（大唐阳城发电有限责任公司山西晋城048102）
摘要：简要分析了大型发电机漏氢常见原因，根据原因分析并结合我厂600MW发电机漏氢故障中采取的解决办法及措施的范例，总结处理经验，为制造厂改进生产工艺和使用单位解决此类设备异常问题提供了借鉴经验。
关键词：600MW发电机；漏氢；分析；处理
发电机漏氢是氢冷发电机普遍存在的问题，大量漏氢会导致氢压下降，影响发电机冷却效果，从而限制发电机负荷。漏氢严重时可能造成发电机着火，甚至引起氢气爆炸，造成发电机损坏以至机组停机。通过我公司近期一台600MW发电机漏氢故障的处理过程和根据近年来我公司发电机运行状况，分析发电机漏氢的原因，总结故障处理经验，介绍了防止定冷水系统漏氢的预防措施，为同行业单位解决此类设备故障事件提供借鉴经验。
一、发电机漏氢途径
发电机漏氢的途径，归纳起来有2种：一是漏到大气中，二是漏到发电机油水系统中。前者可以通过各种检漏方法找到漏点加以消除，如发电机端盖、出线罩、发电机机座、氢气管路系统、测温元件接线柱板等处的漏氢；后者如氢气通过密封瓦漏入密封油系统等，漏点位置不明，检查处理较为复杂，且处理时间较长。下面结合发电机氢气系统的结构，对影响到漏氢的关键部位进行分析说明：
1、机壳结合面
机壳结合面主要包括：端盖与机座的结合面、上下端盖的结合面、固定端盖的螺孔、出线套管法兰与套管台板的结合面。
（1）端盖与机座的结合面及上下端盖的结合面结合面积大，密封难度大，是防漏的薄弱环节。在检修回装时，应对结合面进行详细检查清擦，对不平的部位涂密封胶校平。
（2）固定端盖的螺孔，有的可能在制造加工过程中穿透，而后经过补焊处理。这些补焊的金属有可能在运行中受振脱开，成为漏氢点。
（3）出线套管法兰与套管台板的结合面是防止漏氢的关键部位。由于该处受定子端部漏磁影响，温度较高，加上机内进油的腐蚀，因此，该处需用耐油橡胶圈和橡胶垫加以双重密封。由于漏入机内的密封油多积存于此，因而该处的密封材料易老化变质失效，每次大修时必须进行检查。另外，在拆装引线的过程中，应避免套管导体受侧力过大，引起密封垫位置的变化而造成漏氢。
2、密封油系统
（1）密封瓦座与端盖的垂直结合面是较易漏氢的部位之一。
（2）密封瓦与轴和瓦座的间隙必须调整合格。
（3）防止密封油进入机内，应控制好内油档及密封油挡板的径向间隙。
（4）严格执行压差阀及平衡阀的运行规定
（5）严格监视密封油箱的油位，防止油满罐时进入机内或空罐时向外跑氢。正常运行时应保持较低位置。
3、转子部分
（1）氢气由转子外漏是经护环处的导电螺钉进入转子中心孔，再从滑环处的导电螺钉或中心孔两侧堵板处漏出。因这种漏氢在运行中无法处理，因此每次大修都必须对转子进行风压查漏试验。
（2）转子漏氢是动态的，也就是说，可能在大修试验时不漏，但由于导电螺钉的胶层受热变形或密封垫受热老化，弹性不足，在高速转动的运行中发生泄漏。
4、氢气冷却器
氢气冷却器是氢气可漏点最多的设备，结合面的每一条螺丝及每根铜管都有漏氢的可能，因此应重点检查，并单独进行水压试验。
5、氢气管道及阀门
（1）大修前应做好制氢站和氢气置换站管道的隔离措施，在远端的法兰部位加装堵板进行隔离。
（2）重点检查发电机底部的氢管道法兰，法兰密封垫应使用耐油橡胶。
（3）氢管道集中的部位，应有防震和防磨擦措施，并加强对管道的检查，防止因管道之间相互磨擦，造成管壁局部变薄而泄漏。
（4）氢气置换站管路改进时，应用无缝钢管，严禁使用铸铁管件，并且管路连接尽量使用焊接方式。更换的管道较长时，在投入运行前应用二氧化碳将管内的空气排出。
（5）大修时必须对所有氢管路阀门进行解体检查，单独进行风压试验。
6、定子绕组水回路漏水导致漏氢
