：112李兴敏
（华电国际邹县发电厂）摘要：#6发电机内氢气湿度长时间超标，严重威胁着#6发电机的安全运行。各部门技术人员密切配合、群策群力，进行了大量艰苦、细致的工作，最终解决了这一技术难题。本文对氢气湿度超标的治理过程进行了详细的叙述，以总结相关治理经验，为今后遇到类似的技术问题提供解决方法。关键词：氢气；湿度；密封油；去湿装置；反冲洗1问题概述＃6机密封油系统自2005年6月28日出现回油不畅缺陷后，发电机偶有进油，造成氢气系统一些管线进油，使#6机氢冷系统湿度仪及纯度仪无法投入运行。在此期间，依靠化学人员每天手测#6发电机内氢气纯度来监视；而由于管线积油，化学人员无法测量氢气湿度。2006年春节停机消缺后，＃6机密封油系统回油不畅缺陷消除，#6发电机不再进油。用压缩空气吹扫氢气系统管线及氢气去湿装置后，投入#6机氢冷系统湿度仪及纯度仪运行，仪表显示#6机氢气纯度偏低、湿度偏高但未超标。经过对#6机氢气纯度偏低的治理，#6机氢气湿度逐渐降低，露点温度由原来的最高0℃左右降至最低-7℃左右。但进入4月中旬，#6机氢冷系统在线湿度仪显示#6发电机内氢气湿度超标，露点温度达6℃左右（要求露点温度在0℃至-25℃之间）。2治理过程#6发电机内氢气湿度长时间超标，将严重威胁发电机的安全运行，并且此问题的解决直接影响着四期工程2×1000MW机组中制氢站改造的开工日期。针对#6发电机氢气湿度超标问题的治理，各级领导和相关技术人员均非常重视，先后于4月28日、5月23日、6月7日、6月13日、6月16日，召集相关部门和专业召开了五次专题分析会，会上对所做过的工作进行分析总结，对各种可能的原因进行逐一排查，然后对下一阶段要开展的工作进行安排。2.1根据发电机内氢气湿度偏大的原因，逐项排查发电机内氢气湿度偏大一般有以下几种原因：制氢站来氢湿度大；密封油真空泵工作不正常等原因造成密封油真空箱真空偏低，不能正常排出密封油内气体、水份；机组轴封压力高或轴加风机工作不正常，使润滑油中带水；氢气去湿装置工作不正常；密封油进入发电机内；氢冷器泄漏；定子水系统泄漏。1）制氢站来氢湿度大制氢站充罐前氢气纯度99.9（要求制氢站氢气纯度≥99.8），露点温度-40℃以上方可充罐，而且向#5、#6机组补氢使用同一氢罐补氢，而#5发电机氢气湿度合格，可以排除此原因。2）密封油真空泵工作不正常等原因造成密封油真空箱真空偏低，不能正常排出密封油内气体、水分。由于提高#6机密封油真空箱真空后，“密封油母管压力低”报警就会发出，造成备用密封油泵联启。因此，#6机密封油真空箱真空只能维持在较低水平，大约-50kPa左右。这样，使密封油中的杂质气体与水份的分离、析出作用大大降低，造成#6发电机内氢气纯度逐渐降低。然而，密封油真空泵工作是正常的，因此，寻找原因，进一步提高密封油真空箱的真空是关键。（a）对#6机密封油系统有关表计（泵出口压力表、母管压力表、密封油再循环泵出口压力表等）及密封油母管压力开关进行校验，结果显示有关热工表计及压力开关正常。（b）对#6机密封油泵入口有关法兰、表计进行查漏，外观上未发现密封油泵入口有漏点。同时关闭备用密封油泵入口手动门后，运行油泵出口压力及母管压力无变化。从外观上基本排除有空气漏入#6机密封油系统的可能。（c）关闭#6机密封油泵出口母管至真空箱减压阀手动截门后，密封油泵出口压力及母管压力无变化。保持密封油泵出口母管至真空箱减压阀手动截门在关闭状态，提高密封油真空箱真空至-68kPa左右时，“密封油母管压力低”报警仍然发出，备用密封油泵联启。同时观察到，密封油再循环泵出口压力表与密封油再循环管道上的压力表变化趋势一致、指示基本无偏差。这样，排除了当#6机密封油真空箱真空高时，密封油泵出口母管至真空箱减压阀故障开启，使一部分密封油回至真空箱的可能。