发电机氢油水系统说明书.docx
《发电机氢油水系统说明书.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《发电机氢油水系统说明书.docx（31页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
发电机氢油水系统说明书
600MW汽轮发电机氢油水控制系统说明书
目 录
第一部分：
发电机氢气控制系统…………………………………....…3~11页
1.主要功能
2.主要技术参数
3.系统操作原理
4.系统组成
5.系统设备及它们的工作原理
6.关于发电机气体置换
7.设备布置与安装要点
8.安装调试
9.运行注意事项
10.其他
第二部分：
发电机密封油控制系统……………………………………12~20页
1.概述
2.密封油系统主要技术参数
3.系统工作（运行）原理
4.密封油系统主要设备
5.设备布置和安装注意事项
6.密封油系统的调试与整定
7.运行中的注意事项
8.定期重点检验项目
9.密封油量测定方法
10.日常监视与检修
第三部分：
发电机定子线圈冷却水控制系统…………………………21~29页
1.主要功能
2.主要技术参数
3.系统工作原理
4.系统主要设备
4.1.定子冷却水控制装置
4.1.1.水箱
4.1.2.水泵
4.1.3.冷却器
4.1.4.离子交换器及其使用
4.1.5.过滤器
4.1.6.Y型拦截器
4.1.7.阀门
4.1.8.温度调节阀和压力调节阀
4.1.9.表计
4.2.相关资料
5.设备布置及安装注意事项
6.定子冷却水系统的调试与整定
7.运行与维护
8.关于水电加热器的使用
主要内容：
1、发电机氢气控制系统：
组成、原理、运行注意事项；
2、发电机密封油控制系统：
主要设备、运行原理、注意事项；
3、发电机定子线圈冷却水控制系统：
主要设备、系统工作原理、运行与维护
第一部分发电机氢气控制系统
1.用途与功能
发电机氢气控制系统专用于氢冷汽轮发电机，具有以下功能：
a.使用中间介质（一般为CO2）实现发电机内部（以下简称机内）气体置换；
b.通过压力调节器自动保持发电机内氢气压力在需要值；
c.通过氢气干燥器除去机内氢气中的水份；
d.通过真空净油型密封油系统，以保持机内氢气纯度在较高水平；
e.采用相应的表计对机内氢气压力、纯度、温度以及油水漏入量进行监测显示，超限时发出报警信号。
2.主要技术参数
2.1发电机内额定运行参数：
a.氢气压力：
0.414/0.45MPa.（g）
注：
（g）.---表压
b.氢气温度：
46/48℃
c.氢气纯度：
98%
注：
气体纯度均用容积百分比值表示.
d.氢气耗量：
13～19m3/d
2.2对供给发电机的氢气要求
a.压力不高于3.2MPa.（g）
b.纯度不低于99.5%
c.露点温度.≤–21℃
2.3发电机充氢容积（含管路）117/~88m3
2.4发电机静止状态下气体置换耗气量估计值，如下表：
置换操作内容
耗用气体名称
耗用气体数量
备注
驱赶机内空气（air）
CO2
300m3
CO2纯度98%以上
驱赶机内CO2
H2
300m3
机内升氢压至额定值
H2
375m3
3.工作原理
3.1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有专用管路、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。
3.2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，有时还可能出现其他漏气点。
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的范围之内，本控制系统在氢气的控制排中设置有两套氢气减压器，用以实现机内氢气压力的自动调节。
3.3氢气中的含水量过高对发电机将造成多方面的不良影响，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，从而使机内部份氢气不断地流进干燥器内得到干燥。
3.4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。
氢气纯度低于报警值（90%）是不能继续正常运行的，至少不能满负荷运行。
当发电机内氢气纯度低时，可通过本氢气控制系统进行排污补氢。
采用真空净油型密封油系统的发电机，由于供给的密封油经过真空净化处理，所含空气和水份甚微，所以机内氢气纯度可以保持在较高的水平。
