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摘要：某电厂#2发电机组因氢气湿度高，严重影响了机组的安全运行，对该问题进行了深入分析，寻找原因，解决湿度超标的安全隐患，对同类氢冷机组相似问题的分析处理具有一定的借鉴意义。
关键词：发电机；氢气湿度；氢气干燥器
1.概述
我厂发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN4-600-2三相同步发电机，采用水-氢-氢冷却方式，即定子线圈直接水冷，转子线圈直接氢冷，转子本体及定子铁芯氢冷，定子出线水内冷。发电机在运行中，氢气湿度是一项重要的监测指标，直接影响着机组的安全运行。过于干燥的环境会对发电机定子的某些部件产生有害的影响，造成端部垫块收缩和支撑环裂纹，将导致定子端部绝缘发生磨损。湿度过高，水汽在氢气温度过低时会产生结露，降低发电机绝缘，使定子绝缘薄弱处发生表面爬电、闪络、相间短路等。按我厂规程要求，氢气干燥装置应保证在额定氢压下机内氢气露点不大于-5℃同时又不低于-25℃。
2.现象描述
今年5月以来，#2发电机氢气湿度出现了缓慢增大的现象，湿度由-11℃逐步上升，5月25日已最高至-1℃左右，除湿效果很不理想，若不及时解决，将给#2发电机带来严重的安全隐患。
3.氢气湿度高原因分析
影响氢气湿度的各个主要因素有发电机定冷水系统及氢冷器、密封油系统、补氢系统、氢气干燥器等，下面对各因素进行详细分析及排查。
3.1 定冷水系统，氢冷器系统
若发电机内部线棒、水接头、水盒等部位发生渗漏，将造成氢气湿度增大，但定冷水压力低于氢压较多（氢压0.38-0.4Mpa，定冷水压0.25Mpa），氢气系统及定冷水系统压力一直处于稳定状态，可排除定冷水漏入的可能性。
若氢冷器镍铜冷却水管破裂或存在沙眼、冷却水管与两端水箱的胀口质量不良，冷却器密封垫不严，也将发生冷却水直接与氢气接触，造成氢气湿度增大。氢冷器采用开式水冷却，开式水压较为稳定，各氢冷器入口的水压0.28MPa左右，低于氢压较多，可排除氢冷器系统漏水的可能性。
3.2密封油系统
我厂的密封油系统为集装式，其密封油路为双流环式，正常运行中，氢侧密封油压力略高于氢气压力，而氢气直接同密封油接触，如果密封油内水分含量超标，将会引起发电机氢气的湿度超标。
我厂密封油系统的中氢侧密封油箱的补油来自空侧密封油，而空侧密封油油箱补油及备用油源均由大机润滑油系统提供，由于润滑油系统在润滑汽轮机各轴瓦时受到轴封系统的影响，会使润滑油的水分含量增加，密封油的水分含量也会增加，进而影响到氢气湿度。近期大机润滑油净化装置运行正常，润滑油化验结果中水分含量正常，故可排除大机润滑水分含量高造成氢气湿度增大。
3.3补氢系统
发电机补氢气源由制氢站制得，制氢站的氢气质量将直接影响补氢后发电机内氢气的湿度，而制氢机氢气湿度均在-50℃以下，查看曲线发现每次发电机补氢后氢气湿度有略微下降趋势，且我厂#1、#2机补氢均由同一氢站的同一管路提供，在补氢次数相当的情况下#1机氢气湿度正常，可排除补氢因素对#2机氢气湿度造成的影响。
3.4氢气干燥器
我厂采用的氢气干燥器是牡丹江市联合电力设备有限公司生产的XFG-1F-1型氢气干燥器，发电机内湿氢气在转子两端风扇的作用下顺序经过：除湿装置入口湿度计、油分离器、吸附式干燥器，氢气进入吸附式干燥器后，所含水分被干燥剂吸附，被干燥后的氢气返回至发电机内。当活性氧化铝吸收水分达到一定程度后，程序将切至再生过程，通过加热使氧化铝束缚的水分汽化，再通过存留氢气的循环将水汽带出，经冷却器冷却后，水从疏水口排出，氢气返回再生塔继续循环，干燥剂的再生效果对整个干燥器的干燥效果影响至关重要，再生后的冷凝水要及时排出。
经检查确认氢气干燥器冷却水进口阀W1、出口阀W2以及与氢气系统相连的各个阀门均已开启，氢气干燥器界面正常，无故障指示，但在检查过程中发现汽水分离器后的疏水罐几乎无水分排出，怀疑冷却器效果不佳，通过温枪测量冷却器冷却水进出口管道温度高达37℃，而冷却水由开式水提供，此温度高于开式水进、回水母管温度（正常夏季进水温度为27℃，回水温度30℃），初步怀疑氢气干燥器冷却水进出口管道堵塞或冷却器堵塞造成换热不佳，影响氢气中水分的冷凝分离效果，造成氢气湿度偏高。