发电机在运行中如出现定子绕组水回路渗漏，由于发电机氢压大于水压，氢气往往会渗入水回路，使氢气压力慢慢下降，水压缓慢上升。渗入的氢气随定冷水循环后，逐渐积存在定冷水箱。如在定冷水箱顶部排气阀处安装有在线监测装置，则该装置会报警；如果没有在线监测装置，用检测仪表在定冷水箱顶部排气阀处进行检测，则会检测到有氢气排出。发电机定子绕组水回路出现渗漏主要有以下几个方面：
（1）绝缘引水管与水盒或汇水管的接头处螺扣松动。
（2）水回路管路的焊接头焊缝开裂。
（3）水回路螺栓连接的接触面松弛或密封不良而出现裂缝。
（4）空心导线或水盒存在沙眼或裂纹。
（5）绝缘引水管与邻近的其他部件相摩擦而出现孔眼。
（6）绕组鼻部接头或引线接头因长期受到振动而出现裂纹。
二、一起发电机漏氢故障处理实例
1、设备简介及运行状况
我厂7号发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN-600-2YHG型汽轮发电机，发电机采用水氢氢冷方式，定子绕组水内冷，定子铁芯及端部结构件氢气表面冷却，转子绕组氢气内冷。2006年7月制造，2007年9月投入商业运行。
2017年7月10日，7号机组超低排放改造完成后启动。结合超低排放改造，进行了B级检修。发电机B级检修进行的主要工作：发电机槽楔松紧度检查、定子绕组端部及紧固件检查、发电机交直流耐压试验、绕组端部电晕试验、手包绝缘电位外移试验、定子绕组水流量试验、定冷水系统水压试验，各项试验结果正常。定冷水系统水压试验按照厂家说明书进行，试验压力0.6MPa，稳定后保持24小时，压力降为0.002Mpa，结果合格（标准为12小时内温度不变时压力降低不超过2%）。
为落实二十五项反措要求，2015年对7号机组定冷水箱漏氢监测仪和排气表进行了改造完善，漏氢监测仪更换为大量程（0%-20%）表计，排气表更换为有信号输出的表计，同步安装定冷水箱排气报警控制器，在线监测定冷水箱排气情况。
2、事件经过
（1）7号发电机漏氢情况
2017年07月10日3：03，7号机组启动并网。
7月11日23:00，7号机组发电机定冷水箱漏氢监测仪报警，7月12日01:30，7号发电机定冷水PH值出现下降趋势、电导率轻微波动。电厂立即组织专业人员对定冷水系统进行详细检查分析，检查定冷水箱漏氢监测仪、定冷水在线PH表和电导率表均正常。检查发电机定冷水系统加药、取样管线畅通，更换定冷水优化装置药品（NaOH溶液），更换药品后定冷水PH值仍然下降，7月12日20:00定冷水PH值下降至6.05左右不再下降，人工取样化验定冷水PH值为7.05。检查定冷水排气系统及排气表正常，定冷水箱排气报警控制器显示12日排气量为2.9立方米/天。
7月13日14:00，对7号发电机定冷水箱进行充氮置换，置换后定冷水箱漏氢监测仪显示氢气含量由20%降低至0%。22:50，氢气含量再次升高至20%，定冷水箱排气报警控制器显示13日排气量1.71立方米/天。
7月14日，7号机定冷水箱再次充氮置换，置换过程中定冷水箱氢气含量降至12%不再降低。定冷水箱排气报警控制器显示14日排气量为11.31立方米/天。氢压下降速度增大，对发电机本体、密封油系统、氢气系统再次进行全面检查，未发现外部漏点。检查发电机油水继电器无油水，氢气湿度合格-12.56℃。
按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定：“应监测氢冷发电机油系统、主油箱内、内冷水箱内的氢气体积含量，防止发生氢爆（氢气爆炸条件：在空气中体积含量在4％～75％、起爆能量0.02mJ）。当内冷水箱内的含氢量达到2%时应报警，超过10%时必须停机消缺。内冷水系统中的漏氢量大于5m³/d时应立即停机处理”。哈尔滨电机厂规定：发电机漏氢量标准为11m³/d。
