发电机氢气系统介绍.ppt

660MW机组发电机 氢气系统 （马小军）,2016年12月,氢气系统、密封油系统、定冷水系统概述 氢气系统主要操作 660MW机组氢气、密封油系统的案例分析 氢气系统的相关制度,一、氢气系统、密封油系统、定冷水系统概述 氢气系统概述 我厂汽轮发电机采用水氢氢冷却方式，定子绕组为水冷，转子绕组为氢气内冷，铁芯为氢气外部冷却。发电机氢冷系统采用闭式氢气循环系统，热氢通过发电机的氢气冷却器由冷却水冷却。,采用氢气冷却优点： （1）运行经验表明，发电机通风损耗的大小取决于冷却介质的质量，质量越轻，损耗越小，氢气在气体中密度最小，有利于降低损耗； （2）另外氢气的传热系数是空气的5倍，换热能力好； （3）氢气的绝缘性能好，控制技术相对较为成熟。 采用氢气冷却缺点： 最大的缺点是一旦于空气混合后在一定比例内（4%74%）具有强烈的爆炸特性，所以发电机外壳都设计成防爆型，气体置换采用CO2作为中间介质。,氢气控制系统主要技术参数 额定氢压：0.45 MPa 最大氢压：0.5 MPa 氢气温度：3546 氢气纯度：98% 氢气露点：-5C -25 C 氢气消耗量：1319 Nm3/d 发电机充氢容积：88 m3 供氢压力：3.2 MPa,氢气系统 简图,纯度分析仪,氢气控制站,二氧化碳控制站,循环风机,漏液探测器,除湿装置,氢气湿度仪,氢气系统主要设备 氢气控制站 (氢气压力控制) 二氧化碳控制站 (二氧化碳减压控制) 氢气干燥器 (氢气除湿) 油水探测器 (机内检漏) 纯度分析仪 (纯度检测) 氢气湿度仪 (湿度检测) 漏氢检测装置 （检漏氢气） 氢气冷却器 （冷却氢气） 氢气过滤器 （过滤杂质）,氢气系统特点 系统采用无泄漏焊接式波纹管阀,确保系统无泄漏； 系统配置氢气干燥器，保证机组湿度要求； 配置氢气置换用设备和三范围纯度分析仪，气体置换操作简单方便； 配置全套用于监测氢气压力、温度、纯度、湿度仪器仪表；以上装置除设有就地显示外，还有远传420mA和报警信号； 氢气冷却效果好，提高发电机效率； 发电机壳采用防爆设计，在发电机关键地方设置有漏氢监测点，能及时探测漏氢点。,密封油控制系统概述 密封油系统用于向发电机密封瓦供油，且使油压高于发电机内氢压（气压），防止发电机内氢气沿转轴与密封瓦之间的间隙向外泄漏，同时也防止油压过高而导致发电机内大量进油。 密封油系统按结构形式分为单流环式密封油系统、双流环式密封油系统，我厂采用单流环式密封油系统。该系统密封油路只有一路，分别进入汽轮机侧和励磁机侧的密封瓦，经中间油孔沿轴向间隙流向空气侧和氢气侧，形成了油膜起到了密封润滑作用。然后分两路（氢侧、空气侧）回油。,（1）密封油系统氢侧： 主油箱来油 真空密封油箱交流密封油泵 滤网 油氢差压阀旁路密封瓦进口油管短接管 氢侧出口油管 密封油回油扩大槽 浮子油箱空气抽出槽汽机主油箱。 （2）密封油系统空侧： 真空密封油箱交流密封油泵滤网油氢差压阀旁路密封瓦进口油管短接管空侧出口油管 空气抽出槽汽机主油箱。 （3）事故密封油回路： 汽机润滑油管路直流密封油泵滤网油氢差压阀旁路密封瓦进口油管短接管空侧出口油管（氢侧出口油管 密封油回油扩大槽 浮子油箱） 空气抽出槽汽机主油箱。 （4）紧急密封油回路： 轴承润滑油管直接供密封瓦用油。此运行回路的作用是在主密封油泵和直流油泵都失去作用的情况下，轴承润滑油直接作为密封油源密封发电机内氢气。此时发电机内的氢气压力必须降到0.05 MPa，尽快停机。,密封油系统 简图,定子冷却水控制系统概述 发电机定子冷却水系统的主要作用是：向发电机定子线圈不间断的供水，使定子线圈得到冷却，使定子线圈温度保持在允许范围内。监视进出水温、水压、流量和水的导电率等参数。系统还设有自动水温调节器，以调节定子线圈进水温度，使之保持基本稳定，另外，系统还设置了离子交换器，用以提高和保持冷却水的水质。 