氢气湿度超标对发电机的危害有哪些
氢气湿度超标对发电机的危害有哪些
1危害
1、氢气湿度超标易造成发电机定子线圈端部短路事故。氢气湿度越大,氢气中水分越大,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事故。
2、氢气湿度超标易造成发电机转子护环（转子护环的作用是固定绕组端部的位置，使其在转子运转时不致移动）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。由于应力腐蚀使护环产生裂纹,同时绝缘瓦松动,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。
3、影响发电机的运行效率。由于氢气中湿度大、水分大,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。
变压器油氢气超标原因
变压器油氢气超标原因 Company number：【0089WT-8898YT-W8CCB-BUUT-202108】
新投运120MVA变压器油中氢气含量超标原因分析与处理 袁章福程振伟 (浙江华电乌溪江水力发电厂邮编：324000) 摘要新投运变压器，出现油中特征气体H2含量异常超标现象，本文对这一故障原因进行了阐述与分析，介绍了相应处理措施与实施效果，对相关专业人员有一定的借鉴作用。 关健词新变压器油中氢气单值升高原因分析处理结果 0 前言 变压器是电力系统的重要设备，确保它的安全运行具有极其重要意义。浙江华电乌溪江水力发电厂湖南镇电站二号主变压器于2005年2月进行了技术更新，新变压器型号为SFS9-120000/220，由济南西门子变压器有限公司制造，具有免维修、噪声低、低损耗、吊芯式结构、外型美观等特点，于2005年3月18日投入运行。 变压器投运后运行正常，可在5月份的油样色谱分析试验中，发现油中H2含量异常升高，超过了规程中规定的不大于150 uL／L的要求，在随后的油色谱跟踪试验中，显示随着时间推移， H2含量持续增长，与其它特征气体相比，有明显的单值升高特征。为此进行了分析与处理。 1 变压器技术参数及运行工况 变压器型号：SFS9-120000/220、 名称：三相三绕组无载调压油浸风冷升压变压器 相数：三相 冷却方式：ONAN（70%）/ONAF（100%） 使用条件：户外 额定容量：120/60/120MVA 额定电压：242±2×%/121/ 额定电流：6598.3A 额定频率：50Hz
连接组号：Y N y no,d11、 空载损耗： 空载电流：% 器身重：108T 油重： T 总重：187T 厂家：济南西门子变压器有限公司 出厂日期：2004年12月 变压器投运前各项试验合格，油色谱试验数据如下： 气体含量单位:μ 湖南镇电站一至四号发电机组的主接线方式为“两机一变式”，三、四号机组接二号主变，机组额定容量为，因机组运行多年，自身存在缺陷，正计划改造，规定其运行出力不大于，故变压器投运后均未达到满负荷状态。 2 变压器油中H2含量超标情况及原因分析 油中H2含量超标情况 变压器投运后，按要求定期取油样色谱分析试验，数据如下： 气体含量单位:μL/L（下表同） 5月19日的油色谱试验数据显示，特征气体H 2含量超过了标准规定，CH 4 、C 2 H 4 等烃 类气体含量在规定范围内，经送油样至浙江省电力中试所油色谱分析试验比对，试验数据正确, 变压器油微水含量分析试验数据正常，要求进一步加强油色谱分析试验，测得相关数据如下：
氢冷发电机氢气湿度超标原因分析及处理示范文本
氢冷发电机氢气湿度超标原因分析及处理示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
氢冷发电机氢气湿度超标原因分析及处 理示范文本 使用指引：此操作规程资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 江油发电厂2×330ＭＷ机组发电机是法国阿尔斯通公 司生产的,型号为Ｔ255 460,额定功率330ＭＷ,冷却方式为 水氢氢。发电机在设计时无氢气除湿装置和氢气湿度监测 装置,其结构与国产发电机有差异,转子冷却介质氢气在机内 实现循环,未配置体外除湿装置。自1990年投运以来,该厂 对机内氢气质量只监测控制了纯度。 根据国内同类型机组运行的实际情况,于1997年8月 江油发电厂在31号发电机安装了芬兰ＶＡＩＳＡＬＡ公司 生产的型号为ＨＭＰ264型在线氢气湿度监测仪,该仪器具 有较高的准确度和较好的防爆性,及具有安装、运行、维护 方便等特点。自投运以来,运行状况良好。
