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色谱在诊断发电机故障上的应用
色谱在诊断发电机故障上的应用
刘长武 王海欧
（国华盘山发电有限责任公司301900）
摘要：分析发电机发生定子线棒开裂漏氢故障原因，确定故障中定子水氢气含量的变化以及色谱测定方法的可靠性，并通过监督确定，发电机发生定子线棒开裂漏氢故障的极限值参考值。
关题词：色谱法；诊断；发电机故障
2003年12月盘电2#发电机发生定子线棒开裂漏氢故障，04年6月#1发电机再次出现定子线棒因磨损出现泄漏故障。在机组运行过程中虽然发现发电机补氢量增大，怀疑发电机有漏氢点，但在什么环节上漏却无法确定，故障点在那里是否需要紧急厅级都无法确定。
盘电机组为俄供500MW超临界直流发电机组，内冷采用氢、氢、水的冷却方式，发电机冷却系统简图如下：
瓷过滤器
滤网
运行状态下通常系统氢压为0.44MPa，内冷水压为0.41MPa，系统密封油泵出口油压为1.3MPa，从系统上分析，密封油压高于发电机氢气压力，油压正常状态下，如果发电机漏氢，氢气漏入密封油中的可能性不大，另一方面是发电机氢气供给系统密封出现问题，而发电机内冷水系统发生腐蚀或应力开列会由于氢压大于水压，使氢气不断的楼如内冷冷却水中，使补氢量增大。
在内冷水系统中虽然有测量氢气的在线表，但通过实践检验，反映不是很灵敏，而且氢气在水中未达到饱和状态且有大量的氢气从水中溢出时，也即故障初期根本检测不到，即使监测到，而发电机运行过程中，内冷水侧氢气允许极限为3%，也不一定认为是故障。
发电机定子线棒发生腐蚀泄漏或应力开裂、接口松懈等漏氢初期故障，用其他检测手段都不易发觉，一旦查知，故障点可能已发展到了非常严重的状态，甚至可能出现发电机接地，烧毁等非常严重的事故。
机组在正常运行状态下，发电机由于受热应力、振动、弯曲等各种应力的作用，由于氢压大于水压，以及氢气在金属中的溶解和穿透力较强，氢气会沿着各种应力产生的微小缝隙进入并溶于内冷冷却水中。正常状态下内冷冷却水中氢气的含量相对稳定，其值大小与设备负荷状况和发电机检修质量有关，一般随负荷变动在一定的范围内变动（如果是采用凝结水做发电机冷却水，还有少量氢气来自凝结水），一旦定子线棒发生泄漏，内冷水含氢量就会急剧上升。
氢气在水中的溶剂度与水的温度有关，与氢气分压有关，分压在小于202.3--303.9 KPa时，氢气在水中的溶解度基本服从亨利定律，即定温下气体溶解达到平衡时，气体在液体中的溶解度和气体分压成正比。
Ci=Ki ×Pi（Ki是平衡系数只与温度有关）
在内冷氢冷系统氢气纯度一般都在98.5%以上可以近似看成是纯氢气，内冷冷却水电导率一般在0.7us/cm可近似看成纯净水，除有氢气溶解外无其他气体溶解，除水的蒸汽分压无其他气体分压。由于水的蒸汽分压较小可近似认为不影响氢气溶解度计算（见付页不同温度下水的饱和蒸汽压表），内冷冷却水通过发电机后吸收热量，一般温度可达到50~60度，经查阅资料在50度，101.3KPa时氢气的溶解度为0.0150L/L，那末由亨利定律得出：
在发电机正常运行过程中氢压为440KPa，内冷水温度约为50度，那末达到饱和时氢气在定子水中的溶解度应为：Ci=Ki Pi=0.015/101.3×440≈0.06L/L
一旦定子线棒出现泄漏，溶解在定子水中的氢气必然大于饱和状态时，内冷水回水中约含60000uL/L左右的氢气，由于内冷水是循环流动的且压力从入口到出口是不断下降的，氢气在水中含氢量一般低于60000uL/L，当内冷水进入缓冲水箱，由于水箱内氮封表压力为20KPa小于440KPa，水中氢气将会溢出，达到平衡后缓冲水箱水中氢气溶解度最大为Ci=Ki Pi =0.000148×120≈0.018L/L≈18000uL/L 也就是定子线棒出现泄漏时内冷水供水中最少约含18000uL/L左右的氢气，那末通过色谱法测定定子水的含氢量，可以诊断定子线棒异常。
为此我们深入进行了实验研究，氢气在水中的溶解度非常小，虽水温升高溶解度降低，在机组运行过程中，用其他方法测水中氢气含量和溶解度很难测准，为此我们尝试了采用了色谱法来研究测定水中的氢气含量，要用色谱法测定水中氢气的绝对量，首先要依据亨利定律测出氢气溶解平衡时在水和气中的分配系数。
1、50℃，101.3KPa下氢气溶解平衡时在水和气中的分配系数