该冷却水系统自成为一个独立的封闭循环系统。水泵从水箱中吸水后送入冷却器降温，然后经过过滤器除去机械杂质。经流量信号装置后进入发电机定子线棒中的空导线和引线定子出线套管，冷却水由励端进入，由汽端流出，出水流回至水箱中，如此循环。为了冲洗发电机内冷却管方便，系统中还设有反冲洗管逆向流回至水箱。,定子冷却水系统简图,二、 氢气系统主要操作 气体置换方法： 1. 采用中间介质置换法，即利用CO2置换发电机内的空气（或氢气），然后用氢气（或空气）置换CO2。 2. 充氢时先用CO2置换发电机内的空气，待机内CO2含量超过85以后，再充入氢气置换CO2，最后置换到氢气状态。 3. 排氢时，先向发电机内引入CO2，用以置换机内氢气，当CO2含量超过95以后，才可以引进压缩空气驱赶CO2，当CO2低于15以后，可以停止向发电机内送压缩空气。,发电机置换的有关规定： 1.整个置换过程期间不允许发电机做任何电气试验，距发电机及排氢口21米范围内不准有明火作业。 2.当氢气系统严密性试验不合格时，不可置换为氢气运行。 3.开启CO2瓶门时，应缓慢进行，开启减压阀后应投入加热器运行。可用数个CO2瓶同时供给。注意CO2瓶表面的霜层情况，并应将压力不足的气瓶及时调换。一旦停止充CO2，应立即将加热器断电，以防烧损加热器。 4.气体置换过程，应在低氢压方式下，并尽可能在发电机静止时（或盘车状态）进行。整个置换过程，应严密监视发电机氢压、氢温、密封油压、油温、油流、油氢差压。,气体置换注意事项： 1.气体置换过程中，操作现场必须始终有人监视。 2.发电机置换为合格空气后，应将所有排大气、排污门开启，使发电机与大气连通，不能憋有死压。 3. 氢气干燥器及氢气循环风机必须参与置换。 4.对于较大容器和较长管线，排死角必须大于5分钟，以保证死角排放彻底，并用便携式纯度仪测量合格。 5.气体置换过程中，发电机内压力不能大幅波动，泄压时要缓慢进行，防止发电机内进油。 6. 向机内充压缩空气前应检查压缩空气湿度，合格后方可向发电机内充气。 7. 氢系统操作必须使用防爆工具。,8. 适当控制气流流动的速度，以免因气流速度太快而使管路变径处出现高热点。 9. 置换过程发电机内应保持一定的压力。 10. 现场（特别是排气管口附近）杜绝明火。 11. 取样前应先将相应的排气门开启30S，在气体流动时取样，以保证化验的准确性。取样地点正确，气体排放管路及气体不易流通的死角，应勤排放。 12. 用于置换的CO2气瓶，应抽样化验合格。 13. 置换过程中应加强监视各气体纯度。 14. 充CO2时，应投入CO2管路电加热器。 15. CO2在发电机内停留时间不能超过24小时。,。,气体置换准备和要求： 1. 气密性试验合格（向发电机内充入0.45MPa的清洁干燥空气，24小时内气体泄漏量小于10Nm3/d为合格）。 2. 发电机本体上、下部应布置供灭火用的CO2灭火器，在发电机本体上、下部周围挂“氢气运行，严禁烟火”标示牌，在发电机周围10m内无烟火及电焊作业。 3.合格的CO2瓶不少于60瓶，以满足气体置换使用，CO2含量按容积计不低于98。 4. 确认氢站来氢纯度不低于99.5，含氧量不大于0.5，湿度不大于1gm3。 5.检查确定主机润滑油系统、密封油系统已投入，且运行正常。检查密封油压、油氢差压、浮子油箱油位、真空油箱油位等应正常。,气体置换过程中所需气体容积、时间见下表：,发电机充氢操作： 1. CO2置换发电机内空气： 1）全面检查发电机氢系统完好，检修工作结束，工作票终结，安全措施拆除。 2）确认发电机风压试验完成并且合格。 3）确认主机润滑油、密封油系统正常，油-氢差压正常。 4）检查发电机检漏装置投入，现场消防设备完好。 