只有在真空净油设备故障的情况下，才会使机内氢气纯度较快下降。
3.5发电机内氢气压力、纯度、温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。
氢气系统中针对各运行参数设置有不同的专用表计，用以现场监测，超限时发出报警信号。
4.系统组成（常规配套设备）
4.1见另行提供的氢气控制系统图
4.2氢气控制系统主要由下列设备（部套件）组成：
a.氢气控制排（又称氢气供给装置）
b.CO2控制排（又称二氧化碳供给装置）
c.氢气去湿装置
d.气体置换盘
e.置换控制阀
f.油水（探测）报警器
g.氢气湿度仪
h.管路阀门等辅助件
i.氢纯度检测装置
5.系统设备的工作原理
5.1氢气控制排（参看另行提供的图纸）
5.1.1氢气控制排有控制地向发电机内供给氢气。
通常，氢气来自储氢站。
本氢气控制排设置两个氢气进口、两只氢气过滤器、两只氢气减压器。
氢气进口压力最大允许值为3.2MPa，供给发电机的氢气均需先将压力限制在3.2MPa以下，然后用双母管引入接至氢气控制排，然后经减压器调至所需压力送入发电机。
（气体置换期间减压器出口压力可整定为0.5MPa，正常运行期间则整定为0.414MPa）
5.1.2减压器采用的是YQQ-II型氢气减压器。
它由两级组成：
第一级将高压氢气降压至2.5MPa以下，第二级再降至所需压力。
减压器进口压力一般不能低于0.6MPa，出口压力（手动操作顶丝）人为给定，自动保持。
5.1.3氢气控制排上装有一只角型安全阀，它的开启和回座压力取决于内装弹簧的松紧程度。
设备出厂前已将该安全阀调整至压力升到0.45～0.48MPa时开启，压力回落至0.42MPa之前回座并关严。
安全阀在电厂安装投运之前应重新调试，而且投入电厂运行之后每6个月也应重新调试一次，最大开启压力值也可以稍加调整，以不突破0.5MPa为宜。
5.1.4氢气阀门
氢气控制排以及氢气系统中所使用的氢气阀门，均是采用波纹管焊接式截止阀。
这种阀门的阀芯与阀座之间采用的是软密封垫结构，其优点是密封性能好。
若发现阀门关不严，一般应检查密封垫，发现破损或变形严重，则应更换软密封垫。
该阀门焊接时一定要处于开启状态，以免软密封垫灼伤受损。
5.1.5气体过滤器
氢气控制排以及CO2控制排上装有气体过滤器。
如其被脏物堵塞，则需取出滤芯进行清洁。
5.1.6压力开关和压力表
氢气控制排上还设置有压力监视表计，其中压力控制器用于供氢压力偏低时发报警信号，普通型压力表用来监测减压器进出口的氢气压力。
5.2CO2控制排（参看另行提供的图纸）
5.2.1CO2控制排在发电机需要进行气体置换时投入使用，以控制CO2气体进入发电机内的压力在所需值（通常情况下，在整个置换过程中发电机内气压保持在0.02～0.03MPa之间）。
CO2控制排设置有一套型减压器，还有安全阀、气体阀门等，这些部套件的结构、型式与氢气控制排上的相应部套件相同。
5.2.2CO2气体通常由瓶装供给。
瓶装CO2一般呈液态且压力很高，必须经过特别另行设置的汇流排释放气化，降压至1.6MPa以下，再用管路引至CO2控制排经过过滤器、减压器调至所需压力，然后供给发电机。
5.2.3CO2汇流排一般应有五至十个瓶位。
液态CO2从气瓶中释放气化，必然大量吸热，致使管路及其减压器等冻结，释放速度因而受到限制。
多设置瓶位，可以轮流释放、解冻。
另外还可采用水淋办法解冻，但必须另接供水管，且开设排水沟。
采取这两种办法的目的均是为了缩短气体置换所需时间。
如果CO2汇流排设有加热器，可防止汇流排管路及其减压器等冻结的问题。
5.3置换控制阀
置换控制阀仅仅是几只阀门的集中组合、装配而已。
发电机正常运行时，这几只阀门必须全部关闭，只有发电机需要进行气体置换时，才由人工手动操作这几只阀门，使其各自按照机内气体进、出的需要处于开、关状态。
5.4气体置换盘
气体置换盘用以分析发电机壳内气体置换过程排出气体中CO2或H2的含量，从而确定气体置换是否合乎要求，使用前还须进行2h（小时）的通电予热。
该设备详细的使用说明书（包括原理结构、安装、调试、维护等内容）将随机提供给用户。
5.5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80~100%氢气），使用前还须进行2h（小时）的通电予热，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%，若用户需另外设置，可参看使用说明书，该设备详细的使用说明书（包括原理结构、安装、调试、维护等内容）将随机提供给用户。
