氢冷发电机氢气湿度超标原因分析及处理标准版本
氢气湿度大原因分析
摘要：本文对氢冷发电厂经常出现氢气湿度增大原因进行详细分析，并针对分析情况提出防范措施并进行详细论述。
关键词：氢冷发电机湿度增大原因分析防范措施前言：呼和浩特热电公司（简称呼热）为2×300MW湿冷发电机组。
发电机为东方电机股份有限公司制造的QFSN-300-2-20B型三相、二极、隐极式转子同步发电机，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。
集电环采用空气冷却。
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。
发电机内充氢压力为0.25MPa,氢气与大气之间采用油来密封，在运行中若调整控制不当极易造成发电机进油及氢气湿度纯度不合格，给机组安全稳定运行带来极大危害。
氢气湿度超标对发电机的危害：氢气纯度、湿度不合格，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。
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。
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元素，使机内构件产生表面凝露，使转子护环受产生附加应力而导致裂纹等危害。
发电机氢气湿度增大的原因：1.氢源湿度大，目前电厂制氢站采用70-80℃的碱性水溶液制取氢气，这不可避免的带有一定水分，在补氢时时水分进入发电机内。
氢气纯度与湿度超标原因及防范(参考资料一)
氢气纯度与湿度超标原因及防范0 引言目前，我国加入电网运行的600 MW 及以上大型汽轮发电机近150台，这些机组已成为我国电网的主力发电机组。
其发电机冷却方式绝大部分为水-氢-氢(即定子绕组内冷，转子绕组定子铁芯及构件表面氢冷却)，简称氢冷发电机。
氢冷发电机的氢气品质直接关系到主设备的安全、经济运行，当主机内氢气纯度迅速下降，气体密度增大时，便增加了发电机的通风损耗，同时增加了排污次数、补氢次数和补氢量，影响发电机组的正常运行，造成较大的经济损失。
1 氢气纯度与湿度超标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。
氢气湿度不合格，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，威胁发电机定子的绝缘，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的腐蚀、老化，若油中含水量超标，油中水分蒸发，则会导致与氢气湿度过大同样的后果。
虽然，电力行业标准对大型发电机运行中的氢气纯度、湿度和防止机内进油作了规定，但由于这些异常运行方式会严重影响发电机组的安全、经济运行，所以，应引起高度重视。
2 导致大型发电机氢气纯度与湿度超标的原因分析(1)通过试验分析，确证从制氢站来氢的纯度合格，排除因制氢站来氢导致发电机内部氢气纯度和湿度下降的可能性。
(2)氢气干燥装置不够合理。
目前，600 MW大型发电机基本都是由转子两端的风扇随转子旋转产生风压差，在机内形成氢气封闭循环流动，当发电机在停运备用状态下，机内氢气压差消失，依靠压差进气的氢气在干燥器中无法流动，干燥器不能对氢气进行干燥。
(3)氢气干燥器设备存在缺陷。
发电机运行中干燥器投运不正常。
(4)发电机提高负荷或低负荷运行时，氢气冷却器冷却水量调整不合理或冷却水温过低，流量过大，导致氢温过低产生凝露。
(5)内冷水系统机内接头和氢冷器微细渗漏，导致机内氢气湿度增大。
600MW氢冷发电机氢气湿度超标分析与处理
机驱动辅助发电 机风 扇来产生吸收氢气流。
