发电机氢水油系统PPT课件

.,1,景德镇发电厂2660MW机组培训,发电机氢、水、油系统,.,2,1）发电机氢冷系统的功能,发电机氢冷系统的功能是用于冷却发电机的定子铁芯和转子，并采用二氧化碳作为置换介质。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。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；另外氢气的传热系数是空气的5倍，换热能力好；氢气的绝缘性能好，控制技术相对较为成熟。但是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。,一、发电机氢冷系统,.,3,2）氢气系统的工作原理,发电机内空气和氢气不允许直接置换，以免形成具有爆炸浓度的混合气体。通常应采用CO2气体作为中间介质实现机内空气和氢气的置换。本氢气控制系统设置专用管路、CO2控制排、置换控制阀和气体置换盘用以实现机内气体间接置换。发电机内氢气不可避免地会混合在密封油中，并随着密封油回油被带出发电机，有时还可能出现其它泄漏点。因此机内氢压总是呈下降趋势，氢压下降可能引起机内温度上升，故机内氢压必须保持在规定范围之内，本控制系统在氢气的控制排中设置有两套氢气减压器。氢气中的含水量过高对发电机将造成多方面的影响，通常均在机外设置专用的氢气干燥器，它的进氢管路接至转子风扇的高压侧，它的回氢管路接至风扇的低压侧，从而使机内部分氢气不断的流进干燥器得到干燥。发电机内氢气纯度必须维持在98左右，氢气纯度低，一是影响冷却效果，二是增加通风损耗。发电机内氢气纯度、压力、温度、湿度是必须进行经常性监视的运行参数，机内是否出现油水也是应当定期监视的。,（发电机氢气系统图）,.,4,3）发电机基本构成,.,5,发电机剖视图,.,6,.,7,.,8,.,9,.,10,.,11,.,12,.,13,发电机端盖,.,14,.,15,600MW发电机转子与铁心冷却通道示意图,.,16,发电机出线冷却,.,17,.,18,旋转方向,.,19,氢气系统冷却器,发电机氢冷系统的冷却为闭式氢气循环系统，热氢通过发电机的氢气冷却器由冷却水冷却。发电机氢气冷却器采用绕片式结构。冷却器按单边承受0.8MPa压力设计。氢冷却器冷却水直接冷却的冷氢温度一般不超过46。氢冷却器冷却水进水设计温度38。,.,20,.,21,.,22,氢气干燥装置,氢气去湿装置主要包括制冷系统、氢气去湿系统、电气控制系统三大部分。制冷系统由制冷压缩机组、热力膨胀阀、蒸发器等组成；氢气去湿系统由回热器、冷却器、贮水箱等组成；电气控制系统由电气控制箱、化霜电磁阀、温度仪、水位控制器等组成。,.,23,氢气去湿装置普遍采用冷凝式。使进入去湿装置内的氢气冷却至-10下，氢气中的部份水蒸汽将在干燥器内凝结成霜，然后定时自动(停用)化霜，霜溶化成的水流进集水箱(筒)中，达到一定量之后发出信号，由人工手动排水。经过这一处理过程，从而使发电机内氢气中含水份逐步减少。,氢气干燥装置工作原理,.,24,发电机氢冷系统的干燥发电机采用冷凝式氢气干燥器，设有氢气湿度在线检测仪。干燥装置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，发电机充、补氢气的露点21。干燥器氢气处理量不小于100Nm3/h，发电机设液位检测报警装置。,.,25,系统专用循环风机,循环风机主要用于氢冷发电机冷凝式氢气去湿装置的除湿系统中，在发电机停机或盘车状态下，开启循环风机，使氢气去湿装置能正常工作。,.,26,氢纯度检测装置,氢纯度检测装置是用以测量机内氢气纯度的分析器（量程80100氢气），使用前还须进行2h（小时）通电预热，其反馈的数据和信号才准确。该检测装置出厂时，下限报警点已设置在92，下下限报警点设置在90。,.,27,油水探测报警器,如果发电机内部漏进油或水，油水将流入报警器内。