发电机氢气湿度异常原因分析及对策

裴豪

摘要：采用水-氢-氢冷却氢冷发电机对氢气湿度有很高的要求，氢气湿度是氢冷发电机运行的主要技术指标之一，氢冷系统运行的优劣直接影响机组的安全。本文阐述了氢气湿度超标的危害，并分析了导致氢气湿度异常的原因，提出防止氢气湿度超标的对策。

关键词：氢冷发电机；湿度异常；原因分析及对策

在百万千瓦级发电机组中，水-氢-氢冷却方式是当前主要的发电机冷却方式。氢气凭其导热绝缘性能好、转动阻力小等优点，成为发电机理想的冷却介质。但氢气湿度过高威胁发电机的安全，在国家电力公司制定的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中，明确规定“严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规定允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施”[1]。DL/T6511998《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》规定，运行中发电机内氢气湿度应在25℃～0℃露点温度。本文以秦三厂1号机组108大修后发电机氢气湿度异常为例，分析了导致氢气湿度上升原因，提出防止氢气湿度超标的对策。

1 发电机氢气湿度异常的危害

（1）损坏发电机绝缘。

在水-氢-氢冷却的发电机组中，氢气用于冷却转子绕组、转子铁芯和定子铁芯。氢气湿度过高会导致转子绕组受潮，线棒绝缘性能降低，气体的绝缘强度下降。发电机长期在氢气湿度超标的工况下运行，可能导致电气绝缘破坏，引起单相或相间短路。因此，氢气湿度已成为影响发电机绝缘性能的主要因素之一。

（2）影响发电机的运行效率。

发电机内的氢气湿度增大导致冷却气体的密度增大导致发电机损耗增大，效率降低。图1为氢冷发电机氢气湿度和氢气纯度与损耗的关系[2]，从图中可以看出，随着氢气湿度增大、纯度降低，发电机损耗上升。

（3）造成发电机转子护环应力腐蚀。

汽轮发电机护环是固定转子两端绕组，不让转子在离心力作用下向外飞逸的重要结构。由于工作条件的限制，护环受到很大应力的同时还要工作在复杂的氢环境下。发电机内氢气湿度高，将对与其接触的金属产生应力腐蚀，并与金属的氢脆作用相互催化，发电机运行过程中常在护环的内、外圆表面或端面有沿晶或穿晶裂纹出现以至于炸裂，这将导致绝缘瓦与护环端部的转子线圈产生摩擦，造成转子线圈接地或短路。

氢气湿度的大小对护环裂纹扩展速率有较大的影响。试验表明，当相对湿度由100%减少至50%时，裂纹扩展速率由8×2.54×104cm/h减至8×2.54×106cm/h（图2）[2]，应力腐蚀扩展速率要降低两个数量级。合理控制发电机氢气湿度，[JP2]就可以得到护环合理的裂纹扩展寿命，确保发电机组的安全运行。[JP]

总之，氢气湿度超标时影响发电机绝缘和效率，超标严重时会造成发电机重要部件的损坏，将严重影响发电机的安全、稳定运行。但值得一提的是，并不是发电机内氢气的湿度越低越好，因为湿度过低时，会导致发电机电气绝缘材料因机内过于干燥而产生裂纹，同样会使绝缘下降，所以发电机内的氢气湿度不应低于25℃露点温度。

2 秦三厂1号发电机氢气湿度异常分析及处理

秦三厂1号机组108大修启动后出现发电机内氢气湿度高的报警，经取样分析氢气湿度为17.2%，折算至露点为3℃。接下来将从发电机运行相关系统，氢气供给，发电机检修工作进行分析，查找氢气湿度超标原因，并给出处理方法。

（1）发电机密封油含水量过大。

秦三厂发电机两端设置油膜式轴密封油来阻止发电机内氢气沿轴漏出。秦三厂发电机密封油与发电机汽轮机润滑油是共用的。在1号机组出现氢气湿度超标后，对润滑油取样分析，结果为33.38ppm，小于化学控制值100ppm。之后连续监测，密封油真空箱压力和润滑油含水量都无较大的变化（图3），由此排除了发电机密封油含水量过大导致氢气湿度异常的可能性。