为防止扩大为定子绕组绝缘事故，7号机组于7月14日停运消缺。
（2）技术分析及消缺准备情况
发现7号发电机漏氢后，先后多次咨询有类似异常情况的兄弟单位，联系哈尔滨电机厂有限责任公司技术人员进行详细分析、制定处理方案。
a、无法提高定冷水的PH值的原因：
氢气系统在置换过程中使用二氧化碳作为中间介质，首先用二氧化碳置换空气，然后用氢气置换二氧化碳，置换的纯度无法真正达到100%，必然会有二氧化碳残留在发电机内。当发电机氢气漏入定冷水系统中后，氢气中的杂质气体（空气、二氧化碳）就会溶解水中，降低定冷水的PH值。由于氢气泄漏量较大，导致定冷水系统加碱溶液（氢氧化钠）也无法提高定冷水的PH值。
b、发电机可能的漏氢部位：
①定子线棒水电接头;
②空心导线端部、槽内直线换位处;
③聚四氟乙烯引水管及其两端管夹接头、引水管连接管螺母有松动或铜垫片损坏导致水管漏水、引水管和金属压接头处存在制造缺陷;
④发电机内部定冷水回路密封垫（内部共15个密封垫）；
⑤发电机内部进出水及汇流管金属波纹管（内部共4个金属波纹管）；
⑥发电机内部定冷水管路；
⑦发电机出线套管手包绝缘；
⑧氢水差压开关等处。
根据哈电同型号发电机运行情况，发电机定冷水金属波纹管是故障易发部位。针对定冷水漏氢的可能部位，制订了针对性方案，盘点需要的备件、材料，做好消缺准备。
3、处理过程
7月14日发电机停运后，在降低发电机氢压时,同步降低发电机入口定冷水压力，降压过程中始终保持氢压高于水压，直至定冷水系统停运，防止定冷水漏进发电机内部。
7月17日，打开发电机出线盒人孔，汽端、励端氢冷器人孔，进入发电机内部查漏。启动定冷水泵，缓慢升高定冷水压力，升压过程中，对定冷水管路金属波纹管及密封垫、汇流管及接头、绝缘引水管及接头、发电机出线套管冷却水管及接头、线棒端部等部位检查。当定冷水压力升至0.20MPa左右时，发现发电机励端定冷水进水金属波纹管有水呈连续点状滴出，其他部位正常，没有发现明显渗漏点。发电机励端定冷水进水金属波纹管位置如图1所示。确认漏点部位后，停运定冷水泵，定冷水系统放水，拆下发电机励端定冷水进水金属波纹管，更换备件。为了防止汽端定冷水出水金属波纹管也发生泄漏，将汽端定冷水金属波纹管也进行了更换。
图1发电机励端定冷水进水金属波纹管
7月18日，金属波纹管更换安装完毕，按照《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》（DL/T607-1996)标准对发电机进行定冷水系统水压试验，试验压力0.5MPa，试验时间8h，试验期间定冷水压力由0.50MPa降至0.492MPa，压力变化1.6%，试验期间对发电机内部定冷水相关部位进行检查，无明显渗漏点，水压试验合格。
7月19日,7号机组并网。
三、原因分析
由于金属波纹管外包覆有金属编织网，泄漏的金属波纹管外观检查没有发现明显缺陷，如图2所示。
图2拆除金属编织网前的金属波纹管
去掉金属波纹管外面的金属编织网，对其进行水压试验，刚充满水稍一起压，即发现金属波纹管与法兰体连接焊缝处有水呈丝状带压冒出，如图3所示。
图3拆除金属编织后金属波纹管水压试验图
经金属专业技术人员分析，该裂纹属于制造时焊接融合不良所致，机组运行中受振动、热胀冷缩等因素影响而发生破坏泄漏。定冷水金属波纹管泄漏以后，由于氢压大于水压，氢气泄漏到定冷水系统，氢气随定冷水进入定冷水箱，导致定冷水箱氢气含量增加，漏氢监测仪报警。漏到定冷水箱的氢气经安装有排气表的定冷水箱排空管路排出。经初步分析，当氢气漏入定冷水系统时，氢气对PH计电极测量有一定影响，造成PH值测量值变小；电导率波动为调整PH值加药所致。
