发电机氢气湿度变化大原因分析
【摘要】氢冷发电机在运行中，发电机氢气湿度是一项很重要的监测指标。

维持发电机内的氢气湿度在合适的范围内是保证氢冷发电机安全运行的必要条件。

氢气湿度的变化与密封油、除湿装置等相关系统的运行质量有着密切的联系。

本文主要对影响发电机内氢气湿度变化的原因进行了分析，并提出了相应的处理和防范措施。

【关键词】氢气；湿度；分析；处理
1引言华电能源哈尔滨第三发电厂#1汽轮发电机组所用发电机为哈尔滨电机厂生产的型号为QFSN-200-2型氢冷发电机。

发电机采用定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯及其它器件氢气表面冷却的水-氢-氢冷却方式。

发电机设有密封油系统，通过双流环式密封瓦将氢气密封在发电机内。

为了降低运行中的发电机内的氢气湿度，发电机还装有一台以二氧化铝为介质的吸附式氢干燥器。

在氢吸附式干燥器入、出口管处装有氢温湿度仪表对发电机内氢气温度、湿度情况进行在线监视。

从近期运行情况看,运行中氢气湿度变化大，有时还发生氢气湿度超标现象，氢湿度最大时露点温度超过5℃。

2氢气湿度大的危害湿度过大，水汽在氢气温度过低时会产生结露，降低发电机绝缘，存在极大地安全隐患，而氢气湿度大还会增加发电机的通风损耗使发电机的运行效率降低。

而过于干燥的环境也会使发电机内的某些部件因机内过于干燥而产生裂纹。

因此一般规定控制发电机内的氢气湿度不应低于-25℃露点温度。

而实际运行中氢气湿度超标通常是指发电机内的氢气湿度超过0℃露点温度。

根据哈尔滨第三发电厂《200MW机组集控运行规程》的规定，运行中发电机内的氢气湿度应控制在露点温度-25～0℃之间。

3湿度的概念湿度指的是气体中的水、汽含量。

其表示方法有绝对湿度、相对湿度、露点温度等。

绝对湿度：湿气中水、汽的质量与湿气总体积之比。

（单位表示为g/m?）相对湿度：压力为P、温度为T的湿气中水汽摩尔分数与相同压力P、温度T下纯水表面的饱和水汽摩尔分数之比。

（单位表示为%）
露点温度：压力为P、温度为T、混合比为R的湿气中，在给定压力下湿气被水饱和时的温度。

（单位表示为℃）
虽然相对湿度的概念有现实意义，但露点温度更直观一些，现在哈三电厂就是用露点温度来表示发电机氢气湿度。

、#1机组在氢系统上装有氢温湿度测量仪表，能够及时监测发电机内氢气露点的变化情况。

4 发电机氢气湿度变化大原因分析
由于氢气从氢站供出前经过了除湿过程，合格后才供出，因此发电机内氢气湿度大主要是有外来水汽进入了氢气内造成。

针对发电机氢气湿度变化的影响因素，我们对与之相关的内冷水系统、氢冷却器系统、密封油系统、除湿装置进行逐条分析。

4.1内冷水系统根据规程规定，在正常运行中发电机内冷水压力应低于氢压0.05MP，但最高不应超过0.2MP。

而#1机组发电机氢压一般维持在0.25MP 到0.3MP之间，几乎没有低于0.25MP的时候，因此内冷水进入发电机内的情况基本可以排除。

4.2 氢冷却器系统发电机内的氢气通过四角布置的四个氢冷器冷却。

氢冷
却器的冷却水源来自循环水系统，而#1机组即使在两台循环水泵同时运行时循环水压力也只有0.17MP左右，与发电机内的氢气压力比低了很多，因此即使氢冷器漏泄也只能是氢气外泄，而不会出现氢冷器的冷却水进入氢系统内的情况出现。

