《防止发电机变压器预防措施》由会员分享，可在线阅读，更多相关《防止发电机变压器预防措施（30页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、江阴苏龙热电有限公司江阴苏龙热电有限公司电气运行反事故预防措施电气运行反事故预防措施批批准：准：_审审核：核：_编编写：写：_发电部发电部2014年年 9月月0目 录目 录1、防止发电机损坏事故措施. 22、防止发电机振荡和失步的安全技术措施 103、防止发电机非同期并网的安全技术措施 124、防止发电机非全相运行的安全技术措施 145、防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故技术措施.166、防止产生谐振过电压的安全技术措施197、防止#01 启动变、#02 启动变过投自启动过负荷的措施. 218、电气防误操作闭锁装置管理制度 239、防止电气误操作管理制度. 261防止发电机损坏事故防止发电机损
2、坏事故措施措施1目的目的为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行 发电机反事故技术措施 、 发电机反事故技术措施补充规定 、 135MW 机组运行规程 、 330 机组运行规程 、 电气设备检修规程和汽轮发电机运行规程等各项规定，特制定本措施。2适用范围适用范围本措施适用于全体电气检修人员和运行各值班人员3规范性引用标准规范性引用标准（86）电生火字193号发电机反事故技术措施能源部发199014号发电机反事故技术措施补充规定能源部、 机电部发199187号 防止200、 300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施汽轮发电机运行规程（1999年版）4技术措施内容和要求技术措施内容和
3、要求4.1日常管理日常管理4.1.1 加强对发电机的绝缘监督工作。4.1.2 加强对汽轮发电机的运行、维护管理工作，尤其是发电机内冷水系统和润滑油系统的运行调整，监视发电机铁芯和绕组温度。24.1.3 发电机励磁系统按运行规程规定运行。4.1.4 发电机保护装置应正常投运，按规定定期试验和检修。4.2运行方面运行方面4.2.1 防止发电机的定子和转子绝缘损坏事故。4.2.2 发电机本体温度、冷却水温度参数的运行监视如下表部件名称允许温度允许最高温度测量方法定子铁芯轭部120电阻测量元件定子铁芯齿部120电阻测量元件定子线圈4090层间电阻测量元件定子线圈出水4580温度计法转子线圈出水4580
4、温度计法定子线圈端部冷却水元件出水45电阻测量元件4.2.3 控制发电机内冷水水压在正常范围内运行。4.2.4 定、转子冷却水质应合格。4.2.5 发电机定、 转子线圈冷却水的进水温度在+20+40之间，发电机冷却空气的进风温度不大于 40，最低进风温度以空冷器不凝结水珠为准。4.2.6 发电机进水、进风温度高于额定值（+40），且水冷器及空冷器已无法调整，此时若发电机的各部分温度、 出水温度均低于额定值，则可以不降低发电机的容量，否则应减少定子和转子电流，直至不超过规定的允许温度为止。4.2.7 发电机定子线圈层间最高与最低温度间的温差达 8或定子线圈引水管出水温差达8时，应及时查明原因。
5、当定子线圈温差达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，在确认测温元件无误后，应立即向值长、上级领导汇报作停机处理。4.2.8 定子冷却水系统补水的进口压力为 0.36MPa，其允许的最高进水温度为 50。4.2.9 离子交换器出口电导率正常运行期间为 0.1-0.4s/cm，当测量水电导率1.5s/cm 时控制室发出报警光字牌。4.2.10 当定子冷却水电导率2s/cm 时，应采取更换冷却水等措施，设法降低电导率至正常。4.2.11 当定子冷却水电导率升至9.5s/cm 时发出电导率高高报警，汇报领导，做好停机准备。34.2.12 梅雨
6、季节时，及时排放发电机空冷室内部的积水，并根据积水情况分析发电机的绝缘情况。4.2.13 交流励磁机和整流环的最高冷风温度不应超过 50，当励磁机在运行期间，较低的冷风温度是有利的，但在停机期间必须防止无刷励磁机部件上结露。4.3防止定子绕组端部松动引起相间短路防止定子绕组端部松动引起相间短路4.3.1 检修时检查定子绕组端部线圈及结构件紧固情况，对存在松动和磨损的部位应详细记录并查明原因，及时处理。 当发现端部有环氧泥时，必须仔细查找原因，必要时用内窥镜检查下层线圈背部等处绝缘外观情况。4.3.1.1机组大修时，严格执行发电机检修工艺规程，对定子绕组端部线圈及结构件紧固情况认真检查，并作详细
7、记录。4.3.1.2对于无法直接检查的部位用内窥镜仔细检查绝缘外观情况。4.3.1.3进一步完善发电机检修作业指导书，并严格按照发布的发电机检修作业指导书对发电机进行检修。 4.3.2 200MW 及以上容量的发电机，在新机安装和每次大修时以及发生定子相间短路故障和定子改造后，均应作定子绕组端部振型模态试验，并对每次试验数据归档保存，以掌握发电机的状态变化。 发现问题应按DL/T735 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评价的要求采取针对性改进措施。4.3.2.1机组大修时加强发电机定子绕组端部的检查。4.3.2.2机组大修时作定子绕组端部振型模态试验，加强对绕组端部震动的监督。4.3
8、.2.3对于试验结果不合格但运行中尚未发现异常的发电机，加装发电机定子绕组端部振动在线监测装置，以便实现早期的故障报警。4.3.3 对新机应要求制造厂能提供较高质量的模态试验合格产品，并提供定子绕组端部模态出厂试验原始数据，发电机出厂时其端部模态试验均合格，已将其出厂试验数据归档保存。4.3.4 对模态试验判为不合格的发电机（振型为椭圆、 固有频率在94Hz115Hz 之间）,经局部调整不能解决问题的,应考虑进行端部结构改造,但改造的具体方案应由电厂汇同科研、 制造部门的有关专家先期进行可行性论证。 对于虽然试验结果不合格经论证暂不进行改造的机组，建议考虑在线圈端部加装在线监测振动装置。 振动