1 问题的发现 1.1 日常运行监督的发电机机内氢气情况 表1 31号发电机氢气质量 1.2 问题的发现 在1998年9月13月2时运行人员抄表时发现31号发电机氢气湿度仪无显示,经化学仪表检修人员检查发现湿度仪探头芯片损坏,处理后,测得氢气湿度高达22ｇ/Ｌ。同时,电气运行人员从发电机底部氢气冷却系统液位计排出积水,积水经化学分析其硬度为40μｍｏｌ/Ｌ。根据1991年9月部颁氢气湿度标准:“发电机内氢气温度应不大于10ｇ/ｍ3,有条件的机组应使湿度进一步降低,达到4ｇ/ｍ3。据此判断31号发电机氢气湿度超标。由于氢气湿度超标,将降低发电机绝缘水平,使发电机定子绝缘薄弱处发生相间短路事故;降低发电机转子绝缘水平,严重的匝间短路可导致轴振和机组磁化;使发电机转子护环产生应力腐蚀裂纹,缩短发电机
站用变压器油中氢气含量超标原因分析
站用变压器油中氢气含量超标原因分析 摘要：站用变压器作为电力系统中的重要设备，对其运行状态的监督是非常重 要的，而绝缘油的色谱分析法作为一种灵敏有效的分析手段，能及时发现变压器 中存在的潜伏故障。本文通过两个工作的案例来分析站用变压器油中氢气含量超 标的原因。 关键词：站用变压器；油色谱；氢气；故障 前言：站用变压器是电力系统中的重要设备，当发生故障时，对电网的安全运行会造成 极大的影响。因此对变压器状态的监督，特别是对变压器潜在故障隐患的排查就显得格外重要。对变压器内部绝缘油的色谱分析法，是灵敏有效的分析手段，它不仅可以作为判断故障 已发生的依据，还可以预测变压器潜伏故障，以便对症下药。 1、变压器的原理及绝缘结构 变压器是借助电磁感应，以相同的频率在两个或更多的绕组之间变换交流电压和电流， 从而传输交流电能的一种静止电器。变压器绕组绝缘性能取决于绝缘纸和绝缘油的性能，而 检测绝缘油的品质即可了解到变压器的绝缘性能是否良好。因为色谱法检测的是油中气体含量，所以很敏感地反映出一些潜伏性故障。 2、利用油中溶解气体分析变压器故障 油中溶解气体分析作为诊断变压器故障的有效手段，其原理主要是由于在运行过程中， 变压器内部的油纸复合绝缘受电场和磁场的作用及铜、铁等材料催化作用的影响，逐渐发生 老化和分解。当内部发生潜伏性故障时，变压器油中含有不同化学键结构的碳氢化合物不同 的热稳定性，油纸受热分解产生烃类气体。随着故障点的温度升高，绝缘油依次裂解产生烷烃、烯烃和炔烃，还会由于发热逸散出氢气。随着油纸绝缘的进一步老化或者潜在故障的发展。还会产生其他气体。一般通过检测甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙炔（C2H2）、乙烯（C2H4）以及氢气（H2）、氧气（O2）、氮气（N2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）等气体。将这些特征气体从变压器油中分离出来并经过色谱分析，确定其存在及相应含量大小，便可反映出产生这些可燃气体的故障类型。 3、案例分析 3.1 案例一 某330kV变电站35kV 2号站用变压器，由江苏上能新特变压器厂生产，于2015年4月 投入运行。运行期间，其负荷均在要求范围内。2015年5月，发现氢气增长迅速且超过标准 规定的注意值（150ul/l），随即我班工作人员缩短检测周期，加强监视，同时在进行色谱分 析时也一并对油中微量水分含量进行了检测。跟踪的色谱数据见表1，微水数据见表2。 3.3 案例分析 经计算，案例一中氢气含量绝对产气速率=（1276.52-6.07） *11.24/90=158.61mL/d>10mL/d，案例二中的氢气含量绝对产气速率=（351.96-38.27） *1.27/136=2.93 mL/d<10mL/d。因为两个案例中色谱数据中只有氢气含量有所增长，而乙炔总烃并无明显过快增长，所以可以排除内部过热、局部放电故障。 另一方面，站用变压器油中微水含量较投运时增长较多，特别是夏天的月份有明显的增长，但应当注意到的是在不同温度下，溶解在油中的水分的溶解值随温度的升高是增大的。 因而在高温下，绝缘纸中水分进入油中，当温度下降时，油中水分有一部分向纸中扩散，使 油的含水量下降。一般来说，运行温度越高，纸中的水分向油中扩散越多，使油中含水量增高。实现平衡需要一个较长的过程，因此在环境温度较低的情况下，用油中含水量的多少来 判断变压器的受潮程度不是很准确。 在密封条件较好的变压器中，如果没有外部水分的渗入，在不同温度下引起油中水分的 变化即使全部与绝缘纸的变化量相平衡，纸中含水量的变化幅度值也是很小的。变压器中纸 含水量的绝对量要比油中多得多，所以可以利用该变压器不同温度下油的相应含水量的变化 范围作为辅助性判断，如果差别很大，则可能受潮。
氢气湿度大的原因危害及处理