5.6国外进口的7866+7872D型三范围氢气纯度分析设备（系统），另行提供设备说明书（或操作手册）。
该设备既有发电机内氢纯度分析功能，也有气体置换过程排出气体中CO2或H2含量的分析功能。
也就是说该设备已同时具备上述5.4和5.5两项设备的功能。
因此配备7866+7872D型设备的机组，则不配备5.4和5.5条中所述的气体置换盘和氢纯度检测装置。
7866+7872D型设备的尾气不回收，而是直接排出厂房外，但每24h氢气消耗量在0.8~2Nm3之间。
5.7氢气去湿装置
氢气去湿装置普遍采用冷凝式。
它的基本工作原理是使进入去湿装置内的氢气冷却至-10℃以下，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。
冷凝式氢气去湿装置的致冷元件是压缩机。
经过冷却脱水的氢气回送至发电机之前重新加温至18℃左右，加温设备也设置在去湿装置内。
氢气的循环仍然依靠发电机内风扇两端的压差，去湿装置本身的气阻力约1KPa（100mm水柱），故氢气进、出管路的阻力应尽可能缩小。
冷凝式氢气去湿装置机电自成一体，用户按氢气系统图要求接氢气管路。
该设备详细的（原理、安装、维护、使用）说明书随机供给用户。
5.8系统专用循环风机（若设置有时）
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。
该设备详细的使用说明书（包括原理结构、安装、调试、维护等内容）将随机提供给用户。
5.9吸附式氢气干燥器
按合同或技术协议配置。
安装、调试、使用与维护请参考随机提供设备说明书（或操作手册）。
5.10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，浮子上端载有永久磁钢，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。
另外密封油系统中设置有一件，用于探测密封油扩大槽的油位是否超限。
6.关于发电机的气体置换
6.1充氢时，先用二氧化碳（CO2）驱赶发电机内的空气，待机内二氧化碳含量超过85%以后，即可引入氢气驱赶二氧化碳，这一过程保持机内气压在0.02～0.03MPa之间。
排氢时，先将机内氢压降至0.02～0.03MPa之间，再用二氧化碳驱赶发电机内的氢气，待二氧化碳含量超过95%以后，即可引入压缩空气驱赶二氧化碳，直至二氧化碳含量少于5%以后，才可终止向发电机内送压缩空气，这一过程也应保持机内气压在0.02～0.03MPa之间。
6.2气体置换作业时几点注意事项：
6.2.1密封油系统必须保证供油的可靠性，且油—气压差维持在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）
6.2.2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。
排气时打开S-78、S-79号阀门，每次连续5min（分钟）左右。
置换过程中使用的每种气体含量接近要求值之前应当排一次气。
操作人员在排气完毕后，应确认S-78、S-79两只阀门已关严之后才能离开。
同样氢气去湿装置排空管路（GVD）上的142号阀门，氢气系统中的104、109号阀门也应手动操作排污，排污完毕应关严这些阀门之后操作人员才能离开。
6.2.3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%，否则6.1条中给出的纯度值应相应增高，以补偿分析仪表的误差。
同时应将氢气湿度仪前后阀门关严（见6.2.7条）
6.2.4气体置换之前，应根据氢气控制系统图检查核对气体置换装置中每只阀门的开关状态是否合乎要求。
6.2.5气体置换装置控制阀的操作（参照氢气系统图）
气体置换装置上共有控制阀五只（117～121），为方便以下叙述，另附图一：
6.2.5.1用二氧化碳驱赶发电机内空气时应操作的阀门：
a.氢气控制排中的氢气进口3号阀门应当关闭（4号阀门已处于关闭状态）；
b.二氧化碳控制排总进气阀11号阀门开启；
c.置换控制阀中117、120、119号阀门开启，其中119号阀门（开度）用于控制机内气压；（保持在0.02~0.03MPa之间），样气通过TPG-015接口送入气体分析盘检测二氧化碳气体浓度。
6.2.5.2用氢气驱赶发电机内二氧化碳时的阀门操作：
a.关闭二氧化碳进口11号和117号阀门；
