触式密封油挡,确保不向发电机内窜油、渗油 。我公司在1997年10月和1998年3月分别在1、2号发电机加装了接触式密封油挡,使用效果良好 。加装前,每天排油水15 min,7 kg以上,加装后,3天排一次,每次基本排不出油水,即减少了补氢量,又降低了机内氢气湿度 。
  (3) 对轴封系统进行改造 。我公司1号机组已进行了改造,消除了漏向润滑油中的水源 。
  (4) 确保平衡阀,压差阀正常投入运行,防止发电机进油 。
4.3 确保发电机氢气循环系统中的氢气除湿器正常运行,在此回路中安装动 力风机,在停机时将其投入运行 。
4.4 氢气冷却器底部无排污管,而此处极易结露,无法及时排出,造成水—汽循环,氢气湿度增大 。因 此,在冷却器底部低洼处钻孔,加装排污管,定期排放,以降低氢气湿度 。在氢气冷却器冷却水系统加装再循环装置,改变目前冷却水温度主要取决于天气的状况,这样既可防止冷却水偏低时机内结露,又可减少运行人员调节次数 。
4.5 在内冷水箱内安装加热装置,在起、停机时对内冷水进行加热,防止机内结露 。
4.6 加强检修管理,保证氢气冷却器无渗水现象和外部无漏氢现象 。在内冷水箱排氢管上定期测量氢气含量,以判断发电机内冷却水系统是否泄漏 。
4.7 切实控制发电机运行风温和水温(进风温度35℃~40℃,内冷水温40℃±2℃) 。机组起动时,为防止湿度过高,可按氢压0.1 MPa、内冷水压0.05 MPa,氢冷器冷却水不投入的方式工作 。待机组并网后,再投入氢冷器冷却水,以后随负荷和风温的提高,逐渐开大氢冷器水门和提高氢压、内冷水压 。
4.8 加强氢气湿度检测,提高氢气湿度测量手段 。目前多为人工到现场测量氢气湿度,在零米处氢管上取样,测量时,由于测量精度与阀门开启大小、排气时间、环境温度等有很大关系,造成测量时产生误差 。为监视发电机内氢气湿度,应在发电机干燥装置的入口管段上安装氢气湿度在线监测装置 。目前采用的定时测量氢气湿度的方法,采样点尽量靠近发电机本体,且在排净采气管段内的积存氢气后进行 。为保证安全,采样点处应通风良好 。
4.9 在发电机气体置换时,应采取无水空压机,并在空气进入发电机前加装除湿装置,防止空气中水分进入机内 。
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