摘要：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；湿度高；分析处理
1.氢气湿度大原因分析及排查
1.1机组运行中的分析排查
7月份机组运行中，邀请河南电科院、中电投技术中心，共同对#1机组相关系统进行了分析排查。
（1）降低工业水压力运行，通过氢冷器排空气管处氢气测量，未检测到含氢情况；通过降低内冷水系统冷却水压力运行，氢气湿度变化不明显；内冷水箱含氢量检测，约5%左右，判定定子内冷水系统泄漏。虽说氢压大于水压，但水汽仍有可能扩散到氢气系统中，应引起高度重视，提高检修质量，使缺陷消除在萌芽状态。
（2）排查发电机密封油空侧、氢侧冷油器、主机润滑油冷油器水侧，未见渗漏油迹象，查看冷却塔回水管处液面也未见油花，排除冷油器泄漏。
（3）氢油流检测器排污未见水迹、油迹，未见异常。
关键词：发电机；氢气；湿度高；分析处理
1.氢气湿度大原因分析及排查
1.1机组运行中的分析排查
7月份机组运行中，邀请河南电科院、中电投技术中心，共同对#1机组相关系统进行了分析排查。
（1）降低工业水压力运行，通过氢冷器排空气管处氢气测量，未检测到含氢情况；通过降低内冷水系统冷却水压力运行，氢气湿度变化不明显；内冷水箱含氢量检测，约5%左右，判定定子内冷水系统泄漏。虽说氢压大于水压，但水汽仍有可能扩散到氢气系统中，应引起高度重视，提高检修质量，使缺陷消除在萌芽状态。
（2）排查发电机密封油空侧、氢侧冷油器、主机润滑油冷油器水侧，未见渗漏油迹象，查看冷却塔回水管处液面也未见油花，排除冷油器泄漏。
（3）氢油流检测器排污未见水迹、油迹，未见异常。
（4）多次发电机本体排污，偶尔能排除少量油，但是未见水迹。
（5）汽封压力降低至约25KPa较低值运行，氢气湿度未见明显好转。
（6）氢气干燥器每次排水约300ml，咨询厂家，属于出力、工作正常，隔离氢气干燥器冷却水侧，氢气湿度未见明显变化，排除氢气干燥器冷却器泄漏及其工作不正常污染氢气的可能。
1.2机组停运后的分析排查
8月5日，机组停运后，又请省电科院、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2015年7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，6月份，主油箱油位-45mm，上下波动在5mm以内。7月14日以来，主油箱油位逐步增高，从 7月14日的-12mm，到8月4日升至+12.21mm，油箱油位增大约20mm。
（2）关于化学化验。期间油化验每周一次，可能取油样的时间段，分析恰是排烟风机将进入润滑油的水分抽走，水分沉淀在主油箱下部，所以油化验常规指标合格。
（3）发电机励端氢侧密封瓦损坏。从2015年7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
（5）汽封压力降低至约25KPa较低值运行，氢气湿度未见明显好转。
（6）氢气干燥器每次排水约300ml，咨询厂家，属于出力、工作正常，隔离氢气干燥器冷却水侧，氢气湿度未见明显变化，排除氢气干燥器冷却器泄漏及其工作不正常污染氢气的可能。
1.2机组停运后的分析排查
8月5日，机组停运后，又请省电科院、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2015年7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，6月份，主油箱油位-45mm，上下波动在5mm以内。7月14日以来，主油箱油位逐步增高，从 7月14日的-12mm，到8月4日升至+12.21mm，油箱油位增大约20mm。
（2）关于化学化验。期间油化验每周一次，可能取油样的时间段，分析恰是排烟风机将进入润滑油的水分抽走，水分沉淀在主油箱下部，所以油化验常规指标合格。
（3）发电机励端氢侧密封瓦损坏。从2015年7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。
（4）定子内冷水打压。2015年08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。
2.发电机停机后处理
2.1 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。
2.2 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。
2.3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
（4）定子内冷水打压。2015年08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。
2.发电机停机后处理
2.1 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。
2.2 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。
2.3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，上述试验均合格，发电机恢复备用。南阳水氢发动机
2.4遗留问题
（1）#2轴瓦漏汽。分析汽封已损坏，目前挡板遮挡热工电缆并用轴流风机和压缩空气吹扫进行扰动改变气流，同时关小轴承箱排烟门开度，保持轴承箱内低负压运行，调整中压封进汽门保持低压力，待停机揭缸检修时处理中压汽封漏汽问题。