四、防范措施
1、运行管理
（1）发电机正常运行时，加强对氢气系统、定冷水系统的监视，运行人员在画面做好氢压、湿度、纯度曲线，密切监视发电机氢气压力和纯度、湿度的变化，确保发电机氢气满足运行要求。
（2）加强监视发电机各部位温度，当发电机（绕组、铁芯、冷却介质）的温度、温升、温差与正常值有较大的偏差时，应立即分析、查找原因。对于水氢冷定子线棒层间测温元件的温差达8℃或定子线棒引水管同层出水温差达8℃报警时，应检查定子三相电流是否平衡，定子绕组水路流量与压力是否异常；当定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，应立即降低负荷，及时通知检修人员检查，在确认测温元件无误后，应立即停机。
（3）检修人员做好发电机定冷水箱排气管的气表定期巡视和记录，记录每天排气量并定期分析泄漏情况。
（4）定期监视发电机底部的油水检测装置，防止密封油或水进入发电机内。
2、检修管理
（1）检修过程中加强引水管、水接头等发电机内部水路的保护工作，严禁人员踩踏、挤压，造成水路隐患。
（2）检修时应检查引水管不得交叉接触、引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。
（3）按照《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》（DL/T607）对水内冷系统密封性进行检验，先进行水压试验，水压试验若合格再进行气密试验。
a、水压试验
①用清洁干燥的抹布将定子绕组端部，绝缘引水管、汇流管、引线等擦净。清除出线罩下部内表面及绕组端部下部机座环表面上的油水混合物，然后在其上铺上白纸；
②将合格的冷凝水通入定子。放出顶部气体后缓慢升压至0.6MPa（表压），稳定后保持24h，在12h内当温度不变时其压力不得降低2%以上。
③试验过程中，观察定子端部接头处、绝缘引水管、汇流管、过渡引线及排污管等处，是否有渗漏或潮湿现象；观察绝缘引水管有无变形现象；密切注意定子底部所铺的白纸上是否有水滴和湿痕。
b、气密试验
按JB／T6228－2014《汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定》进行。
①把定冷水进行排净并吹干；
②拆除其发电机的定冷水进和出水管。一侧继续拧封堵、另一侧则用三通的连接的压缩空气与数字精密的压力表；
③先充入0.1MPa干燥的压缩空气，并再充入流量35g/m3氦气，之后，继续充入干燥的压缩空气，加压至0.3MPa，使用便携式的氦气检漏仪，对定冷水路的各个部位缓慢移动检漏。对线棒接头、水电连接管、引出线的连接部分以及打压用的临时堵板、法兰表接头等进行查漏检查，确证无渗漏后保压两小时开始一昼夜的保压记时，,以标准24h的漏气率≦1%为合格。
3、备件管理
（1）与设备制造厂沟通，探讨从设计、材料、工艺等方面对金属波纹管进行改进的措施，提高金属波纹管质量。
（2）加强金属波纹管焊缝焊接质量检验，明确检查检验项目，改进检验手段，及时发现缺陷，防止此类事件再次发生。
（3）储备适当数量的金属波纹管备件，加强备件质量检验，确保备件质量合格。
参考文献
[1]王云飞、王燕明，发电机内冷水系统故障分析，[J].华北电力技术.2003.05
[2]孔令军、岳啸鸣，氢冷发电机漏氢分析及防范措施，[J].河北电力技术.2011.06
[3]徐荣田，660MW发电机漏氢原因分析与处理对策，[J].能源研究与信息.2013.03
作者简介
李志伟（1983.01.16—），男；山西晋城；汉族；本科；工程师；班组长；发电厂电气一次设备检修；大唐阳城发电有限责任公司.