报警器内设置有一只浮子，浮子上端有永久磁钢，报警器上部设有磁性开关。当报警器内油水积聚液位上升时，浮子随之上升，永久磁钢随之吸合，磁性开关接通报警装置，运行人员接到报警信号后，即可手动操作报警器底部的排污阀进行排污。相同的油水探测报警器氢气系统中设置有两件。另外在密封油系统中设置一件，用于探测密封油扩大槽的油位是否超限。,.,28,一种发电机绝缘过热监测装置，能可靠的早期检测和预报发电机定子铁芯、定子线棒、转子绕组等部件的绝缘局部过热，由试验粒子源、过滤器、电磁阀、离子室、检测流量表、声光报警控制电路、微电流放大器、单板机、取样器、电流表、打印机等组成，适用于高、中、低氢压的汽轮发电机及空冷发电机，是发电机在线监测的一种先进仪器，对发电机安全、经济运行具有重要意义。,发电机绝缘过热监测装置,.,29,二氧化碳气体加热装置,.,30,二氧化碳气体汇流排,.,31,氢气汇流排及置换装置,.,32,3）氢气运行规范,.,33,4）氢气系统的运行控制,我厂发电机设计机内压力为0.45MPa，机组在正常运行中，氢气会通过密封油系统及其它不严密部分泄漏出去，为维持气体压力在规定值，就要不断的进行补充，补充氢气来自储氢站。本机组补氢为手动操作，由汽机零米处的双回路系统进行补充，设计最大泄漏量为10m3/天。当发现补氢量异常增大时，应当对系统进行检漏。在正常运行中，也应当利用氢气检漏仪在发电机氢气等有关区域进行检漏。在汽机零米设由就地氢气控制盘，可以实时监视氢气压力、温度、纯度。当纯度低于95%时要进行排氢再补充操作，直至纯度合格。氢气冷却器共设四组，采用绕片式结构，两侧氢气冷却器冷却水流量分别由两个阀门分路控制，氢气冷却器进出水管路应对称布置。本系统在发电机的四角上布置了四组冷却器，停运一组冷却器，机组最高可带80%额定负荷。冷却介质为闭式水，回水母管上设一调门，通过水量的调节可控制合适的冷氢气温度在4046,.,34,5）氢气置换,氢气与空气的混合物当氢气含量在4-74.2%范围内，均为可爆性气体。与氧接触时，极易形成具有爆炸浓度的氢、氧混合气体。因此,在向发电机内充入氢气时，应避免氢气与空气接触。为此，必须经过中间介质进行置换。中间介质一般为惰性气体CO2。机组启动前，先向机内充入20-30kPa的压缩空气，并投入密封油系统。然后利用CO2瓶提供的高压气体，从发电机机壳下部引入，驱赶发电机内的空气，当从机壳顶部原供氢管和气体不易流动的死区取样检验CO2的含量超过85（均指容积比）后，停止充CO2。期间保持气体压力不变。开始充氢，氢气经供氢装置进入机壳内顶部的汇流管向下驱赶CO2。当从底部原CO2母管和气体不易流动的死区取样检验，氢气纯度高于96，氧含量低于时，停止排气，并升压到工作氢压。升压速度不可太快，以免引起静电。机组排氢时，降低气体压力至20-30KPa，降压速度不可太快，以免引起静电。然后向机内引入CO2用以驱赶机内氢气。当CO2含显超过95时，方可引入压缩空气驱赶CO2，当气体混合物中空气含量达到95%,才可终止向发电机内输送压缩空气。,.,35,密封油系统必须保证供油的可靠性，且油氢压差维持在0.056MPa左右，发电机转子处于静止状态。(盘车状态也可进行气体置换，但耗气量将大幅增加)。密封油系统中的扩大槽在气体置换过程中应定时手动排气。每次连续5min(分钟)左右。操作人员在排气完毕后，应确认排气阀门已关严之后才能离开。氢气去湿装置排空管路上的阀门、氢气系统中的有关阀门应定时手动操作排污，排污完毕应关严这些阀门之后操作人员才能离开。气体置换之前，应对气体置换盘中的分析仪表进行校验，仪表指示的CO2和H2纯度值应与化验结果相对照，误差不超过1。气体置换期间，系统装设的氢气湿度仪必须切除。因为该仪器的传感器不能接触CO2气体，否则传感器将“中毒”，导致不能正常工作开关阀门应使用铜制工具，如无铜制工具时，应在使用的工具上涂黄甘油，防止碰撞时产生火花。