发电机氢气湿度大的原因、危害及处理 近期我厂#2发电机组出现正常运行中氢气湿度大的现象，现通过排查和加装体外滤油机的方式，问题得到初步缓解。 我厂汽轮发电机是由哈尔滨电机厂有限责任公司生产，型号是QFSN-300-2，额定功率300MW，冷却方式为水氢氢。定子线圈（包括定子引线，定子过渡引线和出线）采用水内冷，转子线圈采用氢内冷，定子铁心及端部构件采用氢气表面冷却。氢气利用装在转子两端的轴流式风扇进行强制循环，并通过发电机两端氢冷器进行冷却。 正常运行中，机内氢气湿度应控制在露点-5℃或4g/m3以下，当机内氢气湿度大于露点-5℃（或4g/m3）时，应检查氢气干燥器是否失效，同时进行排污和补充新鲜氢气，使氢气湿度恢复至正常值。 氢气湿度超标对发电机有非常大的危害： 1、氢气湿度超标易造成发电机定子线圈端部短路事故。氢气湿度越大，氢气中水分越大，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事故。 2、氢气湿度超标易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。由于应力腐蚀使护环产生裂纹，同时绝缘瓦松动，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。 3、影响发电机的运行效率。由于氢气中湿度大、水分大，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。 造成发电机氢气湿度大的原因主要有以下几点： 1、制氢站来氢湿度大 2、氢气干燥装置工作不正常 3、机组轴封压力高或轴加风机工作不正常，使润滑油中带水 4、密封油进入发电机内 5、氢冷器泄漏 6、定冷水系统泄漏 发电机氢气湿度大的处理方法： 1、对氢气湿度仪进行校验,确保仪表的准确性。 2、对补氢系统进行必要的完善，在机前补氢管道、输氢管道最低点适当增加排污放水点，在向发电机补氢前，先进行输氢母管的排污放水，并测定母管氢气纯度、湿度合格才能向发电机内补氢。 3、确保氢气干燥器运行正常。干燥器对补充氢气进行干燥处理，使送入发电机内的氢气湿度合格。 4、检查氢气冷却器管道无破裂无沙眼，阀门接口严密。 5、对发电机密封瓦进行处理,防止密封油进入发电机内。 6、严密监视发电机密封油中含水情况，加强密封油质处理，确保油中含水量合格。 7、保证平衡阀、压差阀的正常投运，防止发电机进油。并切实控制好发电机的运行风温及内冷水温。 8、在保证机组真空的前提下，汽机轴封压力不超限。加强对轴加风机的检查维护，保证轴封加热器的微负压。当发生较大的工况变化，如机组启动、停运过程或较大幅度变负荷时，须及时调整轴封进汽压力。
主变油中氢气超标排查及处理
行业资料：________ 主变油中氢气超标排查及处理 单位：______________________ 部门：______________________ 日期：______年_____月_____日 第1 页共8 页
主变油中氢气超标排查及处理 1前言 我局110kV站前变电所两台新主变于xx年年底投产。运行初期，由工程建设单位对主变进行油色谱分析。结果发现两台主变油中氢浓度为400μL/L左右，旋即再次取样分析，氢浓度又降到100μL/L以下。当时试验人员认为前次的试验结果可能是从色谱仪中取脱气用的氮气时，将仪器中的氢燃气带入油样引起的。 运行一个多月后，由检修单位再次对这两台主变进行油色谱分析，结果两台都出现油中氢浓度严重超标(xxμL/L左右，其它特征气体均很小或为零)。当天重新取样复试，油中氢浓度又降到600μL/L左右。在此后的一段时间，对这两台主变进行了10多次的色谱跟踪试验，测得结果差别很大，氢浓度忽高忽低，毫无规律地在400～3000μL/L之间变化。 为了确保主变的安全运行，必须尽快找出其中原因。 2排除试验因素 为确定色谱分析过程中是否有人为和仪器因素引起的试验偏差，先配制氢浓度由高到低的多个气样，通过色谱仪对这些不同浓度样品的分析，测得仪器的线性关系属正常范围。然后，做了一次对同一油样进行二次脱气分析的实验。 每台主变同时取A、B两个样在同一振荡仪中同时脱气。第一次脱气测得2号主变油中氢浓度A样为572μL/L，B样为448μL/L。而1 号主变两个油样氢浓度相差较大，A样为772μL/L、B样为1604μL/L。振荡脱气法是一种溶解平衡脱气法，脱气后留在试油中的组分浓度与该 第 2 页共 8 页
发电机氢气纯度湿度偏高分析及防范示范文本
发电机氢气纯度湿度偏高分析及防范示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
发电机氢气纯度湿度偏高分析及防范示 范文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 前言 目前，我国加入电网运行的300 MW及以上大型汽轮 发电机已有近200台，这些机组已成为我国电网的主力机 组。其冷却方式绝大部分为水－氢－氢（即定子线圈水内 冷，转子绕组定子铁芯及构件表面氢冷却），简称氢冷发 电机。它们具有效率高，冷却效果好，安全可靠等优势。 采用氢气冷却的发电机在运行和备用期间，发电机内腔充 压0．3 MPa，氢气与大气之间采用密封油系统隔绝。由于 油氢之间的直接接触，若运行维护和控制不当，极易造成 发电机进油，以及氢气纯度、湿度不合格，给大型发电机 的安全稳定可靠运行带来潜在的危害。