（2）励端氢侧密封瓦损坏或轴颈磨损，待机组下次检修时检查处理。
（3）氢气干躁器A、B塔出力不一致。目前B塔出水比A塔少1/3，它们加热置换温度基本一致，干躁剂本次一同更换，需要进一步检查B塔的进、出氢回路是否畅通。
（4）#1机氢气湿度比#2机的高。冬季时高约13℃，夏季时高约15℃，在冬季时进行对比分析，出原因，明年检修时进行处理。
2.5发电机并网后运行情况
2015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
2.4遗留问题
（1）#2轴瓦漏汽。分析汽封已损坏，目前挡板遮挡热工电缆并用轴流风机和压缩空气吹扫进行扰动改变气流，同时关小轴承箱排烟门开度，保持轴承箱内低负压运行，调整中压封进汽门保持低压力，待停机揭缸检修时处理中压汽封漏汽问题。
（2）励端氢侧密封瓦损坏或轴颈磨损，待机组下次检修时检查处理。
（3）氢气干躁器A、B塔出力不一致。目前B塔出水比A塔少1/3，它们加热置换温度基本一致，干躁剂本次一同更换，需要进一步检查B塔的进、出氢回路是否畅通。
（4）#1机氢气湿度比#2机的高。冬季时高约13℃，夏季时高约15℃，在冬季时进行对比分析，出原因，明年检修时进行处理。
2.5发电机并网后运行情况
2015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。
3.运行监控和预防措施
3.1防止密封油漏入发电机
本次造成发电机氢气湿度大的主要原因为密封油带水，密封瓦串油，油中水分扩散到机内。防治措施：保证氢侧、空侧油压相等或压差降到最小程度，空侧与氢侧油流相互独立，使空侧油流与氢侧油流不发生交换。采用密封油净化装置，调整好两侧油压，尽量使其平衡。同时应注意减小轴封漏汽，有效控制水对油质的污染。
3.2湿度单位的选用要利于监控
在湿度的众多表示方法中，用机内相对湿度作为监控指标，可以直接有效地反应设备的健康水平。氢气相对湿度≤30%，转子应力腐蚀速率几乎不变；当氢气相对湿度在30%～50%，转子应力腐蚀速率略有增长；氢气相对湿度≥50%，转子应力腐蚀速率以指数级急骤增加；在相对湿度≥80%时，定子绝缘缺陷加速发展；相对湿度≥75%时，转子绝缘缺陷加速发展。只要保证氢气相对湿度≤50%，就能有效抑制护环急剧加速的应力腐蚀，确保定子和
3.运行监控和预防措施
3.1防止密封油漏入发电机
本次造成发电机氢气湿度大的主要原因为密封油带水，密封瓦串油，油中水分扩散到机内。防治措施：保证氢侧、空侧油压相等或压差降到最小程度，空侧与氢侧油流相互独立，使空侧油流与氢侧油流不发生交换。采用密封油净化装置，调整好两侧油压，尽量使其平衡。同时应注意减小轴封漏汽，有效控制水对油质的污染。
3.2湿度单位的选用要利于监控
在湿度的众多表示方法中，用机内相对湿度作为监控指标，可以直接有效地反应设备的健康水平。氢气相对湿度≤30%，转子应力腐蚀速率几乎不变；当氢气相对湿度在30%～50%，转子应力腐蚀速率略有增长；氢气相对湿度≥50%，转子应力腐蚀速率以指数级急骤增加；在相对湿度≥80%时，定子绝缘缺陷加速发展；相对湿度≥75%时，转子绝缘缺陷加速发展。只要保证氢气相对湿度≤50%，就能有效抑制护环急剧加速的应力腐蚀，确保定子和
转子的绝缘强度水平不降低。
用露点表示，在发电机正常运行状态下，即使露点温度有一定幅度超标，对发电机的危害有限。如某200 MW机组正常运行氢压为0.28～0.30 MPa，入口风温35～43 ℃，机内露点为10 ℃，超标，但计算机内相对湿度为22%，相当安全。机内最低温度30 ℃，露点为10 ℃时，相对湿度为29%，属安全状态。异常情况下，机内最低温度20 ℃，露点为10 ℃，相对湿度为53%，也仅比监控指标——相对湿度50%略大，基本安全。
3.3正常运行中的氢气湿度监控
发电机正常运行中，控制好运行风温和内冷水温，运行风温保持在35～45 ℃；补氢时不要大量补入低温氢气，通过控制氢气冷却器进水量，将温度控制在35～40 ℃，根据湿度情况，定期或不定期排污，达到降湿目的。
参考文献：
[1]DL/T 651-1998，氢冷发电机氢气湿度的技术要求.
[2]黄成平.氢冷发电机运行与检修 北京：水利电力出版社，1989.
[3]氢冷发电机氢气湿度的监控与管理，陡河发电厂 吴锐..
用露点表示，在发电机正常运行状态下，即使露点温度有一定幅度超标，对发电机的危害有限。如某200 MW机组正常运行氢压为0.28～0.30 MPa，入口风温35～43 ℃，机内露点为10 ℃，超标，但计算机内相对湿度为22%，相当安全。机内最低温度30 ℃，露点为10 ℃时，相对湿度为29%，属安全状态。异常情况下，机内最低温度20 ℃，露点为10 ℃，相对湿度为53%，也仅比监控指标——相对湿度50%略大，基本安全。
3.3正常运行中的氢气湿度监控
发电机正常运行中，控制好运行风温和内冷水温，运行风温保持在35～45 ℃；补氢时不要大量补入低温氢气，通过控制氢气冷却器进水量，将温度控制在35～40 ℃，根据湿度情况，定期或不定期排污，达到降湿目的。
参考文献：
[1]DL/T 651-1998，氢冷发电机氢气湿度的技术要求.
[2]黄成平.氢冷发电机运行与检修 北京：水利电力出版社，1989.
[3]氢冷发电机氢气湿度的监控与管理，陡河发电厂 吴锐..
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