开关阀门一定要缓慢进行，特别是补氢、充氢、排氢时，更要严加注意，防止氢气与阀门、管道剧烈摩擦而产生火花。在对外排氢时，一定要首先检查氢气排出地点20米以内有无明火和可燃物，严禁向室内排氢。气体置换期间，机组上空吊车应停止运行，并严禁在附近进行测绝缘等电气操作,6）氢气置换注意事项,.,36,7）系统异常及事故处理,1）纯度仪故障时，通知检修并联系化学每4个小时取样。2）当氢系统爆炸或冒烟着火无法扑灭时，应紧急停机并排氢，操作如下：（1）全关补氢一次、二次阀。（2）全开排氢一次、二次阀，二氧化碳置换排放阀，气体置换排放总阀。（3）当机内氢气压力降到0.02MPa时，打开充CO2一、二次阀，然后升高压力到0.1-0.2MPa，在尽可能短时间内注入CO2。（4）排氢过程中，停止氢冷却器运行。,.,37,二、发电机定冷水系统,发电机定子冷却水的作用发电机的定子绕组采用水内冷方式，水冷的效果是氢冷的50倍。水内冷绕组的导体既是导电回路又是通水回路，每个线棒分成若干组，每组内含有一根空心铜管和数根实心铜线，空心铜管内通过冷却水带走线棒产生的热量。到线棒出槽以后的末端，空心铜管与实心铜线分开，空心铜管与其它空心铜管汇集成型后与专用水接头焊好由一根较粗的空心铜管与绝缘引水管连接到总的进（或出）汇流管。冷却水由一端进入线棒，冷却后由另一端流出，循环工作不断地带走定子线棒产生的热量。,.,38,对发电机定子冷却水水质的特殊要求冷却水应当透明、纯洁、无机械杂质和颗粒；冷却水的导电度正常运行中应当小于0.5us/cm。过大的导电度会引起较大的泄漏电流，从而使绝缘引水管老化，还会使定子相间发生闪络；为防止热状态下造成冷却管内壁结垢，降低冷却效果，甚至堵塞。应当控制水中的硬度，不大于10ug/L；NH3浓度越低越好，以防腐蚀铜管；PH值要求为中性规定在78之间；为防止发电机内部结露，对应于氢气进口温度，定子水温也应当大于一定值。一般规定在4046。,.,39,定子水系统配有10%容量的离子交换器及其流量计、电导仪、压力表及温度计，以提高水质。定子水箱按压力容器设计、制造，且采用氮气加压。水箱排空管上装有气敏元件、测氢浓度报警。水系统设电加热装置。发电机管道设计考虑定子线圈反冲洗和排水管及阀门，能方便地对定子进行反冲洗，反冲洗管道上加装激光打孔过滤器。,定冷水系统组成（定冷水系统图）,.,40,定子水系统中水泵、冷水器、滤水器各设2台，互为备用。冷却器为板式。发电机内冷却水进水管装有压力表、压力开关和流量表及流量测量装置，为了确保断水保护动作信号的可靠性，设置3只水流量极低开关。定子线圈内冷却水允许断水时间在带满负荷运行的情况下不少于30秒。发电机内设有漏水、漏油监测装置。,.,41,工作流程,补充水补水过滤器树脂拦截器离子交换器水箱水泵冷却器温度调节阀压力调节阀发电机定子线圈Y型拦截器流量孔板主水过滤器,凝结水,.,42,定子冷却水控制装置本装置包括水箱、两台水泵、两台冷却器、气动温度、压力调节装置、主过滤器、补水过滤器及其之间的相互连接管路、阀门及其部分就地压力表、测温元件。装置上还设置有仪表箱，装有电导率发送器和与内外电气接口相连的端子。,.,43,主过滤器、气动压力、温度调节装置,.,44,离子交换器由不锈钢制成，树脂装填容积0.36m3。该离子交换器为混合床式，即采用强碱性阴树脂和强酸性阳树脂且按2：1的比例混合填装。离子交换器的最大允许流量为6.2L/S（22.3m3/h），为流入发电机的水量的百分之十，最高允许水温60，压力损失不高于98kPa。正常运行期间，离子交换器的水流量控制在250L/min左右。当进入离子交换器的电导率不高于1.0S/cm时，其出水的电导率将不高于0.1S/cm；当进入离子交换器的水的电导率不高于9.9S/cm时，其出水的电导率将不高于0.2S/cm。