1 氢气纯度、湿度不合格以及机内进油的危害 氢气纯度不合格，将导致冷却效率降低，造成机内构件局部过热，同时有害气体的存在还会造成绝缘老化、铁芯及其金属部件腐蚀。 氢气湿度过大，对发电机定子绝缘的影响更大，一是水分在运行中蒸发为水蒸汽，使微细击穿点之间氢气介质导电率升高。二是水汽吸附在绝缘层上，侵入绝缘内部的水将造成内部导体与外部绝缘表面电位相等，成为等电位体，威胁发电机定子绝缘，诱发发电机绝缘事故。油进入发电机内，将直接导致发电机绝缘腐蚀、老化，若油中含水量超标，油中水分蒸发，则导致与氢气湿度过大的同样后果。此外，油进入发电机，如果未及时排出，油在机内蒸发产生油烟蒸汽，其危害也是十分可怕的。 所以，潮湿环境对大型发电机的运行是十分不利的。它将对发电机护环产生腐蚀作用，并溶解和凝聚其它有害
变压器油含氢量超标
变压器油含氢量超标 变压器无论是热故障还是电故障，都会导致绝缘介质裂解产生一些特征气体。由于碳 氢键之间的链能低，在绝缘介质的分解过程中，一般会生成氢气，氢气也是各种故障气体 的主要成分之一。 1.变压器油中氢气含量升高的危害 氢气与油中溶解的空气混合以溶解状态或悬浮状态存在于变压器油中。当运行条件， 如油温或油压发生变化时，氢气便会以微小气泡的形式从油中析出，在狭长的缝隙中逐渐 积聚并附着在绝缘表面上，这就形成了气泡性电晕放电的条件。这种放电若发生在导线绝 缘和垫块之间或导线绝缘和撑条的缝隙处，造成的危害就更大。 2.变压器油中产生氢气的原因 2.1 变压器油在电磁场作用下的分解 一般情况下，110kV及以下电网中的变压器所用的变压器油都是25号变压器油，属于石蜡基油。石蜡基油中烷烃比例较大，烷烃类油化学性质比较稳定，抗氧化性能好，但是 耐热性能较差，尤其在电场作用下容易发生脱氢反应。 2.2 水分对变压器油的影响 通常变压器油中的水分主要是由于变压器受潮产生水引起的。因为水分子为强极性， 在电场作用下水分子发生极化而形成偶极子，并按电场方向转动而形成泄露电流较大的水桥，进而引起水分子汽化而生成气泡。在电场作用下，气泡又形成气体小桥，气泡的介电 常数小于油的介电常数，此时气泡承受的电场强度更高，引起电晕放电，致使气体水分子 首先被电离生成氢气和氧气。 纸绝缘干燥不彻底或空气中水分侵入等原因也会引起氢气的产生，这是因为油浸纸绝 缘放电的起始场强随着固体绝缘的干燥程度而增加。 2.3 金属促进变压器油脱氢反应 由于变压器中使用了一部分不锈钢材料，在变压器油逐渐氧化过程中，不锈钢材料中 的镍分子会促进变压器油产生脱氢反应。一种固体要成为催化剂，能够吸附反应物是一个 基本条件。催化作用过程中，物理吸附能显着降低其后进行的化学吸附的活化能。在同时，变压器油是烃类化合物。由于烃分子热解或氧分子的碰撞产生了游离基R，R与氧分子的自由价结合，生成过氧化自由基R+O2—>ROO，然后ROO再和油中的新烃分子结合产生新的自 由基。在这个过程中，铁、铜等金属能够加强油的氧化反应作用。由于它们具有可变的原 子价，促使过氧化物分解，起着氧化反应催化剂的作用，同时产生大量的氢气。 2.4 变压器油的析气性
发电机氢油水系统
发电机氢油水系统
发电机氢油水控制系统 目录 第一部分：发电机氢气控制系统 第二部分：发电机密封油控制系统 第三部分：发电机定子线圈冷却水控制系统 第四部分：氢油水控制系统主要测点
第一部分发电机氢气控制系统 1. 用途与功能 发电机氢气控制系统专用于氢冷汽轮发电机，具有以下功能： a. 使用中间介质(一般为CO2)实现发电机内部气体置换； b. 通过压力调节器自动保持发电机内氢气压力在需要值； c. 通过氢气干燥器除去机内氢气中的水份； d. 通过真空净油型密封油系统，以保持机内氢气纯度在较高水平； e. 采用相应的表计对机内氢气压力、纯度、温度以及油水漏入量进行监测显示，超限时发出报警信号。 2. 主要技术参数 2.1 发电机内额定运行参数： a. 氢气压力：0.5MPa.(g) b. 氢气温度：46℃ c. 氢气纯度：98% d. 氢气耗量:19m3/d 2.2 对供给发电机的氢气要求 a. 压力不高于3.2MPa.(g) b. 纯度不低于98% c. 露点温度.≤–20℃ 2.3 发电机充氢容积150m3 3. 工作原理 3.1 发电机内空气和氢气不允许直接置换，以免形成具有爆炸浓度的混合气体。通常应采用CO2气体作为中间介质实现机内空气和氢气的置换。本氢气控制系统设置有专用管路、CO2控制排、置换控制阀和气体置换盘用以实现机内气体间接置换。 3.2 发电机内氢气不可避免地会混合在密封油中，并随着密封油回油被带出发电机，有时还可能出现其他漏气点。因此机内氢压总是呈下降趋势，氢压下降可能引起机内温度上升，故机内氢压必须保持在规定的范围之内，本控制系统在氢气的控制排中设置有两套氢气减压器，用以实现机内氢气压力的自动调节。 3.3 氢气中的含水量过高对发电机将造成多方面的不良影响，通常均在机外设置专用的氢气干燥器，它的进氢管路接至转子风扇的高压侧，它的回氢管路接至风扇的低压侧，从而使机内部份氢气不断地流进干燥器内得到干燥。
变压器油氢气超标原因
变压器油氢气超标原因 Final revision by standardization team on December 10, 2020.