气体分配系数:定温下1体力液体所能溶解某气体的体积。此系数可在定温下利用气象色谱二次平衡法试验求得，二次平衡法是在以密闭容器中放入一定体力的纯净水和一定体积的氢气，经气液平衡后，测定氢气在气相中的浓度，然后排除全部气相中的气体，在充入一定体积的高纯氮气，竟跌二次平衡后，在测定氢气在气相的浓度，而后根据公式
K=(C2/C1-C2)×r 求得分配系数K值。
以下是根据实验数据测得的分配系数K值：
测定次数 1 2 3 4 5 6
一次平衡 7969839 1742345 1382042 14667985 14635219 9210955
二次平衡 11304.22 2471.3 1960.25 208004.7 20758.22 11646.21
r值 0.125 0.125 0.125 0.125 0.125 0.125
K值 0.0002 0.0002 0.0002 0.0002 0.0002 0.0002
从上表看50℃，101.3KPa下氢气溶解平衡时在水和气中的分配系数为0.0002
2、依据色谱法对#1、#2机氢气在定子水中含量的测定
测定基本方法如下：
1) 脱气-溶解平衡法(机械振荡法) ,在一恒温的密闭系统内使油中溶解气体在气.液两相达到分配平衡。通过测定气相内气体浓度，并根据分配定律和物料平衡原理所导出的公式求出样品中的溶解气体浓度。
2) 将100mL玻璃注射器A用纯净水冲洗2～3次。排尽注射器内残留空气，缓慢吸取发电机内冷水45mL。再准确调节注射器芯塞至40.0mL刻度(V1)，立即用橡胶封帽 将注射器出口密封。
3）取一支5mL玻璃注射器B，用氮气(或氩气)冲洗1～2次，再准确抽取5.0mL 氮气然后将注射器B内气体缓慢注入有试油的注射器A内。
4）将注射器A放入恒温定时振荡器内，连续振荡20min，然后静止10min。
5）另取一支5mL玻璃注射器C，用试油冲洗1～2次，吸入约0.5mL纯净水， 戴上橡胶封帽，插入双头针头，使针头垂直向上。将注射器内的空气和水慢慢排出，从而使水充满注射器的缝隙而不致残存空气。
6）将注射器A从恒温定时振荡器内取出，立即将其中的平衡气体通过双头针头转移到注射器C内。室温下放置2min，准确读其体积V g(准确至0.1mL)，以备分析用。
7）计算
7.1）样品气和油样体积的校正
按式(3)和式(4)将在室温.试验压力下平衡的气样体积Vg和试油体积V1分别校正为规定状况(50℃.101.3kPa)下的体积：
? (3)
?式中 V′g——50℃.101.3kPa状况下平衡气体积，mL;
Vg——室温为t.压力为p时平衡气体积，mL；
p——试验时的大气压力，kPa；
t——试验时的室温，℃。
式中 V′1——50℃油样体积，mL；
V1——室温t时所取油样体积，mL；
t——试验时的室温，℃。
7.2 ）水中溶解气体各组分浓度的计算
按式(5)计算油中溶解气体各组分的浓度：
式中 xi——油中溶解气体i组分浓度，ppm；
——标准气中i组分浓度，ppm；
——样品气中i组分的平均峰高，mm；
——标准气中i组分的平均峰高，mm；
Ki——组分i在50℃时的分配系数；
V′g——50℃.101.3kPa时平衡气体积，mL；
V′1——50℃ 油样体积，mL；
0.929——油样中溶解气体从50℃校正到20℃.101.3kPa时的校正系数 。
03年12月，#2机漏氢停机时检测，内冷水的氢气最大含量为34752 ul/L，对比检测#1机含氢量只为2913ul/L，我们推断可能是#2发电机定子出现泄漏点。
用色谱法检查定子线棒是否存在泄漏，可以从内冷水系统供水或回水，前一次测定和后一次测定氢气增长趋势来确定，或者采用供水与回水氢气含量差来判断，如果在正常情况下，供水与回水氢气含量差应是很小，一般不超过200uL/L，极个别的可达到300uL/L，以下是近期#1机和#2机定子水含氢的部分监督数据。
日期 #1发电机供水水样含氢量μL/L #1发电机回水水样含氢量μL/L 差值
2006.05.16.10 2038.4 2063 24.6
2006.05.23.10：30 2123.4 2189.6 66.2
2006.05.30.09：30 1875.3 1985.1 109.8
2006.06.06.09:20 2063.7 2178.9 115.2
2006.06.13.09：10 2216.3 2297.4 81.1
2006.06.20.10：00 2059.9 2103.8 43.9