如果系统中水的电导率不能维持在0.5S/cm以下，或者压力损失超过98kPa，则说明交换树脂已经失效，应进行更换。,离子交换器,.,45,离子交换器：设计压力：1.2MPa设计温度：70工作压力：1.2MPa,.,46,.,47,进水门,出水门,出水门,反洗流程：,反冲洗进口门,反冲洗进口门,进水门,反冲洗滤网进口门,反冲洗滤网出口门,反冲洗滤网进口门,反冲洗滤网出口门,.,48,定冷水系统水温、水质,定子冷却系统供发电机定子绕组冷却，采用闭式独立水系统并采用集装式结构，冷却器冷却水进水设计温度为38。定子线圈内的冷却水的进水温度范围为4050、进水温度设有自动调节装置，冷却水温度波动范围3，出水温度不得大于85。水质应透明纯净，无机械混杂物，在水温为20时：电导率0.51.5S/cm（定子线圈独立水系统）PH值7.08.0硬度2微克当量/L（2gE/L）含氨（NH3）微量,.,49,我厂定冷水系统技术参数,额定流量：1633L/min进水压力（计算值）：220kPa进水温度：453最大连续出力时线圈出水温度（计算值）：73水的电导率：不高于0.5S/cm离子交换器额定处理流量：250L/min进水温度高报警值：49出水温度高报警值：73出水温度高保护动作值：78进水压力低报警值：134kPa压力113kPa保护动作进水流量低报警值：1274L/min进水流量低保护动作值：1110L/min,.,50,三、发电机密封油系统,密封油系统原理简介,发电机采用氢气冷却，为防止运行中氢气沿转子轴向外漏，引起火灾或爆炸，机组配置了密封油系统，向转轴与端盖交接处的密封瓦循环供应高于氢压的密封油。本机组的密封油路只有一路，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。,.,51,单流环密封瓦,密封油,密封座,弹簧,密封瓦,.,52,发电机密封油系统组成,油系统的装置为集装式，方便检修。密封瓦结构为单流环式。主油源来自汽机轴承润滑油，润滑油回油管上装设视流窗，以便观察回油。油氢差压由差压调节阀自动控制，并提供差压和压力报警信号接点。油温在汽机润滑油系统得到调节。2台100%容量的交流密封油泵和1台100%容量的直流密封备用油泵,1台100%容量的再循环油泵。型式单流环式密封油量240l/min交流泵电动机7.5kW流量16m3/h出口压力0.8MPa直流泵电动机7.5kW流量15.84m3/h出口压力1.0MPa再循环泵电动机5.5kW流量14.4m3/h32号透平油密封瓦进油温度：2550密封瓦出油温度：70密封油压大于机内氢压：0.0560.02MPa,（密封油系统图）,.,53,真空油箱,.,54,.,55,正常工作情况下，轴承润滑油不断地补充到真空油中，润滑油中含有的空气和水分在真空油箱中被分离出来，通过真空泵和真空管路被排至厂房外，从而使进入密封瓦的油得以净化，防止空气和水分对发电机内的氢气造成污染。真空油箱的油位由箱内装配的浮球阀进行自动控制，浮球阀的浮球随油位高低而升降，从而调节浮球阀的开度，这样使补油速度得到控制，真空油箱中的油位也随之受到控制。真空油箱的主要附件还有液位信号器，当油位高或低时，液位信号器将发出报警信号。真空泵不间断地工作，保持真空油箱中的真空度。同时，将空气和水分抽出并排放掉。为了加速空气和水分从油真空油箱内部设置有多个喷头，补充油进入真空油箱通过补油管端的喷头，再循环油通过再循环管端的喷头而被扩散，加速气、水从油中分离。再循环泵工作，通过管路使真空油箱中的油形成一个局部循环回路，从而使油得到更好的净化。,.,56,真空油箱补油管端的喷头,.,57,真空油箱内浮球阀,.,58,密封油泵入口滤网,.,59,真空泵和油净化装置,.,60,浮子油箱,氢侧回油经扩大槽后进入浮子油箱，该油箱的作用是使油中的氢气进一步分离。浮子油箱内部装有自动控制油位的浮球阀，以保证该油箱中的油位保持在一定的范围之内。