化铝作为分子筛的氢气干燥器和硅胶干燥器 实践证明： 效果 良 好， 氢气湿 ２ ２ 氢气进行干燥处理的原理是首先氢气 从发电机底部进入硅胶干 度能够有效控制在标准范围内。 燥器刑 用硅胶吸收水分进行湿度粗处理然 后进入氢气干燥器刑用活性 ４ ２加强 寸 密 由 系统油质的 躇 丘 釉Ｅ 油屠 玲馅’ 不 各 及时处理。 氧 化铝的吸收 矬 能 。活性氧化铝 是—种 固态 干燥剂， 清除水分 是将湿度 高 ４ ３发电机底 部排 污定期 开启， 防止 密封油 进入发 电机 氖气 系统， 能够 的氢气通过填满活性氧化铝的吸收塔来实现的。由于新鲜氢气来源已经 被 及时发现 。 是湿度 一 ３ Ｏ ℃周 前我单位采用质优价廉国产高疏松度的活性氧化铝庀 具 ４ ＿ ４目前我们公司为人工到现场测量氢气湿度 与 在线监测相结合， 一 有非常大的表面积和强吸湿能力使 用活『 生 氧化铝作为干燥剂主要是利用 旦在线 则 仪浸油或其他因素失灵时， 可以通过现场就地榆测圾 时发现 它的化． 学隋 和无毒的特陛。 当活 陛氧化铝吸收水分达至 ｌ 胞 和后庀 的‘ 耳 问题 。 生” 可通过加热器来清除自身的水蒸汽从而恢复它的吸收能力， 并且活性 ４ ５保证实验方法 、 仪器使用无误’ ｆ 义 器应该每年校验一 特殊 情况如 氧化铝的性能和ｌ 效 率不受重复再生的影响。 汽 干燥器中利 用嵌 入式的 进油污染仪器 ｉ 及时清洗校验。 电加热器加热干燥剂使束缚的水分汽化 同时刑 用来 白干燥器人口的一 氢气干噪器内可以更换活Ｉ 生 氧化铝或硅胶干燥器内更换硅胶也 股氢气流过吸附层带走释放 出的水蒸汽， 干燥剂恢复最初的特 陛， 然后这 是—项有效的措施。 股氢气 有水蒸汽庇冷却器中冷却其 中的水汽冷凝成水通 过分离器排 ４ － ７ 做好各部门协调工作， 尤其查漏治漏， 消除一切可消除因素， 控制好
发电机氢气湿度超标的原因分析及预防措施
发电机氢气湿度超标的原因分析及预防措施摘要：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。
汽轮发电机氢冷系统湿度超标原因分析及对策
ＹＮＩ ｕＥｘ 研究与分析 Ａ Ｎ ｌ Ｊ ＹＦ Ｕ
ｌｉ ｌ； ０
系 统分 为 空侧 、氢侧 ２ 回路 ，个 回路 之 间相 对 独 个 ２
瓦磨 损严 重造 成密封 油 泄漏量 大 、机端 空侧 密封油 压 偏低 。
立， 只要密 封 瓦空 侧 、 侧 油压 完 全 相等 ， 氢 密封 瓦 两 侧 的 中间带 不会 发生 窜油 现象 。为此 ，设计 了平 衡
空 、 两侧 油压 的平衡 阀 ， 氢 氢侧 密封 油压 跟踪 空侧 密
为防止 漏氢 ， 该公 司曾采取 措施 提高 机端压 力 ． 使 机端 氢油 压差维 持在 规定 范 围 ，提 高后发 电机 密
封 油压力 见 表２ 。
表 ２ 提 高 机 端 压 力后 的发 电机 密 封 油 系统 参数 ＭＰ ａ
当含水 的油 回到 主油箱 后 ， 由于重 力作 用 ， 部分水 大 沉 淀在 主油 箱底部 ，一 小部 分 以细小水 滴方式 存在
冷 发 电机 ， 却 方式 为 水 一 氢 。进 入 ２ ０ 年 夏 季 冷 氢一 ０６ 后 。号 发 电机氢 气湿 度严 重超 标 ，露点 温度 一直 在 ６ ０ 以上 ． 度达 ３ 一 ０℃ ， 重威 胁机 组 的安全运 行 。 严
耗氢 量 与补 给氢气 中含水 量 的乘积 ， 计算 公式 为 ：
Ｑｌ Ａ ＝ △ Ｈ
相关。 因此 ， 降低氢 气 湿度 ， 使其 符合 安全 生产要 求 ， 已成为各 电厂研究 的重要课 题 。
式 中 ： 为每 天 的耗氢 量 （ △ 即补氢量 ）ｍ／； ， ３ Ａ 为补 ｄ 给 氢气 中的含 水量 ，／ 。 ｇ ｍ。
０ 引 言
氢冷 发 电机是 以氢 气为 冷却 介质 ， 转子绕 组 、 对 定 子铁 心及 构件表 面 进行冷 却 。采用 氢气 冷却 的发 电机具有 效率 高 、 冷却 效果好 、 全可靠 等 优势 。在 安
氢冷发电机氢气湿度超标分析及治理
氢 气绝 对湿 度 ≤ １ ／ 。 ［９ １ １３ 文响 ０ｇｍ３ 电 １９ ］２ 号 发 ． 绝 对湿 度 ≤ １ ｇ ｒ ，有 条 件 的机 组 可 进 一 步控 制在 ４ｇｍ， ０ ／３ ｎ ／ 以下 ， 氢气 湿 度 过高 ，使 发 电机 转 子护 环 产生 应 力腐 蚀 并 使裂 纹 快