2006.06.27.10：30 2062.6 2205.2 142.6
2006.07.04.10：30 1692.3 1868.2 175.9
2006.07.11.10：00 1798.2 1829.4 137.1
2006.07.18.09：30 1680.1 1853.4 173.3
2006.07.25.10：00 1989.6 2112.4 122.8
2006.08.01.10：00 1370.8 1436.7 64.9
2006.08.08.10：30 1542.6 1657.6 115.0
2006.08.15.10：00 1828.2 1993.1 164.9
2006.08.22.09：30 2396.4 2421.7 25.3
2006.09.24.09：10 1985.4 2014 28.6
2006.10.14.10：15 1826 1849 23
取样时间 ＃2发电机内冷水进水 ＃2发电机内冷水回水 差值
2006.05.30.09：30 1960 2031.4 71.4
2006.06.06.09:20 1908.8 2075.9 167.1
2006.06.13.09：10 2032.7 2094.7 62
2006.06.20.10：00 2083.1 2092.3 9.2
2006.06.27.10：30 2079.5 2087.6 8.1
2006.07.04.10：30 1912.4 2037.4 125
2006.07.011.10：00 2127.2 2334.6 207.4
2006.07.18.09：30 2063.9 2138.8 71.9
2006.07.25.10：00 2213.4 2318.6 105.2
2006.08.01.10：00 1681.9 1995.4 313.5
2006.08.08.10：30 1830.5 1947.3 116.8
2006.08.15.10：00 1635.3 1742.4 107.1
2006.08.22.09：30 2085.2 2388.6 303.4
2006.09.24.09：10 638.4 678.4 （检修后内冷水系统刚投入运行）40
2006.10.14.10：15 1987.6 2004.3 16.7
2006.11.06.09：40 2364.4 2393.3 28.9
从上面统计表和表曲线看出，内冷水含氢气波动是比较大的，但一般不超过2500uL/L，前一次测定和后一次测定氢气增长速率、供水与回水氢气含量差是有一定幅度变化的最大不超过300uL/L，波动原因主要由于受机组负荷、氢压、水压的变动以及内冷水补水等多方面因素的影响，因此要确定设备是否有故障，还有必要求得氢气在水中溶解的绝对含量的增长情况。
由于定子线棒入水温度在30度左右，有资料记载在30度氢气压力101.3KPa时氢气的溶解度为0.017L/L，但由于取样时内冷水压约为410KPa，如果定子线棒有泄漏，在常压下取氢气样品会由于过饱和而析出氢气，在常压下平衡后水中溶解的氢气实际上应小于或等于0.017L/L，这样情况下应先测定平衡后气体中氢气的含量，然后再进行二次平衡测定水中溶解的氢气含量，两者相加才是水中氢气的真正含量。
综合上述分析力用色谱法能有效地检测发电机内冷水的含氢量，要利用发电机内冷水的含氢量判定发电机定子漏氢的故障，必须从三方面来判断，其一是水中绝对氢含量应不小于2500uL/L, 其二是供水和回水氢气含量差应不大于300uL/L,超出此值应视为异常。
从上述色谱分析统计结果可以看出，盘电机组内冷水在正常情况下，氢气含量应不大于2500uL/L，供水和回水氢气含量差应不大于300uL/L,超出此值且有缓慢增长或突变时应视为异常。
附表：水在不同温度下的蒸汽压
温度℃ 压力mmHg 温度℃ 压力mmHg
－10
－5
0
5
10
15
20
25
30
35
40 2.149
3.163
4.579
6.543
9.209
12.79
17.54
23.76
31.82
42.18
55.32 45
50
60
70
80
90
100
150
200
250
300 71.88
95.21
149.4
233.7
355.1
525.76
760.00
3571
11659
29818
64433
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