（d）关闭主机润滑油至密封油真空箱进油管道与#6机密封油出口母管的联络门后，密封油泵出口压力及母管压力无变化。这样，排除了当#6机密封油真空箱真空高时，一部分密封油通过密封油泵出口母管与主机润滑油至密封油真空箱的联络管道倒流至主机润滑油系统的可能。（e）将#6机密封油油氢差压值由55kPa降至45kPa后，密封油母管压力表指示稍微升高约4kPa左右。这也基本排除了由于密封油油氢差压高，使密封油系统油流量大造成离心式密封油泵出口母管压力偏低的可能。（f）将#6机密封油母管压力低至657kPa联启备用油泵，修改为母管压力低至620kPa联启备用油泵。逐渐提高#6机密封油真空箱真空至-69kPa，密封油泵出口压力表指示由720kPa降至680kpa且小幅度晃动、密封油母管压力表指示由680kPa降至620kpa且小幅度晃动，“密封油母管压力低”报警发出，备用密封油泵联启。继续提高密封油真空箱真空至-83kPa，密封油泵出口压力表、密封油母管压力表及油氢差压表大幅度晃动约60kPa，密封油真空箱油位逐渐升高。将密封油真空箱真空降至-63kP左右，“密封油母管压力低”报警复位，停运备用密封油泵。经观察运行，氢气纯度下降速度明显变慢。（g）A、B主密封油泵和密封油再循环泵更换新机械密封。经对密封油系统进行治理后，将密封油真空箱真空提高到-90kPa稳定。3）轴封压力高或轴加风机工作不正常，使润滑油中带水（a）在保证机组真空的前提下，汽机轴封压力不超过35kPa；加强对轴加风机的检查维护，保证轴封加热器的微负压。（b）利用外接滤油机，对#6机主机油箱的润滑油进行了过滤。（c）化学人员对#6机润滑油进行取样分析，油中含水量合格。4）氢气去湿装置工作不正常（a）用洗涤剂清洗了两台氢气去湿装置的氢气侧，以清洗掉附着在换热管表面的油膜，提高换热效果；并清理了两台氢气去湿装置风扇叶片。（b）联系扬州电力设备修造厂技术人员（以及牡丹江一家氢气去湿装置生产厂家的技术人员、邹城压缩机维修人员）对#6机两台氢气去湿装置进行了检查，对氢气去湿装置控制时间进行了几次修改，目前整定时间为：A氢气去湿装置：制冷时间为30分钟；化霜时间为5分钟；间隔时间为30分钟；B氢气去湿装置：制冷时间为100分钟；化霜时间为10分钟；间隔时间为15分钟。（c）将#5机A氢气去湿装置和#6机B氢气去湿装置进行了对换。5）密封油进入发电机内（a）正常运行中保持密封油压恒定地大于机内氢气压力(35～55)kPa（CRT指示），密封油系统运行正常，进入发电机内可能性很小。（b）密封瓦可能间隙大，造成密封油回油量大，少部分油进入发电机。这与油水观察窗每隔一段时间能够放出油来相吻合。6）氢冷器泄漏机组运行中氢压下降不快，由于冷却水系统没有敞口的放水、放气门，无法测量冷却水中氢气含量，但可以基本排除氢冷器泄漏的可能。7）定子水系统泄漏虽然正常运行中机内氢气压力大于定子水压力，但若发电机定子水进水端盖或线棒有漏点，定子水仍然能够渗透入氢气侧。但机组正常运行中，定子水箱水位稳定、氢压下降速度正常，在定子水箱厂房排气口测量定子水箱内氢气含量为０。基本上可以排除定子水系统泄漏的可能。#5机最新安装的氢气系统检漏装置显示，#5机定子水箱中含有间断性氢气，手动测量#6机定子水箱中也含有间断性氢气。但测量#5、#6机厂房排气口定子水箱内氢气含量为0。经咨询其他厂家的氢水、冷机组，也存在这一现象。查阅资料并进一步咨询有关人员，这与发电机定子铜线棒在高温下的铜吸收现象有关，使定子水中出现间断性极少量的氢气。2.2加强监视，控制氢气湿度的进一步升高1）由于在线氢气湿度仪被油气污染无法投运，而氢气样本中含有油气使化学人员离线无法测量氢气湿度，造成#6发电机内氢气的湿度失去检测手段。在发电机氢气至去湿装置母管上新装一取样门，化学人员每天离线测量氢气湿度。2）每天对#6发电机内的氢气进行置换，使氢气湿度由开始时无法测出超标值到基本处在合格水平的临界点上。