新投运120MVA变压器油中氢气含量超标原因分析与处理 袁章福程振伟 (浙江华电乌溪江水力发电厂邮编：324000) 含量异常超标现象，本文对这一故障原因进行摘要新投运变压器，出现油中特征气体H 2 了阐述与分析，介绍了相应处理措施与实施效果，对相关专业人员有一定的借鉴作用。 关健词新变压器油中氢气单值升高原因分析处理结果 0 前言 变压器是电力系统的重要设备，确保它的安全运行具有极其重要意义。浙江华电乌溪江水力发电厂湖南镇电站二号主变压器于2005年2月进行了技术更新，新变压器型号为SFS9-120000/220，由济南西门子变压器有限公司制造，具有免维修、噪声低、低损耗、吊芯式结构、外型美观等特点，于2005年3月18日投入运行。 变压器投运后运行正常，可在5月份的油样色谱分析试验中，发现油中H 含量异常升 2 高，超过了规程中规定的不大于150 uL／L的要求，在随后的油色谱跟踪试验中，显示随含量持续增长，与其它特征气体相比，有明显的单值升高特征。为此进 着时间推移， H 2 行了分析与处理。 1 变压器技术参数及运行工况 变压器型号：SFS9-120000/220、 名称：三相三绕组无载调压油浸风冷升压变压器 相数：三相
冷却方式：ONAN（70%）/ONAF（100%）使用条件：户外 额定容量：120/60/120MVA 额定电压：242±2×%/121/ 额定电流：6598.3A 额定频率：50Hz 连接组号：Y N y no ,d11、 空载损耗： 空载电流：% 器身重：108T 油重： T 总重：187T 厂家：济南西门子变压器有限公司 出厂日期：2004年12月 变压器投运前各项试验合格，油色谱试验数据如下： 气体含量单位:μL/L
发电机氢气冷却系统
毕业设计(论文) ` 题目发电机氢气冷却系统报告 院系自动化系 专业班级自动化专业1302班 学生姓名杨晓丹 指导教师马进
发电机氢气冷却系统报告 摘要 发电机在运行的过程中由于能量转换、电磁作用和机械摩擦会产生一定的热量。为了使发电机温度不超过与绝缘耐热等级相应的极限温度，应采取冷却措施使这些部件有效地散热。氢气比重小、比热大、导热系数较大、化学性质较稳定，是冷却发电机转子常用的介质。氢气在发电机的腔室内循环，依次穿过冷热风室，由冷却器冷却。发电机中的氢气容易发生泄漏，需要在轴与静密封瓦之间形成油膜封住气体。在发电机检修后，发电机内充满空气，为防止氢气与空气混合产生安全隐患，充入氢气时应先做气密实验，再从下至上向发电机内充满二氧化碳，最后从上至下向发电机内充满氢气。 关键词：发电机;氢气冷却;气体置换;密封油系统
Report of hydrogen cooling system for generator Abstract Generator in the process of running due to energy conversion, electromagnetic and mechanical friction generates heat.Hydrogen cooling system is used to limited the generator temperature exceed the limiting temperature of thermal class for electric machine insulation.Because of Hydrogen gas has small specific gravity,large specific heat,large coefficient of thermal conductivity and relatively stable chemical properties,it is the commonly used medium cooling generator rotor.Hydrogen is circulated in the generator hydrogen and cooled by corner cooler.In order to limite hydrogen leakage,oil seals the space between the shaft and static seal tile.After the generator maintenance, air is full of inside the generators.There was a safe hidden trouble if hydrogen is mixed into the oxygen.Carbon is blowed from the from the bottom to the full of generator to replace air after Sealing experiment was passed.And hydrogen is blowed from the from the full to the bottom of generator to replace carbon. Keywords:Generator;Hydrogen cooling;Gas replacement;Seal oil system