b.置换控制阀中的120号阀门关闭，121号阀门开启（119号阀门保持开启状态）。
c.开启氢气控制排中的氢气进口3号阀门，调整氢气减压器出口压力，以控制进氢压力；（以发电机内压力维持在0.02~0.03MPa之间），样气通过TPG-015接口送入气体分析盘检测氢气气体浓度。
d.置换合格后，关闭120、119号阀门，使121号阀门保持开启状态，然后继续升高机内氢压，样气通过121号阀门和TPG-015接口送入氢气纯度分析系统。
图一
6.2.5.3发电机排氢过程中，用二氧化碳气体置换发电机内氢气：
氢气控制排中供氢阀门3号、4号关闭；121号阀门关闭；开启二氧化碳控制排中总进气门11号阀，当机壳内二氧化碳含量合乎要求（CO2含量高于95%）以后再引入压缩空气驱赶二氧化碳，此时阀门操作（开、关状态）为：
a.氢气控制排中供氢阀门关严（3号、4号阀门）；
b.二氧化碳控制排中总进气门11号阀关闭；
c.气体置换装置控制阀中的117、120号阀门关闭，119号阀门开启，121保持开启状态；
d.然后打开115、116号阀门引入压缩空气直至置换过程完毕。
6.2.6发电机在正常运行时，检测氢气纯度的样气通过121号阀门和TPG-015接口送入氢气纯度分析系统。
6.2.7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。
7.氢气控制系统设备布置与安装要点：
7.1氢气控制排、CO2控制排、油水探测报警器均为墙挂式安装。
7.2氢气纯度分析系统装置、冷凝式氢气去湿装置均为柜式结构，柜子后面离墙应至少留出500mm检修通道。
7.3气体置换装置上控制阀及其它阀门的布置以便于操作为准。
7.4氢油水控制系统主要设备布置参考图另行提供给电力设计院。
7.5排污阀门（代号为104、110）应安装在管路最低点且需人工操作方便。
7.6所有管路均须用无缝钢管且须承受气密试验的压力。
管路焊接必须保证气密试验时不泄漏，波纹管截止阀参加焊接时一定要使阀门处于开启状态，以免密封垫灼伤。
7.7关于管路气密试验：
7.7.1系统中分析仪表及设备的气密试验最好是单独进行，试验压力按仪表的说明书要求进行，合格后分别关闭所试仪表两端的阀门，待发电机及其管路系统气密试验合格后，按操作状态或开或闭其中的阀门。
7.7.2管路（排空管路除外）的气密试验最好是单独进行，试验压力为0.8MPa无漏点合格。
单独进行气密试验将使发电机整体气密试验容易得多，如果仅仅因为管路有漏点，使整个发电机气密试验不合格而导致重做，是很不合算的。
当然，即使这些管路和设备单独进行气密试验合格，也还要与发电机一起进行整体气密试验。
8.安装调试（参照氢气系统图）
氢气系统安装完毕后，对系统中的所有自动化元件及仪器仪表均须进行重新调试，其主要项目有：
8.1氢气系统自动化元件调试：
8.1.1氢气纯度分析系统（装置）调试
调试步骤按氢气纯度分析系统（含气体置换分析部分）按使用说明书进行。
8.1.2压力信号的调试：
a.关闭143号阀门，从145
b.号阀门引入压缩空气（压力为0.35～0.5MPa）；
注：
或者在气密试验时结合气压升降过程进行调试。
b.压力低至（0.38MPa～375KPa）时，代号为PSL-310的压力开关应当发出报警信号，调试合格。
调试方法根据压力开关使用说明执行；
c.压力变送器（代号为PY-310）调试按配套厂家说明书执行。
8.1.3压力表应进行常规校验。
8.1.4氢气湿度仪按使用说明书进行常规校验。
8.2氢气控制排、二氧化碳控制排中的自动化元件调试：
8.2.1安全阀调试。
气密试验时或气体置换过程中进行，安全阀开启压力整定在0.48MPa～0.50MPa之间，回座并关严压力不低于0.43MPa为合适，打开安全阀的上盖，调整内部弹簧的压缩量可以改变安全阀的开启压力和回座压力。
8.2.2减压器输出压力调试在气体置换过程中进行：
a.氢气减压器输出压力整定在0.42MPa，关闭10号阀门，输出压力维持不变为合适，此时减压器进口压力不低于0.6MPa；
b.二氧化碳减压器的输出压力整定在0.42MPa，关闭117号阀门，减压器输出压力维持不变为合适。
8.2.3压力开关（代号PSL-311）报警值在气体置换（或气密试验）时进行整定。
关小1、2号阀门使供氢压力降至0.6MPa，调节压力开关，使其中的报警接点动作发出信号即为合适。
8.3油水探测报警器调试：
气密试验合格之后，发电机内无气压，从125和128号试验用阀门处灌入800cm3左右的润滑油，报警器应能发出报警信号（开关动作）。
试验完毕排尽积油，关闭排污和试验阀门。