Ｄｎ ｏ ｃｎｙＺｏ ｈ ◆ 气 程 自 化 ｉ ｉｎｈ ｇｕｉｎ ｕ 电 工 与 动 耋 ａ ｇ ｇｅ ｇａ ｑ ｄ
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氢冷 发 电机氢气湿 度超标 分析及治理
戎 文 杰
（ 山西省 阳光 发电有限责任 公司 ，Ｊ 阳泉 ０ ５ ０ ） Ｉ西 Ｉ ４ ２ ０ 摘 要： 主要 介绍了氢气湿度超 标的因素及危 害， 并在此基础 上提出 了相应 的治理 以及监控措 施。
氢 冷 发 电机 的绝 对 湿 度标 准 经 多 次演 变 。１ ６ ９ ６年 ， 电力 部 颁 发 的 氢 压高 ， 发生 冷却 水直接 漏 入氢 气 中的现象 ， 将 造成 氢气湿 度增 大 。 运 行规 程 中规 定 ， 气 的绝 对 湿度 ≤１ ／ ３ １７ 年 颁 布 的“ 电 氢 ５ｇ ｍ ； ９ ９ 发 ３ 氢 气 湿 度 超 标 对 发 电 机 的 危 害 机 运 行规 程 ” 中规 定 ， 电机 内氢 气绝 对 湿 度 ≤ １ ／ ， 充 的 新 发 ５ ｍ，补 ｇ
２４ 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 ， 管 与管板 的胀 口质量 铜
不 良， 冷却 器 密封 垫 不严 ， 在运 行 中 冷 却器 铜管 内水 压 较 铜管 外 且
降低国产MW氢冷发电机氢气湿度
降低国产M W氢冷发电机氢气湿度Revised on July 13, 2021 at 16:25 pm降低国产200M W氢冷发电机氢气湿度淮北发电厂3台200MW发电机系东方电机厂生产的QFQS-200-2型..分别于1981;1982;1993年并网发电..发电机冷却方式：静子线圈及引线采用水内冷;转子线圈、定子铁芯采用氢气冷却..正常运行时;氢压为0.3MPa、油压高于氢压0.05MPa..为了降低发电机氢气湿度;大修中分别在发电机励磁侧和汽轮机侧安装了1套LQS-AF型冷凝式去湿机;在3台电解槽出口加装了LQS-Ⅱ型制冷式氢气去湿装置..发电机内氢气湿度在夏季高达20g/m3;冬季也在8g/m3以上;大大超出部颁要求发电机内氢气湿度≤10g/m3..在安装去湿装置后氢气湿度有很大的降低;起到了一定的去湿效果..1200MW机组氢气湿度治理前状况从表1可以看出;淮北发电厂200MW机组氢气湿度在治理前的超标是较为严重的..2氢气湿度大的危害性氢气湿度大将直接影响机组的经济、安全运行..氢气湿度过高不仅能导致发电机绝缘水平下降;造成发电机绝缘击穿;同时会加速发电机转子护环的腐蚀速度..有资料表明;自200～300MW氢冷发电机投运以来;就曾经发生过数十台定子线圈端部绝缘击穿;多台转子护环出现裂纹等事故;而这些事故均与机内氢气湿度过高有较大关系..3导致氢气湿度超标的原因3.1氢源本身湿度制氢、补氢管道湿度大目前;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达到降低氢气含水量的目的..在夏季由于水温较高;使氢气含水量超标..3.2设备先天性缺陷及结构不合理淮北发电厂200MW氢冷机组系东方电机厂生产的早期产品;存在着诸多先天缺陷及结构上的不合理..如：密封材料易老化;造成严重漏氢..尤其是管道、阀门接头处的密封老化;造成机组漏氢量的增大;如5;6号机组的漏氢量曾高达250m3/日;需要大量的补氢;导致发电机内氢气湿度激增..3.3汽轮机轴封系统检修及运行调整不当由于检修时轴封径向间隙调整过大或运行中发生轴封片与大轴磨擦等;使轴封径向间隙增大;导致端部轴封向外跑汽;串入轴瓦中;造成油中积水..在机组运行增加负荷时;轴封压力升高;如不及时调整轴封供汽压力;则随着轴封腔室压力的升高而向外跑汽也是导致油中积水的原因之一..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..。
发电机氢气湿度变化大原因分析