4.处理过程
为验证氢气干燥器冷却水进出口管道或冷却器存在堵塞，将氢气干燥器冷却水出口管道上压力表卸下，出口冷却水浑浊，水中存在固体杂质，水质很差，排放一段时间后出口水质有所改善，但氢气湿度依旧未发生变化，在敲击冷却水进口管道时，出口水质再次出现浑浊、杂质的现象，因而可以确定氢气干燥器冷却水入口管道堵塞。
由于冷却水入口管堵塞无法在线隔离处理，考虑到开式水回水温度仅有30℃左右，压力0.31MPa，可通过开式水回水反向流过氢气干燥器冷却器也可达到一定程度的冷却效果。5月26日，我们将冷却水进出口手动门W1、W2关闭，将入口管道与冷却器连接法兰处分开，用一根软管接至放水槽中，再开启氢气冷却水出口手动门W2，可见开式水回水流经冷却器，再从入口软管稳定流出，水质连续干净。虽然冷却水与氢气同向流动，冷却效果不如逆流冷却，但发现氢气湿度正在逐步下降，5月28日已降至-12℃左右，达到规程要求范围内。
5.总结及建议
（1）影响发电机氢气湿度及纯度的影响因素较多，在平常机组正常运行过程中若发现此类现象，应逐条细致分析处理。
（2）通过认真细致的分析排查，确定了#2机氢气干燥器冷却器冷却水入口管道堵塞，冷却水不畅造成干燥剂再生效果差导致氢气湿度升高，通过冷却水回水回流经过冷却器后进入临时排水管至排水槽，临时处理后发现#2机氢气湿度已经达到了合格标准，终于将氢气湿度高这一威胁#2发电机安全运行的重大隐患排除。
（3）由于此次采取的是临时措施，未达到根治的效果，建议进行氢气干燥器冷却器扩容改造或定期清洗冷却器工作，提高冷却器换热能力及干燥剂的再生效果。
（4）由于開式水由循环水供水，水质较差，且循环水拟进一步提高浓缩倍率，水质会更差，为保证开式水的各用户的通流正常，建议尽早投入开式水加药（阻垢剂）系统，目前我厂#1机开式水加药管路已加装但未投入，#2机还未改造，尽早改造并投入有利于开式水系统各用户的正常运行，保证机组的安全。
参考文献：
[1]DL/T651-1998 氢冷发电机氢气湿度的技术要求[S].
[2]戎文杰.氢冷发电机氢气湿度超标分析及治理[J].机电信息，2011，（9）：17，19.
关键词：发电机；氢气湿度；氢气干燥器
1.概述
我厂发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN4-600-2三相同步发电机，采用水-氢-氢冷却方式，即定子线圈直接水冷，转子线圈直接氢冷，转子本体及定子铁芯氢冷，定子出线水内冷。发电机在运行中，氢气湿度是一项重要的监测指标，直接影响着机组的安全运行。过于干燥的环境会对发电机定子的某些部件产生有害的影响，造成端部垫块收缩和支撑环裂纹，将导致定子端部绝缘发生磨损。湿度过高，水汽在氢气温度过低时会产生结露，降低发电机绝缘，使定子绝缘薄弱处发生表面爬电、闪络、相间短路等。按我厂规程要求，氢气干燥装置应保证在额定氢压下机内氢气露点不大于-5℃同时又不低于-25℃。
2.现象描述
今年5月以来，#2发电机氢气湿度出现了缓慢增大的现象，湿度由-11℃逐步上升，5月25日已最高至-1℃左右，除湿效果很不理想，若不及时解决，将给#2发电机带来严重的安全隐患。
3.氢气湿度高原因分析
影响氢气湿度的各个主要因素有发电机定冷水系统及氢冷器、密封油系统、补氢系统、氢气干燥器等，下面对各因素进行详细分析及排查。
3.1 定冷水系统，氢冷器系统
若发电机内部线棒、水接头、水盒等部位发生渗漏，将造成氢气湿度增大，但定冷水压力低于氢压较多（氢压0.38-0.4Mpa，定冷水压0.25Mpa），氢气系统及定冷水系统压力一直处于稳定状态，可排除定冷水漏入的可能性。
若氢冷器镍铜冷却水管破裂或存在沙眼、冷却水管与两端水箱的胀口质量不良，冷却器密封垫不严，也将发生冷却水直接与氢气接触，造成氢气湿度增大。氢冷器采用开式水冷却，开式水压较为稳定，各氢冷器入口的水压0.28MPa左右，低于氢压较多，可排除氢冷器系统漏水的可能性。
3.2密封油系统