4.3 除湿装置哈三电厂#1机组氢系统装有一套美国生产的氢吸附式干燥器，以二氧化铝为介质，两塔配置，吸附和再生过程交替进行。

从总的运行情况看，该氢吸附式干燥器运行比较稳定，这可以通过吸附塔加热温度、出水量等观察到。

通过对近期#1机组《氢吸附式干燥器运行情况记录薄》上的参数记录观察，氢吸附装置吸附塔切换正常，加热、冷凝温度和出水量也正常。

而氢温湿度测量仪表所检测的露点数据和化学氢站人员定期手动化验的结果也是吻合的。

#1机组曾经出现过氢气湿度突然超标情况，发现是氢吸附式干燥器#2塔风扇电机烧损，使#2塔失去作用而造成氢湿度超标。

而近期#1机组氢吸附式干燥器运行正常，出水量也随氢气露点变化而变化，因此氢气湿度变化大的原因基本可以排除除湿装置故障的可能。

4.4 密封油系统密封油系统的作用就是把氢气密封在发电机内工作，因此不可避免的密封油和氢气会直接接触。

当密封油内所含水份超过氢气时就会使水汽进入到氢气中。

密封油系统通过自动补排油装置与主油箱相连。

同时空氢侧密封油均由冷却水源取自循环水的冷却器冷却后送入密封瓦。

密封油泵出口压力运行中一般维持在0.6MP到0.8MP之间，因此循环水的压力远远低于进入冷油器的密封油的压力，所以密封油内的水汽只能来自主油箱油。

主油箱设有排烟风机和分油机。

#1机组装有一套颇尔分油机，在机组正常运行中该分油机同步投入运行。

该分油机的液晶显示面板上有排水次数、排水水位、运行时间等即时参数提供监视，通过面板上的参数变化可以直接分析出主油箱中的油质含水情况。

而近期#1机组主油箱分油机的排水情况变化很大。

对比同时的发电机氢气露点变化发现当氢气的露点高时主油箱分油机排水量也明显偏大，而当氢气的露点下降时分油机的排水量也跟着下降。

分油机的排水量大小直接标志着主油箱内油质的含水量大小。

这说明造成#1机组氢气露点变化大的主要原因就是主油箱内的油质情况。

由于主油箱内主机润滑油中含水量偏大，补进密封油系统后与氢气接触后就会将水汽传侵到氢气中，当超过氢吸附式干燥器的出力时就表现为氢气湿度增大，也就是氢气露点温度明显上升了。

这从在氢气露点明显上升后氢吸附式干燥器的排水量也增大也可以表现出来。

现在需要找到影响主油箱润滑油油质的原因。

0.13MP左右的主机润滑油经过主机冷油器冷却后送入主机各轴瓦中，各瓦回油汇总后回到主油箱。

主机冷油器的冷却水源取自工业水，水压按照规程规定控制在0.05MP到0.08MP 之间，因此冷却水不会进入到主机油系统中。

而对主机高压侧的汽缸轴封处跟踪检查发现在机组带高负荷时汽缸两端汽封处有蒸汽漏出，因此可以认定由于轴封呲汽窜入轴瓦中，造成油中进水，返回主油箱。

#1机组汽轮机主机高压缸前、后及中压缸前轴端汽封一段漏汽导入#4低压加热器，二段漏汽导入轴封加热器。

运行人员根据经验调整二漏负压值，一般在200MW时调整到—0.02MP就可满足漏汽和真空要求。

而通过对轴封加热器压力表重新校正后发现原二漏负压表指示偏大，在低负荷时由于漏汽压力低而影响不大，当机组持续带高负荷时就会出现轴封呲汽现象。

而近期#1机组全天负荷率都很高，一些运行人员依然凭经验调整漏汽负压，检查又不到位就造成了油中进水现象，而主油箱分油机和氢吸附式干燥器的出力毕竟有限，这就是#1机组发电机氢气湿度偏大的主要原因。

5 处理和防范措施
5.1 校对二漏负压表计，保证表计指示准确。

5.2 加强二漏负压的调整，高负荷时适当调大二漏负压，在保证不掉真空情况下以轴封不呲汽为原则。

5.3保证主油箱分油机连续运行，加强分油机的维护和检查。

6 结语经过分析对照找出#1机组发电机氢气湿度偏大原因后，按照具体情况进行了相应调整，#1发电机氢气湿度逐渐恢复正常。

对发电机氢气的湿度应加强监视，提高认识，及时发现问题、及时分析原因并及时解决出现的异常才能保证氢气湿度在正常合理的范围内，才能保障发电机的安全运行。

参考文献
[1]华电能源哈尔滨第三发电厂《200MW机组集控运行规程》
[2]华电能源哈尔滨第三发电厂《200MW机组培训教材》。