2.3扩大排查范围，集中治理氢冷系统的管路在治理过程中发现，#5机氢气去湿装置进出口存在较大温差（一般由发电机内来氢气在４１℃至５０℃左右，而氢气去湿装置出口氢气应为装置化霜后的２０℃左右，存在温差），而#6机氢气去湿装置进出口基本没有温差，并且经过多次治理后，氢气去湿装置工作情况较好，但氢气去湿装置一直没有水排出。经过治理，氢冷系统靠密封油真空箱和氢气去湿装置去除水分及杂质的两种方式均已正常，但氢气湿度仍然超标。于是怀疑氢冷系统的管路可能因长时间积油或有异物造成管路水平段堵塞，使氢气去湿装置进出口基本没有温差，氢气去湿装置不起作用。1）于是搭设脚手架，对整个氢气去湿管路水平段的斜度进行了检查，均符合要求，并用木棒轻敲管路，若管子内部有油堵或积油，以使其能够向下部管段流动。2）用一只LZB-15F型玻璃转子流量计（量程为0.4Nm3/h-4Nm3/h），分别对#5、#6发电机氢气去湿管路的流量进行了测量，#5机流量显示为2.2Nm3/h，#6机流量显示为0.45Nm3/h（#5机管径：φ22mm，#6机管径：φ51mm）。3）对B氢气去湿装置的进出口阀门和机房0米氢气去湿管路的进出口母管阀门进行了检查，未发现异常。4）利用氢气去湿装置进行排氢，使氢气的高速流动冲洗氢气去湿管路。5）利用安装的临时管道对氢气去湿装置的进出口母管进行反冲洗，并记录了每次的具体补氢时间如下，以做对比：（a）利用正常补氢母管补氢：| 日期 | 供氢母管压力（kPa） | 由360补至380kPa用时（min） | 由380补至400kPa用时（min） | 总用时（min） |
| 6月17日1：45 | 800 | 23 | 16 | 39 |
| 6月18日00:50 | 800 | 29 | 17 | 46 |
（b）利用发电机至去湿装置母管补氢：| 日期 | 供氢母管压力（kPa） | 由360补至380kPa用时（min） | 由380补至400kPa用时（min） | 总用时（min） |
| 6月19日00：57 | 800 | 31 | 26 | 57 |
| 6月19日23：00 | 950 | 22 | 20 | 42 |
（c）利用去湿装置至发电机母管补氢：| 日期 | 供氢母管压力（kPa） | 由360补至380kPa用时（min） | 由380补至400kPa用时（min） | 总用时（min） |
| 6月20日04：00 | 1000 | 25 | 18 | 43 |
（d）#6机用氢气瓶补氢数据：| 2006年6月18日 | 用时（min） | 机内压力 |
| 第一瓶瓶内压力12.5MPa | 4 | 389.9kPa升至391.1kPa |
| 第二瓶瓶内压力12.5MPa | 7 | 391.1kPa升至392.59kPa |
| 第三瓶瓶内压力14MPa | 7 | 392.59kPa升至394.69kPa |
经过上述治理工作，尤其是通过对氢气去湿装置的进出口母管进行反冲洗，6月22日2：20，#6发电机在线氢气湿度仪显示氢气露点温度为-8.2℃，合格，#6机氢气去湿系统恢复正常。3经验总结1）#6发电机氢气湿度超标可能有多方面的原因，但通过对氢气去湿装置的进出口母管进行反冲洗后，效果明显。因此，氢冷系统的水平段管路可能存在积油或有异物现象，造成整个去湿回路的循环动力变差。2）本次治理，将#6机氢气湿度大、纯度低，密封油真空箱真空低等老大难问题解决，是对现场存在的问题认真分析、总结、群策群力的结果。今后要继续坚持着种抓住问题不放松的工作精神。3）治理开始过程中，未仔细分析#6机氢气去湿装置进出口基本没有温差这一突破口，需要吸取教训。参考文献：[1]邹县发电厂《600MW机组集控运行规程》
来源：中国电厂化学