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。
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氢冷发电机氢气湿度超标原因分析及处理标准
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氢冷发电机氢气湿度超标原因分析
及处理标准版本
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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,缩短发电机的寿命。
为了发电机的安全,决定停机进行处理。
2 原因分析
2.1 ＨＭＰ264/230氢气湿度监测仪的准确性
通过对仪表的检查、校验,仪表测定结果准确。
2.2 补充氢气的湿度
江油发电厂2×330ＭＷ机组制氢站制氢系统在设计时未考虑安装氢气除湿装置,通过采用ＨＭＰ264氢气湿度测定仪对各储氢罐内氢气湿度的测定表明:制氢站送出的氢气湿度还不至于影响发电机机内氢气湿度。
但对热氢气进行湿度分析时发现热氢气湿度偏
高(热氢气湿度5 4ｇ/ｍ3),超过部颁对补充氢气的要求。
2.3 电机密封油含水量检测
由密封油的含水量看,密封油含水量不是引起发电机氢气湿度超标的根本原因。
但若发电机密封瓦漏油,也会使发电机内氢气湿度增加。
由于该厂31号发电机密封瓦长期漏油,从而使机内氢气湿度超标的可能性大大增加。
2.4 发电机的密封性检查
1) 31号发电机补氢量同32号发电机相比偏高,机内氢气中带油;
2) 发电机定子线圈内冷水回路做0.2ＭＰａ水压试验,8ｈ后发现发电机励磁端端部有三个水电接头处有轻微渗水水迹。
将这三处绝缘剥去,拆开接头检查后再装复,做0.2ＭＰａ、12ｈ的水压试验,未发现
渗漏,包好绝缘。
3) 发电机氢冷却器泄漏检查: 对发电机氢冷却器进行灌水加压0.4ＭＰａ,维持8ｈ实验,未发现渗点。
2.5 补氢系统检查
对补氢系统进行排水检查未发现补氢管道内沉积有积水;但在补氢系统配气站至发电机Ｕ型管内排出有少量黑色积水。
因该Ｕ型管底部无排水阀。
通过以上的检查分析,影响31号发电机氢气湿度超标的主要原因是:由于制氢站无氢气除湿装置,补充氢气湿度偏高;配气站Ｕ型管内存有少量积水,氢气通过时湿度增加;以及密封油进入发电机堂内,若积聚过多,已会导致氢气湿度超标。
3 处理方法
1) 对氢气湿度仪进行校验,确保仪表的准确性。
采用已知湿度的标准溶液(25℃,饱和ＬｉＣｌ、
饱和Ｋ2ＳＯ4)进行校正,仪表监测结果准确。
2) 在补氢系统管道最底部和各Ｕ型管增设排水阀,有利于及时排除补氢系统积水。
3) 在补氢管道加装自制的氢气干燥器。
采用干燥后的3～5ｍｍ圆球硅胶作为吸附剂,自制氢干燥器对补充氢气进行干燥处理,确保送入发电机内的氢气湿度合格。
4) 定期对储氢罐底部进行排水。
并在发电机补氢时进行要求:不得将热氢气补入发电机内。
5) 对发电机励磁端部三个水电接头轻微渗水进行了处理。
6) 对发电机密封瓦进行了处理,防止密封油进入发电机内,同时使发电机的补氢量大大减少。
7) 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。
8) 发电机堂内采用高纯氮进行干燥置换处理后,再用氢气干燥处理。
9) 在发电机运行过程中,加强发电机底部的排污工作。
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。
10) 在发电机本体加装氢气除湿装置。
采用上海化工研究院生产的ＤＧＨ氢气除湿装置,该装置采用吸附原理对氢气进行除湿。
从目前的情况看效果良好。
发电机内氢气湿度检测结果如下:
4 结果
通过以上处理,使31号发电机氢气湿度完全达到了部颁要求,保证了发电机的安全稳定运行。
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