氢冷发电机氢气湿度大原因分析及处理
氢冷发电机氢气湿度大原因分析及处理 发表时间：2018-04-12T10:31:31.593Z 来源：《电力设备》2017年第32期作者：谭金宝1 周振宇1 王京1 牛欣欣2 [导读] 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。 （1.国家电投南阳热电有限责任公司河南南阳 473000；2.国家电投豫新发电有限公司河南新乡 453000） 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。 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。
变压器油中氢含量超标的原因分析及处理
变压器油中氢含量超标的原因分析及处理 摘要针对本厂出现的变压器中绝缘油氢含量超过注意值的现象进行了原因分析，找出了氢含量超标的原因，并提出了相应的措施及对策。 关键词变压器油；氢含量；原因分析 1故障概述 海勃湾发电厂#3、4号主变压器为：15.7/220KV。30B为：110/6KV。#3主变压器投运日期：2002年11月19日；#4主变投运日期是2003年1月。#3、4主变为沈阳变压器公司制造的SFD9-24000/220型变压器，额定容量为：24000KV A，油重量为：33.4吨。30B是#3、4主变的高备变。投运日期是2002年11月，由特变电工新疆变压器厂制造。油号为：DB-25（克拉玛依炼油厂）总油重：16620KG。电压等级：110/6KV，相数：3相，冷却方式：ODAF。自投入运行以来，一年一次色谱分析及其简化试验，电气检修还做了相应的电气试验。2010年初30B色谱分析中发现氢含量有逐渐上升趋势，直至6月氢含量增高超标。化验人员就采取了跟踪监督的措施。 2问题提出 根据上述现象，如果绝缘油中含气量高，由其是氢含量超标，将加速绝缘油老化，使得绝缘材料使用寿命减少一半，起不到很好的散热、冷却的效果。及早发现设备内部是否有局部放电，如有局部放电会引起绝缘破坏，甚至造成事故。结合我厂出现的问题，对30B绝缘油中溶解气体进行跟踪分析，其色谱分析结果如下（表1）。 同时做30B绝缘油的常规试验，如（表2）。 3故障分析 3.1可能存在原因分析 1）变压器在故障下产生的气体在其内部会有一个传质过程。故障点产生的气泡会因浮力而上升，上升的过程中与附近油中已溶解的气体发生交换。气体溶解在油中，由于油的对流、扩散将气体分子传递给变压器油的各部分，热解气体溶解在油中的多少决定于气泡的大小，运动的快慢。气泡的运动与交换可以帮助我们了解故障的性质和发展趋势； 2）当热解气体达到饱和时，不向外逸散，在压力、温度的条件下饱和油内析出的气体形成了气泡。在变压器运行时，受到油的运动、机械杂质振荡，电场的影响使气体在油中溶解度减小而析出气泡。如果把这一点考虑进去比较符合实际情况；
关于发电机氢气露点高的原因及防范措施 温凯
关于发电机氢气露点高的原因及防范措施温凯 摘要：叙述了水氢氢冷却发电机氢气湿度大的影响因素及处理办法，内蒙古大 唐国际托克托发电有限责任公司3-12发电机组，发电机由东方电机股份公司制造，水-氢-氢冷却方式，发电机氢气干燥系统采用QXG-3型吸附式氢气干燥器。我国 发电机运行规程规定，发电机内氢气纯度不能低于96%，露点温度应在-25-0℃。 关键词：发电机；氢气；露点; 干燥器；措施 一、氢气露点超标的危害 露点是指气体中的水分从未饱和水蒸气变成饱和水蒸气的湿度。氢气湿度大 是影响发电机绝缘性能的主要因素之一。运行中发电机内氢气湿度超过0℃，不 仅会降低氢气纯度，导致气体平均密度增加，使通风摩擦损耗增大，而且水分在 运行中蒸发为水蒸气，水汽吸附在绝缘层上，侵入绝缘内部的水将造成内部导体 与外部绝缘表面电位相等，成为等电位体，危害发电机定子、转子绕组绝缘强度，并因此发生击穿闪络，造成发电机事故；此外，还可能使转子护环产生应力腐蚀 裂纹。运行中发电机内氢气湿度低于-25℃，会使气体过于干燥，绝缘收缩，这样还可能导致定子端部垫块的收缩和支撑环的裂纹。 二、发电机内氢气露点升高的原因 2.1氢气本身带有一定的水分；氢站出口氢气湿度过大、氢气冷却器漏水或定子直接水冷系统漏水、干燥器工作不正常等，都会导致氢气湿度过大。经验总结，大多是氢气露点升高是由于氢气干燥器不能正常工作导致的。 2.2机组启动前遗留在发电机内的水汽，逐渐扩散到氢气中，造成氢气湿度增大，露点升高。 