9、传感器首选光纤原理的探头，测振系统应选用性能可靠、 业绩好的产品。 振动监测点的定位应结合模态试验选取在线圈端部可能发生较大振动的位置上。 在线监测装置应作好调试、 维护和定期检验工作，确保装置长期可靠运行。4.4防止定子绕组相间短路防止定子绕组相间短路44.4.1 水接头等处绝缘的检查。 按照 电力设备预防性试验规程 （DL/T5961996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。 4.4.1.1发电机检修时，要对过渡引线、 鼻部手包绝缘、 引水管水接头等处绝缘进行检查、 并做电位外移试验。 4.4.1.2定子绕组作直流耐压试验时，电压值取 2.5Un。4.4.1.3
10、 进一步完善发电机检修作业指导书，并严格按照发布的发电机检修作业指导书及电力设备预防性试验规程对发电机进行检修、试验。 4.4.2 切实采取有效措施确保压差阀、平衡阀跟踪特性良好，防止向发电机内漏油。4.5防止定、转子水路堵塞、漏水防止定、转子水路堵塞、漏水4.5.1 防止水路堵塞过热4.5.1.1水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应采用聚四氟乙烯垫圈。4.5.1.2安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。 定期检查和清洗滤网，对内冷水系统及反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。 4.5.1.3 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流
11、量试验，发电机大修时用超声波流量计在汽、 励两侧的聚四氟乙烯绝缘管上测得进出水的流量，并作好记录，进行数值比较。 4.5.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。4.5.1.5 水内冷发电机水质应严格控制规定范围。4.5.1.6 严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。4.5.1.7 定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。 温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达 8或定子线棒引水管出水温差达
12、8时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。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，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。 4.5.1.7.1 当定子线圈温度不正常升高或定子线棒温差达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，立即通知检修人员核对温度显示是否正确，若显示无问题，则认为线圈有堵塞现象，应首先进行定子线圈的反冲洗，并汇报生产领导采取措施。4.5.1.7.2 在大小修时，测量各测温点的阻值，并检查各部连接处接触良好。54.5.1.7.3 运行人员要对发电机定子线
13、棒层间测温元件的温差及定子线棒引水管出水温差加强监视，当确认定子线棒或定子引水管出水温度异常升高时，立即提高进水压力，加大水流量，必要时减负荷，加强对温度升高点的监视，使温度不超过允许值，并及时对定子线棒反冲洗，冲洗无效时汇报生产领导按规定批准停机。 4.5.1.8 加强内冷水水质监督，当电导率和铜离子超标时，采取换水、投运内冷水小混床等措施使电导率和铜离子合格。 对于 pH值偏低及系统腐蚀问题，可以增强系统严密性，采取内冷水箱充氮措施，减少或防止氧气及二氧化碳进入内冷水系统方面加以改善；以除盐水为补充水时，可加入微量碱化剂使其 pH值在7.08.5 范围内,确保水质合格。4.5.1.9 为防
14、止发电机漏水，重点应对绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、 引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。 加强巡回检查和技术分析管理工作特别是对定冷水中含氢量的分析，及早发现线棒漏水隐患。 4.5.2 防止转子漏水4.5.2.1 水内冷发电机发出漏水报警信号,经判断确认是发电机漏水时,应立即停机处理。4.5.2.2 选装灵敏度可靠的漏水报警装置,应做好调试、 维护和定期检验工作,确保装置反映灵敏、动作可靠。4.5.2.3水内冷转子绕组复合引水管应更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。4.6防止转子匝间短路防止转子匝间短路4.6.1 调峰运行的发电机，应在停机过程和
15、大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以便及早发现异常。4.6.1.1加强转子匝间绝缘的检查试验工作，必要时可在机组停机时作交流阻抗试验。4.6.1.2在机组大修或必要时对转子绕组端部及焊接部位进行检查。4.6.1.3加强密封油系统的管理，防止密封油进入发电机内部，污染转子各部，使其绝缘恶化。 4.6.2 已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理。4.6.2.1在运行中加强对转子电流、振动的监视，及时发现问题，减小故障的危害。4.6.2.2检查
16、发电机转子接地碳刷及接地电阻的运行情况，如有接触不良或接地不好时，应及时处理。4.6.2.3当转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障地点、性质，如系稳定金属短路，应尽快停机处理。 64.6.3 对新机转子、返制造厂进行技术改造和修理的转子，在制造厂内必须进行绕组匝间绝缘的动态检验试验，对达不到 JB/T8446隐极式同步发电机转子匝间短路判别方法规定要求的，应进行处理直至合格。4.7防止发电机非全相运行防止发电机非全相运行4.7.1 发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。4.7.2 开关非全相期间励磁回路不允许开路。4.7.3 加强发电机-变压器组出口断路器的日常检查维护工作，尤其是对那些有可能造成开关拒动、误动或开关位置指示错误的部位，应加强维护消缺工作。