5）确认现场已准备好充足、合格的CO2。 6）检查氢气系统及CO2系统各仪表齐全、完好、投入正常。 7）检查浮子油箱旁路门开启。 8）检查发电机处于静止状态（盘车状态可以置换，但所需时间及气体量较大。）。 9）检查确认压缩空气至发电机系统解列。,10）检查确认氢气至发电机21手动门前系统解列。 11）检查确认发电机氢气干燥器进、出口湿度仪走旁路。 12）检查发电机循环风机走主路。 13）检查发电机氢气干燥器投入。 14）开启CO2至发电机供气门22。 15）开启发电机排氢手动门120、 16）关闭发电机排CO2手动门121。 17）投入CO2至发电机系统，及时投入CO2加热装置。 18）投入氢气纯度仪并排污。 19）调整CO2减压器一级减压阀后压力达1.0Mpa，调整CO2减压器二级减压阀后压力达0.2Mpa。 20）调节发电机排气总门119维持机内气体压力在0.030.04MPa左右。,21）注意离发电机3m处的CO2进气管上不应有霜，当CO2瓶口压力下降至0.3MPa时应换瓶。 22）置换过程中，注意维持密封油氢-油差压在50Kpa左右。 23）监视置换过程中，定期开启系统中各死角排污门排污5分钟后关闭。 24）发电机纯度分析仪表CO2纯度达85%，联系化学取样校核。开启系统中各死角排污门排污5分钟后关闭。 25）停用CO2加热装置，关闭发电机排气总门119、排氢手动门120、关闭CO2至发电机供气门22前各截门，CO2置换空气结束。 26）记录CO2使用量为：瓶。,2.氢气置换发电机内CO2： 1）检查确认汽机房内已停止一切动火工作。置换工作结束前，严禁汽机主厂房上方使用行车。 2）检查发电机内CO2置换压缩空气工作已结束，且其纯度已达85%以上。 3）检查确认密封油系统运行正常，油-氢差压正常。 4）检查确认发电机检漏装置投入，现场消防设备完好。 5）检查确认氢气系统各仪表齐全、完好、投入正常。 6）检查确认发电机内CO2压力0.030.04MPa。 7）检查确认浮子油箱旁路门开启。 8）检查确认发电机处于静止状态（或盘车状态）。 9）气体置换前应备好足够的合格氢气，供氢母管压力在1MPa以上。,10）检查确认CO2至发电机系统已解列。 11）开启CO2至发电机系统截门22. 12）关闭发电机排氢手动门 120。 13）开启发电机排CO2手动门 121。 14）检查确认氢气干燥器进、出口湿度仪走旁路。 15）检查确认发电机循环风机走主路。 16）检查确认发电机氢气干燥器投入。 17）投入氢气至发电机系统各截门。 18）调整供氢一级减压阀后压力达1.0Mpa，调整供氢二级减压阀后压力达0.2Mpa。 19）调节发电机排气总门119，维持机内气体压力在0.030.04MPa左右。 20）置换过程中，注意维持密封油氢-油差压在50Kpa左右。,21）置换过程中，定期开启系统中各死角排污门排污5分钟后关闭。 22)发电机内氢气纯度达96%，对系统各死角排污门排氢5分钟后关闭。 23）投入氢气纯度仪并排污。 24）投入氢气湿度仪。 25）关闭发电机排CO2手动门 121。 26）关闭发电机排气总门 119。 27）缓慢调整供氢二级减压阀后压力达0.5Mpa，升高发电机氢压。 28）发电机氢压升至0.050.08 Mpa，观察浮子油箱油位降至一半后，开启浮子油箱进、出口门，关闭浮子油箱旁路门。,29）发电机氢压升至0.080.1 Mpa，投入密封油差压调节阀，缓慢关闭差压调节阀旁路门，监视油氢差压在50Kpa左右。（如交流密封油泵未投运，启动一台交流密封油泵，调整泵出口压力0.8 Mpa。） 30）当发电机内部氢气压力达到0.45Mpa，充氢升压完毕。 31）解列氢气至发电机系统。关闭CO2至发电机系统截门22。 32）发电机内压力：MPa，发电机氢气纯度：。置换完毕。