（2）发电机内冷水系统发生泄漏。

秦三厂发电机内冷水系统包括发电机氢冷器冷却水和定子绕组冷却水。氢冷器冷却水压力大于氢气压力，故若传热管破裂或者渗漏将导致发电机腔室内进水从而引起氢气湿度增大，同时也会出现发电机漏液报警。但实际并无报警，检查液位开关也未发现进液。定子冷却水压力低于氢气压力，当冷却水管或定子线棒上发生小的渗漏时，理论上氢气会向冷却水泄漏，不会导致机内氢气湿度增加。对定子冷却水覆盖气取样后发现氢气含量只有0.08%V且保持稳定，确认定子冷却水没有渗漏。

通过上述分析检查，排除发电机内冷水泄漏导致发电机氢气湿度上升的可能性。

（3）发电机检修过程中引入的水分。

秦三厂1号机组108大修时，发电机转子被抽出进行检查，海滨环境空气湿度较大，各类绝缘材料与金属表面吸收大气中的水分，一直达到环境温度下的饱和状态。机组重新启动后所吸收的水分逐渐释放到氢气中，表现为氢气湿度上升。氢冷器冷却水根据计划提前充水加压以便于查漏，充水时水温偏低，约19℃左右。导致发电机腔室内的空气被冷却，氢冷器翅片上结露积水。每台氢冷器总管束113根，单管外侧换热长度约3420mm，外露表面积约3m2，每个换热管束总面积约330m2，4台体表面积约1300m2，可见翅片表面积大，积水能力较强。由此看出，发电机检修过程中引入的水分成为发电机氢气湿度上升的主要成因。（4）发电气氢气湿度异常的处理。秦三厂1号机组108大修后出现发电机氢气湿度升高后，对发电机氢气进行连续置换，流量约10m3/h，经过大约10天的氢气置换，发电机氢气湿度恢复至正常范围内。3 控制氢气湿度改进建议（1）监测发电机置换气体的湿度。当发电机检修完成后，须先用二氧化碳置换发电机内空气，再用氫气置换二氧化碳。如果这些气体的湿度不合格，就会导致氢气湿度增加，尤其是氢气。所以需要加强新氢气湿度的监测并在气体置换规程中增加确认步骤，确保进入发电机的气体露点低于40℃。（2）发电机检修时的过程控制。由上文分析，检修过程中引入的水分是导致氢气湿度上升的主要原因，所以在检修过程中，必须控制发电机转子工作区域的空气湿度。发电机转子和氢冷器回装前，须进行表面除湿；对于发电机内部腔室，检修过程中须进行热风保养，防止内部表面结露。（3）发电机内冷水运行控制。为避免冷却水提前投运而导致冷却器表面结露这种情况，需要加强发电机内冷水运行控制，在发电机检修规程中增加开盖前停运发电机定冷水和氢冷器的步骤，同时在定冷水和氢冷器的启动规程中增加发电机封盖的前提条件。（4）氢气干燥器优化变更。秦三厂发电机氢气干燥器设计容量偏小，干燥剂容易饱和，干燥回路循环流量也偏小。目前大型发电机组多使用双床吸附式氢气脱水装置，通过磁力驱动风机将发电机内氢气进行大流量的强制循环干燥，当一个干燥器进行干燥时，另一干燥器在相同压力下进行再生，再生氢气返回到磁力驱动风机入口循环使用，两个循环流量可以调节，过程全自动。该装置除湿量大，不污染氢气，维修维护简单方便[4]。相比于目前使用的氢氧化铝干燥剂式干燥器有着不可替代的优势，更适合作为发电机的氢气除湿装置。4 结语氢气湿度对氢冷发电机安全稳定运行有着重要意义。各电厂都应严格遵守行业标准，无论机组运行或停运，都要监测发电机氢气湿度，一旦发现氢气湿度超标，须及时查明原因并及时处理。本文介绍了氢气湿度高的危害，并结合实际，分析导致氢气湿度异常增加的原因，并提出了改进建议，但由于本人知识水平所限，难免有疏漏之处，不足之处请指正。参考文献：[1]防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国能安全【2014】161号）.[2]冯复生.氢气湿度对氢冷汽轮发电机安全运行的影响.大电机科技，No5.1994.[3]氢气冷却系统运行规程（9841230OM001）.[4]赵占飞.各种类型的氢气除湿装置优缺分析，全国火电300MW级机组能效对标竞赛第三十九界年会论文集.