浮子油箱外部装有手动旁路阀和液位视察窗，以使必要时人工操作控制油位。氢气经分离又回到扩大槽，油流入空气析出箱。由于浮子的控制作用，油箱内始终维持一定的油位，从而避免氢气进入空气析出箱。,.,61,.,62,.,63,密封油回油扩大槽,密封油扩大槽布置在发电机底部稍下，主要用来储存氢气侧回油。发电机氢气侧（以密封瓦为界）汽端、励端各有一根排油管与扩大槽相连，来自密封环的排油在此槽内扩容，以使含有氢气的回油能将氢气分离出来。扩大槽里面有一个横向隔板，把油槽分成两个隔间，目的是防止因发电机两端之间的风机压差而导致气体在密封油排泄管中进行循环。扩大槽两间隔之间可通过外侧的U形管连接，回油向下进入浮子油箱，箱体上部各设一根排气管，用以排掉低纯度的氢气。扩大槽内部有一管路和油水探测报警器相连接，当扩大槽内油位升高超过预定值时发出报警信号。,.,64,密封油回油扩大槽,.,65,空气抽出槽,发电机空侧密封油和两端盖轴承润滑油混合后排至空气析出箱内，油中气体在此分离后经过管路排往厂外大气，润滑油经过汽轮机轴承回油套装母管流回汽机主油箱。空气析出箱安装位置低于氢侧回油扩大槽以确保回油通畅。,.,66,.,67,密封油滤网及差压阀,.,68,密封油系统运行方式,氢侧回油经扩大槽后进入浮子油箱，该油箱的作用是使油中的氢气进一步分离。浮子油箱内部装有自动控制油位的浮球阀，以保证该油箱中的油位保持在一定的范围之内。浮子油箱外部装有手动旁路阀和液位视察窗，以使必要时人工操作控制油位。氢气经分离又回到扩大槽，油流入空气析出箱。由于浮子的控制作用，油箱内始终维持一定的油位，从而避免氢气进入空气析出箱。,密封油系统包括：正常运行回路、事故运行回路、紧急密封油回路（即第三密封油源）。正常运行回路：轴承润滑油管路真空油箱主交流密封油泵滤油器差压阀发电机密封瓦氢侧回油（空侧回油与发电机润滑油混合直接进入空气抽出槽）回油扩大槽浮子油箱空气抽出槽轴承润滑油回油汽轮机主油箱。,.,69,事故运行回路：轴承润滑油管路直流事故密封油泵滤油器差压阀发电机密封瓦氢侧回油（空侧回油与发电机润滑油混合直接进入空气抽出槽）回油扩大槽浮子油箱空气抽出槽轴承润滑油排油汽轮机主油箱。,紧急密封油回路：轴承润滑油管滤油器差压阀发电机密封瓦。此运行回路的作用是在主密封油泵和直流事故密封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0.05MPa0.02MPa。,.,70,真空油箱故障及其处理,真空油箱真空低,引起原因：一是管路和阀门密封不严；二是真空泵抽气能力下降。前者需找出漏点，然后消除；后者则需按真空泵使用说明书找原因，并且消除缺陷,.,71,真空油箱油位高,引起原因主要是真空油箱中的浮球阀动作失灵所致，说明浮球阀需要检修，假使一时不能将真空油箱退出运行，则作为应急处理办法，可以将浮球阀进油管路的阀门开度关小，人为控制补油速度。,.,72,真空油箱油位低,引起原因一是浮球阀动作失灵；二是浮球阀出口端（真空油箱体内）的喷嘴被脏物堵住。这两种情况必须将真空油箱退出运行，停运真空泵、再循环泵、主密封油泵（改用事故密封油泵供油）破坏真空后，排掉积油然后打开真空油箱的人孔盖进行检修。,.,73,油氢压差低及其处理办法,差压调节阀跟踪性能不好，可能引起油氢差压低，此时重新调试差压调节阀。油过滤器堵塞也可能引起油氢压差低，此时应对油过滤器进行清理，并重新校验差压表计。,.,74,四、发电机气体置换中的技术要点,4.1发电机气体置换过程中如何减少二氧化碳和氢气的消耗量发电机气体置换减小介质使用量，对节约能源、保护环境、防止发生氢气爆炸事故都有很重要的意义，主要采取以下几方面的措施减小二氧化碳和氢气的消耗量。4.1.1操作要规范化、标准化，减小浪费，置换过程中每个二氧化碳气瓶内压力降至0.08MPa以下再更换新气瓶。4.1.2使用高纯度的二氧化碳和氢气，保证制氢站供氢纯度达到99.9%以上，使用的二氧化碳气体纯度符合要求达99%以上。