,氢气置换为压缩空气的操作 1. CO2置换发电机内氢气： 1）检查确认发电机氢气系统排氢口处无动火作业。 2）检查确认已备好充足合格的CO2。 3）检查确认转子已停转（或处于盘车状态）。 4）检查确认密封油系统运行正常，检查油-氢差压正常。 5）检查确认发电机氢气冷却器冷却水已解列。 6）检查确认发电机氢气干燥器进、出口湿仪走旁路。检查氢气纯度仪投入正常。 7）检查确认氢气系统至发电机各截门关闭。 8）检查开启氢气至发电机手动门21、CO2至发电机手动门22及117。,9）关闭发电机排CO2手动门 121。开启发电机排氢手动门 120。 10）调节发电机排气总门 119，进行排氢泄压，注意控制排氢速度。逐渐将发电机内氢压降到0.1MPa。 11）将密封油差压调节阀切换至旁路运行。 12）发电机内氢压降到0.08MPa，浮子油箱切至旁路运行。 13）发电机内氢压降到0.04MPa时停止降压，调整发电机排气总门 119。 14）将CO2瓶连至CO2汇流排，开启气瓶出口门。 15）开启CO2至发电机系统各截门。投入CO2加热装置，防止CO2管道结霜严重。 16）调整CO2减压器一级减压阀后压力达1.0Mpa，调整CO2减压器二级减压阀后压力达0.2Mpa。,17）将纯度分析仪切换为样气采集回路（开启110、144，关闭105）。 18）调节发电机排气总门 119维持机内气体压力在0.030.04MPa左右。 19）注意距离发电机3m处的CO2进气管上不应有霜，当CO2瓶口压力下降至0.3MPa时应换瓶。 20）置换过程中，注意维持密封油氢油差压在50Kpa左右。 21）置换过程中，定期开启系统中下列各死排污门排污5分钟后关闭。 22）监视发电机纯度分析仪表CO2纯度达95%，联系化学取样校核，开启系统中各死角排污门排污5分钟后关闭。 23)停用CO2加热装置，关闭发电机排气总门119，发电机排氢手动门 120；关闭CO2至发电机系统各截门。,2.压缩空气置换机内CO2： 1)检查确认机组转子已停转(或处于盘车状态）。 2）检查确认机组密封油系统运行正常，油-氢差压正常（可使用主机润滑油油源）。 3）检查确认发电机内已由氢气置换为CO2，CO2含量已达95%以上。 4）对压缩空气管道进行排水。 5）检查确认氢气至发电机系统已解列。开启氢气至发电机进气手动门21。 6）连接压缩空气至发电机供气软管（法兰）。 7）关闭发电机排氢手动门 120。 8）开启发电机排CO2手动门 121。 9）检查确认CO2至发电机进气手动门22前各截门处于关闭位置。,10）开启压缩空气至发电机供气一、二次门，监视压缩空气压力正常。开启发电机排气总门 119。 11）将纯度分析仪切换为样气采集回路（开启110、144，关闭105）。 12）调节压缩空气至发电机供气门116，维持机内气体压力在0.030.04MPa左右。 13）置换过程中，注意维持密封油油氢差压在50Kpa左右。 14）置换过程中，定期开启系统中各死角排污门排污5分钟后关闭。 15)发电机内CO2纯度小于15%，对系统各死角排CO2 5分钟后关闭。 16）关闭发电机排气总门 119。 17）关闭发电机排CO2手动门 121。 18）关闭压缩空气至发电机供气门116。 19）关闭压缩空气至发电机供气一、二次门。,20）根据需要可停运密封油系统，空气置换CO2结束。,三、660MW机组氢气、密封油系统的案例分析 xx电厂600MW机组密封油系统故障及对策 1 空气抽出槽安装位置不当，发电机内压力较低时造成回油扩大槽满油 1.1 满油经过： #5机组96年11月14日进入投产第一次整组启动，本次启动为“168”期间第一阶段，只冲至3000RPm，发电机不并列，故发电机未充氢气运行，期间仅保持发电机内压缩空气压力。