我厂的密封油系统为集装式，其密封油路为双流环式，正常运行中，氢侧密封油压力略高于氢气压力，而氢气直接同密封油接触，如果密封油内水分含量超标，将会引起发电机氢气的湿度超标。
我厂密封油系统的中氢侧密封油箱的补油来自空侧密封油，而空侧密封油油箱补油及备用油源均由大机润滑油系统提供，由于润滑油系统在润滑汽轮机各轴瓦时受到轴封系统的影响，会使润滑油的水分含量增加，密封油的水分含量也会增加，进而影响到氢气湿度。近期大机润滑油净化装置运行正常，润滑油化验结果中水分含量正常，故可排除大机润滑水分含量高造成氢气湿度增大。
3.3补氢系统
发电机补氢气源由制氢站制得，制氢站的氢气质量将直接影响补氢后发电机内氢气的湿度，而制氢机氢气湿度均在-50℃以下，查看曲线发现每次发电机补氢后氢气湿度有略微下降趋势，且我厂#1、#2机补氢均由同一氢站的同一管路提供，在补氢次数相当的情况下#1机氢气湿度正常，可排除补氢因素对#2机氢气湿度造成的影响。
3.4氢气干燥器
我厂采用的氢气干燥器是牡丹江市联合电力设备有限公司生产的XFG-1F-1型氢气干燥器，发电机内湿氢气在转子两端风扇的作用下顺序经过：除湿装置入口湿度计、油分离器、吸附式干燥器，氢气进入吸附式干燥器后，所含水分被干燥剂吸附，被干燥后的氢气返回至发电机内。当活性氧化铝吸收水分达到一定程度后，程序将切至再生过程，通过加热使氧化铝束缚的水分汽化，再通过存留氢气的循环将水汽带出，经冷却器冷却后，水从疏水口排出，氢气返回再生塔继续循环，干燥剂的再生效果对整个干燥器的干燥效果影响至关重要，再生后的冷凝水要及时排出。
经检查确认氢气干燥器冷却水进口阀W1、出口阀W2以及与氢气系统相连的各个阀门均已开启，氢气干燥器界面正常，无故障指示，但在检查过程中发现汽水分离器后的疏水罐几乎无水分排出，怀疑冷却器效果不佳，通过温枪测量冷却器冷却水进出口管道温度高达37℃，而冷却水由开式水提供，此温度高于开式水进、回水母管温度（正常夏季进水温度为27℃，回水温度30℃），初步怀疑氢气干燥器冷却水进出口管道堵塞或冷却器堵塞造成换热不佳，影响氢气中水分的冷凝分离效果，造成氢气湿度偏高。
4.处理过程
为验证氢气干燥器冷却水进出口管道或冷却器存在堵塞，将氢气干燥器冷却水出口管道上压力表卸下，出口冷却水浑浊，水中存在固体杂质，水质很差，排放一段时间后出口水质有所改善，但氢气湿度依旧未发生变化，在敲击冷却水进口管道时，出口水质再次出现浑浊、杂质的现象，因而可以确定氢气干燥器冷却水入口管道堵塞。
由于冷却水入口管堵塞无法在线隔离处理，考虑到开式水回水温度仅有30℃左右，压力0.31MPa，可通过开式水回水反向流过氢气干燥器冷却器也可达到一定程度的冷却效果。5月26日，我们将冷却水进出口手动门W1、W2关闭，将入口管道与冷却器连接法兰处分开，用一根软管接至放水槽中，再开启氢气冷却水出口手动门W2，可见开式水回水流经冷却器，再从入口软管稳定流出，水质连续干净。虽然冷却水与氢气同向流动，冷却效果不如逆流冷却，但发现氢气湿度正在逐步下降，5月28日已降至-12℃左右，达到规程要求范围内。
5.总结及建议
（1）影响发电机氢气湿度及纯度的影响因素较多，在平常机组正常运行过程中若发现此类现象，应逐条细致分析处理。
（2）通过认真细致的分析排查，确定了#2机氢气干燥器冷却器冷却水入口管道堵塞，冷却水不畅造成干燥剂再生效果差导致氢气湿度升高，通过冷却水回水回流经过冷却器后进入临时排水管至排水槽，临时处理后发现#2机氢气湿度已经达到了合格标准，终于将氢气湿度高这一威胁#2发电机安全运行的重大隐患排除。
（3）由于此次采取的是临时措施，未达到根治的效果，建议进行氢气干燥器冷却器扩容改造或定期清洗冷却器工作，提高冷却器换热能力及干燥剂的再生效果。
（4）由于開式水由循环水供水，水质较差，且循环水拟进一步提高浓缩倍率，水质会更差，为保证开式水的各用户的通流正常，建议尽早投入开式水加药（阻垢剂）系统，目前我厂#1机开式水加药管路已加装但未投入，#2机还未改造，尽早改造并投入有利于开式水系统各用户的正常运行，保证机组的安全。
参考文献：
[1]DL/T651-1998 氢冷发电机氢气湿度的技术要求[S].
[2]戎文杰.氢冷发电机氢气湿度超标分析及治理[J].机电信息，2011，（9）：17，19.