,.,75,4.1.3发电机气体置换按下列要求控制各阶段气体纯度。发电机气体置换充氢过程，用二氧化碳置换机内空气，当机内二氧化碳含量85%，且各死角也已经排污合格后可以停止置换空气；用氢气置换机内二氧化碳，当机内氢气含量98%，且各死角也已经排污合格后停止置换二氧化碳，发电机可以升氢压。发电机进行气体置换排氢过程，用二氧化碳置换机内氢气，当机内二氧化碳含量95%，且各死角也已经排污合格后停止置换氢气；用空气置换机内二氧化碳时，当机内二氧化碳含量5%，且各死角也已经排污合格后停止置换二氧化碳，终止向机内送空气。4.1.4在进行发电机气体置换过程各阶段初期禁止对各死角排污，并且在进行排污操作时要采用定期、多次排污的方式，禁止采用连续开启排污的方式。4.1.5尽可能在发电机转子静止状态下进行气体置换。,.,76,4.2发电机气体置换如何减少操作时间在进行发电机气体置换时如何能够达到既用时间最短并且能够最快达到满足要求的气体纯度，这一问题一直是我们多次分析、总结、探索的一个关键问题。从下表数据不难看出我们经过总结、分析发电机充氢操作已由最初的44小时缩短到18小时，排氢由最初的27.5小时缩短到19小时。对如何尽可能缩短发电机气体置换操时间我们主要采取了以下几方面的措施。第一气体置换过程中控制机内压力为0.07MPa，比厂家要求的0.030.04MPa高，这样在置换过程中可以提高机内气体排污时的流速，交换能力大。第二气体置换过程中采用充气、排污交替进行，这样可以使机内比重不同的空气、二氧化碳或氢气有充足的分层时间，有利于尽快提高纯度。第三发电机气体置换排死角要在机内二氧化碳或氢气纯度达到80%以上进行，这样可用高纯度的气体短时间内达到排污合格的目的。第四使用二氧化碳置换时由于液态二氧化碳从气瓶释放气体，必然大量吸热，致使置换用管道冻结，释放速度受到限制，通过采用多设瓶位轮流释放、淋水解冻、投入电加热等方法缩短气体置换所需时间。,.,77,4.4发电机气体置换时如何正确处理发电机氢系统与密封油系统的关系,4.4.1因为在整个发电机充排氢气体置换过程中，发电机内气体压力波动大并且波动频繁，如果这时密封油差压阀投入则会造成膜片式差压阀内部膜片单面过压(即差压大于0.15MPa以上)，从而引起保护螺帽脱落或主阀芯垫片破损，致使差压调节阀失去调节能力，这种事故在发电厂多次生过。,.,78,4.4.2发电机密封油系统采用单流环式密封瓦，密封油系统配置有一台由美国FISHER生产的977HP型膜片式差压调节阀。因为膜片式差压调节阀它是依靠氢气室和油室之间的金属膜片的弯曲变形来实现阀芯的上下移动的，膜片变形的推动力为氢-油差压，在弹性范围内，膜片变形的大小正比于氢-油差压大小。膜片式差压调节阀的性能曲线如图,.,79,从图中不难看出，当运行氢气压力高于0.15MPa以上时，特性曲线基本上是一条平行于横坐标的直线。表明在高氢气压力范围内，差压阀可以维持差压恒等于某一定值，膜片式差压阀维持的恒定氢油差压为0.055MPa。当运行氢气压力低于0.15MPa以下时，特性曲线明显为弯曲状，表明在低氢气压力范围内膜片式差压阀不能维持恒等于氢压某一定值，有较大的变动，但变动的增减方向是恒定的，膜片式差压阀是下降的，最大下降值为0.03MPa。因此在发电机充排氢时当机内气体压力小于0.15MPa时为防止发电机密封油差压阀损坏将差压阀切至旁路运行，手动调整油-气差压。,.,80,4.4.3在进行发电机气体置换发电机降氢压时控制机内氢气压力下降速度大约3KPa/min左右，这样既可以防止排氢速度太快发生氢爆，另处由于机内氢气压力变化太快引起密封油回油量的大幅变化，造成密封油浮子阀调节失常，发电机进油。4.4.4根据几次操作经验发现，在进行发电机气体置换时机内气体压力控制数值的高低对气体置换所用时间和防止发电机进油有很大关系。