机组正常启动，一次冲转成功至1500RPm，进行中速暖机，暖机1小时后发现6.9m油水探测器有油，立即对其排放不止，分析为回油扩大槽满油，有可能造成了发电机进油，随下令打闸停机处理。 1.2 原因分析： 该密封油系统为发电机氢侧回油至回油扩大槽，油中氢气在此,分离后，由6.9浮子油箱浮子阀控制其油位再回至空气抽出槽，与空侧回油一起回至主油箱。回油扩大槽满油为发电机内压力过低（30kPa）引起。因为发电机内压力过低，克服不了回油扩大槽、浮子油箱、空气抽出槽三者之间的高度差，使得密封油回油受阻，造成回油扩大槽满油，因为密封油回油扩大槽就在发电机下部，引起发电机进油。 1.3 处理方法： 该发电机设置了3个油水探测器，一旦发现这三个油水探测器有油，即可判断发电机内有油或回油扩大槽满油，应立即分别采取对策处理。这为典型的密封油回油扩大槽满油，运行人员发现后立即从油水探测器进行放油，发电机励端、汽端仅放出少量油，密封油回油扩大槽连续排放直至无油，共放大约78桶。根据本次事故经过，在暂时不能对空气抽出槽安装高度进行处理的情况下，规定不论发电机内是何种气体，只要发电机密封油系统运行，必须保证发电机内压力30kPa，以防密封油膨胀箱满油，经过,以后运行证实是可行的。 * 660MW机组在气体置换过程中一般维持发电机内压力0.030.04MPa，为防止氢侧回油不畅造成回油扩大槽及浮子油箱满油，在置换过程中当发电机氢压升至0.050.08 Mpa，观察浮子油箱油位降至一半后，开启浮子油箱进、出口门，关闭浮子油箱旁路门。将浮子油箱由旁路切至主路运行。,密封油浮子阀卡涩（6.9m），造成回油扩大槽满油、主油箱油位下降： 1.1 现象经过： 1月24日 18:50 5机检查发现密封油浮子油箱浮子阀卡涩，联系检修处理；1月25日 22:30 浮子油箱投运，其油位维持不住，节流浮子阀保持油位；4月14日11:25 6机集控室“主机油箱油位高低”报警，立即就地检查主油箱油位-105mm，关闭氢气排污阀停止排氢，全面检查无外部漏油，油水观察窗均无油，主油箱油位降至-127mm，浮子油箱油位不正常；11:40“密封油回油扩大槽油位高”报警，开启浮子油箱旁路门后主油箱油位逐渐升至-110mm，“密封油回油扩大槽油位高”报警消失，关闭浮子油箱旁路门后报警又发生，密封油油水探测器有油，发电机励端油水探测器有油，利用浮子油箱旁路门调整膨胀箱油位；12:00 手动振打浮子阀，14:40 关闭浮子油箱旁路门，油位正常。,1.2 原因分析： 密封油浮子油箱浮子阀卡涩5、6机分别出现一次，具体卡涩原因5机为浮子阀的密封垫损坏造成漏气所致；6机卡涩原因不清，但经运行人员敲打后即正常，但密封油浮子油箱平衡遭到破坏后引起浮子油箱满油而造成回油扩大槽满油。 1.3 处理方法： 两次浮子阀卡涩，运行人员发现处理及时，避免了事故的进一步扩大。特别是5机没有造成密封油回油扩大槽满油。运行人员发现浮子阀卡涩后立即汇报，并采取将浮子阀前、后截门关闭，通过旁路门调整来保持浮子阀油位中间位置，因为浮子油箱油位就是密封回油扩大槽氢气并进行氢气进一步分离，浮子油箱油位过高说明回油扩大槽已满油，很可能进入发电机内部；浮子油箱油位过低，说明回油扩大槽已无油，造成发电机跑氢而使氢压突降 ，因此要保证浮子阀油位正常。5机密封油浮子阀通过检修处理后，于1月,25日投入正常。6机密封油浮子阀卡涩引起的回油扩大槽满油造成了主油箱油位下降近70mm，十分危险。当发电机需排氢时严格按照规程规定从紧急排放口处排氢，不准从密封回油扩大槽取样口处排氢。再就是发现浮子油箱满油后，首先检查回油扩大槽油水探测器是否有油，然后立即手动开启浮子油箱旁路门调整浮子油箱油位正常，绝对禁止浮子油箱无油位运行，否则发电机氢压会急剧下降，影响机组安全运行，若油水探测器有油应立即开