2.3氢冷器发生泄漏也可能使氢气露点升高，冷却器铜管破裂或制造存在砂眼，铜管质量不良，冷却器密封垫不严，并且在运行中冷却器通关内水压比铜管外氢 压高，将发生冷却水直接漏入氢气内，造成氢气湿度增大。虽然氢压大于水压， 大师仍有可能扩散到氢气系统中。 2.4 润滑油中含水量大，发电机在正压下运行，为避免氢气泄漏，配有相应的 密封油系统。轴封蒸汽与润滑油的接触会导致润滑油含水量增加，而密封油又是 与氢气直接接触的。由于密封油是使用经冷却后的润滑油，因而由轴封蒸汽进入 润滑油中的水分会使发电机会使发电机氢气的湿度不断增大，这就是引起发电机 氢气露点升高的根源。 2.5发电机定子冷却水温度低于冷氢温度使部分氢气过冷却。 三、 QXG-3型吸附式氢气干燥器工作原理及不正常工作的原因 3.1工作原理：该干燥器是一种全自动，双塔式连续运行的氢气干燥设备。自动连续运行是由PLC运行“控制程序”对设备进行控制实现的。运行过程分为定时 运行和高效运行两种模式。定时运行模式为每个吸收塔进行8小时的吸湿过程和 8小时的再生过程。再生过程又分为4小时加热和4小时冷却。 3.1.1吸湿过程：假设A塔进行吸湿过程，B塔进行再生过程。吸湿过程是： 氢气从发电机高压端出来流进入设备，经底部的四通阀导向流进A塔的底部，经 内置风机吹送流经干燥吸湿层，水分被干燥剂吸收，然后氢气经上部四通阀流出 干燥器，返回发电机低压端入口。这一过程持续8小时。 3.1.2再生过程：假设A塔进行吸湿过程，B塔进行再生过程。B塔内埋置在 干燥剂中的电加热器加热干燥剂，使其将吸收的水分放出，封闭在再生系统内的 氢气经B吸收塔内置风机的推动流过干燥剂吸收层，将释放出的水蒸汽带走，然
一起变压器总烃超标原因分析与处理
一起变压器总烃超标原因分析与处理 摘要：根据变压器色谱分析、三比值法判断运行中充油变压器是否处于良好状态是对变压器状态监测的必要手段。通过用三比值法对内蒙古某厂主变压器油色谱中总烃超标的原因分析，并结合变压器低压侧升高座箱沿处存在的过热现象，初步分析为内部漏磁产生涡流引起发热，确定对变压器放油进行检查，成功查出低压侧屏蔽线部分缺失，解决了该变压器发热问题。 关键词：变压器油；色谱分析；三比值法；低压侧磁屏蔽 1 概述 内蒙古某电厂主变压器，型号为SFP-420000/220，额定容量为 420 MVA，由南通晓星变压器厂生产制造，2014年3月18日化验#5主变油色谱，发现总烃由三个月前的54μL/L 增长至μL/L，已达到规程规定的注意值，总烃气体中的主要成分是甲烷和乙烯。测量变压器铁芯接地线电流在规定值范围内，在检查过程中发现主变C相低压侧升高座箱沿处有过热现象，用红外线测温仪测量连接螺栓最高达182℃，引起各部门的高度关注。 2 变压器总烃超标的分析与处理
2014年3月发现变压器油中烃类气体增长的趋势明显加快，并超过规程的注意值，从以下几个方面进行了分析。 （1）采取每日取样进行色谱分析，观察变压器油中气体的变化情况，发现油中总烃气体含量不断增加。 （2）检查发现低压侧封闭母线基座箱沿与下部的变压器大钟罩壳箱沿处发热严重，该部位的油漆由于发热已经脱落变色，用远红外成像仪测量该部位最高温度达182℃，立即在低压侧箱沿上法兰增加一根25mm2的接地线用以降低该处涡流发热，该处温度由降低至107℃左右，但油中总烃增长趋势并未减缓。 由附表1色谱数据分析可知，特征气体为甲烷和乙烯，甲烷为主要气体成分，按照GB/T7252-200《变压器油中溶解气体分析判断导则》[1]的故障判断方法，初步判定该变压器存在问题。 根据《变压器油中溶解气体分析判断导则》改良三比值法，计算2014年3月18日及5月22日油色谱数据并确定编码如下： 乙炔与乙烯的比值：0/=0、0/=0编码均为0。 甲烷与氢气的比值==、=，编码均为2。 乙烯与乙烷的比值==、=，编码均为1。 根据GB/T7252-2001国际[2]中11的编码与故障类型对照表的对比分析，两次三比值编码均为（0、2、1），属于
发电机氢气湿度超标的原因分析及预防措施 刘春旭
发电机氢气湿度超标的原因分析及预防措施刘春旭 发表时间：2019-07-09T15:29:33.050Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：刘春旭 [导读] 摘要：氢冷发电机组氢气湿度超标是影响氢气纯度的主要原因，氢气中含水增大会使发电机定子线圈端部发生局部短路事故，造成发电机转子护环产生应力腐蚀，使发电机氢气纯度降低，气体密度增大，增加了通风损耗，同时也增大了排污、补氢次数和补氢量，降低了发电机的运行效率，严重的影响机组安全、经济运行。 （大庆中油电能公司热电一公司） 摘要：氢冷发电机组氢气湿度超标是影响氢气纯度的主要原因，氢气中含水增大会使发电机定子线圈端部发生局部短路事故，造成发电机转子护环产生应力腐蚀，使发电机氢气纯度降低，气体密度增大，增加了通风损耗，同时也增大了排污、补氢次数和补氢量，降低了发电机的运行效率，严重的影响机组安全、经济运行。 