在发电机第一次充氢时我们按照东方电机厂提供的资料发电机内气体压力维持0.030.04MPa，结果因为机内气体压力低，密封油氢侧回油浮子油箱回油不畅满油造成发电机进油，经过调整试验发现在进行发电机气体置换时维持机内压力0.07MPa左右最合适，这样既可以防止发电机进油又可以缩短发电机气体置换时间,.,81,4.4.5在进行发电机气体置换过程中密封油-气差压一般控制在4550KPa即可(正常值56KPa)。因为这一阶段控制密封油气差压的大小主要目的在于防止发电机进油，将减压控制低于正常值有二个优点，其一密封油油-气差压低需要的密封油量少，氢侧回油量少，回油浮子油箱调节量小可以避免发电机进油；其二在发电机气体置换过程中机内压力波动大并且频繁，而且这一过程中密封油气差压需要手动调整，维持低的差压可以防止操作不当或调整不及时造成发电机进油。4.4.6在进行发电机气体置换时，当内气体压力低于0.1MPa时进行密封油源的切换，即由密封油主油泵供密封油切换为第三路油源-润滑油直接供给，在切换前确认第三路油源门开启，停止发电机密封油主油泵、密封油再循环泵、密封油真空泵运行，这样有利于控制油-气差压，也因为润滑油压力相对稳定可以防止发电机进油。,.,82,5.发电机气体置换过程中危险点控制,5.1发电机气体置换中防止发电机进油5.1.1发电机进油的危害1)密封油常以油液、油烟、油汽的形式进入发电机内，油液在风扇的作用下，落入汽、励端的底部式出线端，油烟、油汽则随风扇循环，可在风道的部件表面上凝结形成油膜，危害最大的是定子端部有绝缘，氧在油中的溶解度高达16%，附在绝缘表面的油膜，在强电场和油中水份的作用下氧化，氧化产物过氧化物和各种酸性物质，氧化产物为绝缘对地击穿式相相间击穿提供了条件。2)油如果凝结在转子绕组的内冷风道上，则油层的氧化又会造成转子绕组绝缘下降，以及导致匝间短路事故。3)油烟、油汽的进入加大机内氢气的密度，并降低机内氢气的纯度，通风损失大，效率低，氢气耗量大。4)油烟、油汽进入差压调节阀，使调节阀的调节性能差。,.,83,5.1.2发电机气体置换过程中控制进油的措施1)在投入密封油系统前必须首先向发电机内充入压缩空气，并且维持机内气体压力不低于0.05MPa(比厂家要求的0.020.03MPa高)。2)发电机密封油氢差压阀切换至旁路运行时，旁路门开启操作缓慢，防止差压阀旁路门开启时密封油氢差压突增造成发电机内进油。3)发电机充氢气体置换结束升氢压至0.10MPa以上时，密封油油源由润滑油接供给切换为密封油主油泵供给前将密封油泵出口溢油旁路门开启，防止油泵启动造成油氢差压突升发电机进油，当油泵运行正常后通过调节溢油阀旁路门维持所正常的密封油氢差压。4)发电机排氢气体置换结束时，当机内气体压力降至0.05MPa左右时，先停止密封油系统运行，发电机内气体压力依靠自然下降。5)在进行气体置换时注意加强对发电机底部、出口、氢气扩大槽高油位油水报警继电器内油位的监视，发现有油时及时排出并检查原因。,.,84,5.2发电机气体置换中防止发生氢气爆炸,5.2.1氢气着火爆炸的性能氢冷发电机虽然已有数十年投入运行经验，然而氢气的着火爆炸事故在发电厂曾多次发生过，有的情况比较严重。氢气是易燃易爆的气体，在常温下性质不活泼，发生氢气着火或爆炸必须是在明火或一定的着火能量诱发下。,5.2.2氢气发生爆炸的条件当氢气点空气中体积含量的4%75%时，或氢气占氧气中体积含量的4.65%94.0%便造成一种易爆性的混合气体；当这种混合气体在密闭的容器中；有明火或触发氢着火温度不小于585，或大于最低引爆能量0.02mJ时就会发生氢气爆炸。,5.2.3发电机气体置换时防止氢气爆炸的措施因为在进行发电机氢气置换过程中是无法避免会出现可能发生氢气爆炸的纯度范围4.075.0%，为防止发生氢气爆炸应该从以下几方面进行。1)进行发电机气体置换操作一定要使用铜制工器具，防止操作时发生火花。2)在气体置换时高层和周围附近不得