8.4氢气干燥装置安装调试按配套厂家提供的说明书进行。
8.5循环风机安装调试按配套厂家提供的说明书进行。
9.运行注意事项：
9.1氢气纯度检测装置的进、出口管路（代号GFP、GFS）上安装的两只排污阀（编号为104、110），运行初期每个月至少排放3~4次，检查是否有油污，如没有油或水排出，则以后可每周排放一次。
如有油污可能会造成氢气纯度检测装置分析能力下降。
被油水污染的氢气纯度检测装置应退出运行。
使用四氯化碳可以去除油水污垢。
9.2检查监视：
9.2.1每日均应检查监视项目：
a.监视油水探测报警器内是否有油水，如发现油水则应排放；
b.氢气除湿装置是否正常运行；
c.氢气纯度、压力、温度指示是否正常。
9.2.2每周检查项目：
a.氢气纯度检测装置的过滤干燥器（如有时）中的干燥剂更换。
b.氢气系统管路中的排污阀门，尤其是氢纯度检测装置和冷凝式氢气去湿装置管路中的排污阀门，每周均需作一次排污，以排除可能积存的液体。
9.2.3每月检查监视：
排污（排放）阀门开启，排油污、水份。
9.2.4每3～6个月的监检事项：
a.报警用开关、继电器类的动作试验；
b.安全阀RV—209动作试验；
c.氢气纯度检测装置校验；
d.气体置换盘通电，以及分析器校验。
9.2.5每6～12个月的检查事项：
压力表等指示表计校验。
9.2.6每12个月检查事项:
继电器类的检查、清扫。
10.其他
10.1发电机氢气控制系统、密封油系统、定子线圈冷却水系统，制造厂还有一些共用资料，如控制逻辑图、管口表、阀门表、各类装置外型图等将提供给用户方（详见随机文件目录）。
10.2主要外购配套件的说明书将在交货时移交给用户方（详见交货明细表中所列出的移交资料项目栏）。
第二部分发电机密封油控制系统
1. 概述：
发电机密封瓦（环）所需用的油（其实就是汽轮轴承润滑油），人们习惯上按其用途称之为密封油。
密封油系统专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）一定数量值，以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。
密封油系统是根据密封瓦的形式而决定的，最常见的有双流环式密封油系统和单流环式密封油系统。
本说明书专用于本公司设计、生产的单流环式密封油系统。
其系统图号另行提供，并请参看。
2. 主要技术参数：
密封油油质：
同汽机润滑油
密封瓦进油温度：
25~50/35~45℃
密封瓦出油温度：
≤70℃
密封瓦油压大于机内氢压：
0.056±0.02（MPa）
3. 系统工作（运行）原理：
密封油系统中主要包括：
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）、真空装置、压力调节装置及开关表盘等。
这些回路和装置可以完成密封油系统的自动调节、信号输出和报警功能。
3.1正常运行回路：
轴承润滑油管路→真空油箱→主密封油泵（或备用密封油泵）→压差阀→滤油器→发电机密封瓦→机内侧（以下称氢侧）→扩大槽→浮子油箱→→→→→空气抽出槽
→空侧排油（与发电机轴承润滑油排油混合，下同）→
→轴承润滑油排油→汽机主油箱
3.2事故运行回路：
轴承润滑油管路→事故密封油泵（直流泵）→压差阀→滤油器→发电机密封瓦
→氢侧排油→扩大槽→浮子油箱→→→空气抽出槽→轴承润滑油排油→汽机主油箱
→空侧排油
3.3轴承润滑油管→S-56→S-55→S-51→PCV-027→密封瓦。
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0.05MPa~0.02MPa。
4. 密封油系统主要设备:
4.1扩大槽（参见另行提供的图纸）
发电机氢气侧（以密封瓦为界）汽端（简称T）、励端（简称G）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分离出氢气（H2）。
扩大槽里面有一个横向隔板，把油槽分成两个隔间，之间可通过外侧的U形管连接，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。
扩大槽内部有一管路和油水探测报警器（LSH--202）相连接，当扩大槽内油位升高超过预定值时发出报警信号。
4.2浮子油箱（参看另行提供的图纸）
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，以使该油箱中的油位保持在一定的范围之内。
浮
升级会员 