关键词：氢气湿度；危害；预防措施 1 概述 1.1 中油热电一公司三台200MW发电机，由哈尔滨发电机厂生产，型号：QFSN-200-2型，发电机定子线圈及引出线采用水内冷，转子线圈、定子铁芯采用氢气冷却。 1.2 发电机充氢后要求氢气纯度＞96%，含氧量＜2%，氢气含水量＜12g/m3。为了降低发电机氢气湿度，在4.5米内冷水系统旁加装了一台型号：BLNG-2F型氢气干燥器，它利用发电机风扇的压头，使部分氢气通过干燥器进行干燥,除去氢气中水分，提高发电机内的氢气纯度。 1.3 我厂密封油系统为双流环式密封油系统，即向密封瓦双路供油，在密封瓦内形成双环流供油形式。即有空侧和氢侧分别独立的两路油。双回路供油系统具有二路油源，空侧油源来自主油箱，氢侧油源来自发电机双环密封的内环氢侧密封油的回油；一路供向密封瓦外环空气侧的空侧油，一路供向密封瓦内环氢气侧的氢侧油。其中空侧油中混有空气，氢侧油中混有氢气。两个油流在密封瓦中各自成为一个独立的油循环系统，空、氢侧油压通过平衡阀和压差阀保持密封油压与氢压的差值，对平衡阀、差压阀等关键部件的动作精度及可靠性要求极高。 2 氢气湿度超标的危害性 2.1 氢气湿度高使发电机转子护环产生应力裂纹损伤，并使裂纹快速发展。发电机转子护环的应力腐蚀开裂与氢气介质湿度有很大的关系，在相对湿度大于50%时，裂纹扩展速率呈指数增加。 2.2 发电机内氢气湿度过高会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。如由于制造方面的原因，200MW发电机定子端部绝缘水接头和引线两端存在薄弱环节，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线棒发生击穿放电。氢气相对湿度超过75%，会使转子绝缘强度下降，甚至无法启机。 2.3 含水油、烟进入发电机内，使得发电机的氢气纯度降低，气体密度增加，即增加了发电机的通风损耗，同时也增加了排污、补氢次数和补氢量，影响机组运行的经济性。 2.4 含水油烟进入发电机中，随氢气一起在发电机内的风路里循环，遇冷后，可在风道内任何部位表面凝结成油滴。沉积在风道的油污将严重影响风道的散热能力，轻者造成温度升高，重者可产生风道阻塞，使局部过热，尤其是转子风道。造成发电机无法正常运行。 3 氢气湿度超标的原因 3.1 氢站来氢未达到标准。 目前，制氢站制取氢气的方法为水电解法。电解槽产生的氢气依次经过分离器、洗涤器、冷却器，最后储存在储氢罐内。从工艺流程看，氢气经过洗涤器后水蒸气含量处于饱和状态，其含水量取决于温度，随着温度的提高而增大，在流程中设置冷却器就是为了通过降低氢气的温度而得到降低氢气含水量的目的。 3.2 补充进入密封油系统的润滑油中水分超标 3.2.1 主油箱油中含水量超标。 从系统设置可以知道，空侧密封油来自于主油箱，经过空侧密封油泵升压送至发电机密封瓦的双环密封的外环，回油经油氢分离器后靠静压回至主油箱。密封油中带水，在密封瓦处蒸发形成水蒸气进入发电机使氢气纯度下降，湿度增加。 3.2.2 汽轮机轴封漏汽。汽轮机轴封系统检修时轴封间隙调整过大或运行中发生轴封片与汽轮机大轴摩擦，使轴封径向间隙增大，导致汽轮机端部轴封向外跑汽，汽轮机轴端汽封漏汽窜入汽轮机轴瓦内造成油中进水。由于主油箱的油是氢冷系统密封油的油源，主油箱含水量偏大，必然导致密封油含水量偏大，最终导致氢气含水量上升。 3.2.3 冷油器泄露。冷油器运行中出现铜管、管板渗漏，同时运行操作不符合规定，造成冷却水压大于油压，使水进入油中。 3.2.4 轴封回汽冷却器换热面积不足。轴封回汽冷却器经堵漏处理后使冷却面减小，并且老机组轴封漏汽量在增加，造成轴封回汽不畅，使轴封回汽压力升高，漏汽量增加，造成油中进水。 3.2.5 汽轮机一次漏汽量大。机组负荷增大时，漏汽压力升高、漏汽流量增加使汽轮机一漏相互产生排挤，造成漏汽不畅，使轴封回汽腔室压力升高，造成高压缸前、后汽封和中压缸前汽封漏汽量增大，并通过油档窜入相应轴承的回油中，导致油中带水。 3.2.6 排烟机出力过大。#2、3排烟机运行时会使轴承室、回油管、主油箱内形成微负压，排烟机出力过大形成的负压过高，使工作环境中的空气从系统间隙处不断吸入，空气中的水蒸汽进入油系统后凝结成水，导致油中带水。 3.2.7 润滑油滤油机滤水效率不足。润滑油在线滤油设备滤水效果不佳，或因滤油设备故障无法保证连续平稳运行，使油中含水量不断增加。 3.2.8 运行调整不及时。机组负荷增大时，二次漏气压力增大，运行人员未及时调整二漏倒八抽截门以降低二次漏汽压力，使轴封发生漏汽通过油挡窜入轴瓦回油中。 3.3 发电机内冷水漏泄 氢冷发电机水系统泄漏，主要包括氢冷却器及内冷水系统的泄漏，虽然氢压大于水压，但水、汽仍有可能扩散到氢气系统中，导致氢气湿度增大。