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1、防止发电机损坏事故10.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路200MW 及以上容量汽轮发电机安装、新投运1 年后及每次大修时都应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并按照大型汽轮发电机绕组端部动态特性的测量及评定(DL/T 735-2000)和透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定(GB/T 20140-2006)进行模态试验，试验不合格或存在松动、磨损情况应及时处理。多次出现松动、磨损情况应重新对发电机定子绕组端部进行整体绑扎；多次出现大范围松动、磨损情况应对发电机定子绕组端部结构进行改造，如设法改变定子绕组端部结构固有频率，或加装定子绕组端部振动在线监测系统监视运行，运行限值按
2、照GB/T 20140-2006 设定。10.2 防止定子绕组绝缘损坏和相间短路10.2.1 加强大型发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等部位的绝缘检查，并对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验，及时发现和处理设备缺陷。10.2.2 严格控制氢气湿度。10.2.2.1 按照氢冷发电机氢气湿度技术要求（DL/T 651-1998）的要求，严格控制氢冷发电机机内氢气湿度。在氢气湿度超标情况下，禁止发电机长时间运行。运行中应确保氢气干燥器始终处于良好工作状态。氢气干燥器的选型宜采用分子筛吸附式产品，并且应具有发电机充氢停机时继续除湿功能。10.2.2.2 密封油系统回油管路必须
3、保证回油畅通，加强监视，防止密封油进入发电机内部。密封油系统油净化装置和自动补油装置应随发电机组投入运行。发电机密封油含水量等指标， 应达到运行中氢冷发电机用密封油质量标准(DL/T705-1999)的规定要求。10.2.3 水内冷定子绕组内冷水箱应加装氢气含量检测装置，定期进行巡视检查，做好记录。在线监测限值按照隐极同步发电机技术要求 (GB/T 7064-2008)设定（见10.5.2 条），氢气含量检测装置的探头应结合机组检修进行定期校验，具备条件的宜加装定子绕组绝缘局部放电和绝缘局部过热监测装置。10.2.4 汽轮发电机新机出厂时应进行定子绕组端部起晕试验，起晕电压满足隐极同步发电机技
4、术要求(GB/T 7064-2008)。大修时应按照发电机定子绕组端部电晕与评定导则(DL/T 298-2011)进行电晕检查试验，并根据试验结果指导防晕层检修工作。10.3 防止定、转子水路堵塞、漏水10.3.1 防止水路堵塞过热。10.3.1.1 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈宜全部更换成聚四氟乙烯垫圈，并应定期（12 个大修期）更换。10.3.1.2 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，宜使用激光打孔的不锈钢板新型滤网，反冲洗回路不锈钢滤网应达到200 目。10.3.1.3 大修时对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。必要时应做热水流试验。10
5、.3.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢阀门，以利于清除母管中的杂物。10.3.1.5 水内冷发电机的内冷水质应按照大型发电机内冷却水质及系统技术要求(DL/T 801-2010)进行优化控制，长期不能达标的发电机宜对水内冷系统进行设备改造。10.3.1.6 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。10.3.1.7 按照汽轮发电机运行导则(DL/T 1164-2012)要求，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。温度测点的安装必须严格
6、执行规范，要有防止感应电影响温度测量的措施，防止温度跳变、显示误差。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，如果发电机的过热是由于内冷水中断或内冷水量减少引起，则应立即恢复供水。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，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。10.3.2 防止定子绕组和转子绕组漏水。10.3.2.1 绝缘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
7、足够的绝缘距离。检修中应加强绝缘引水管检查，引水管外表应无伤痕。10.3.2.2 认真做好漏水报警装置调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠，同时对管路进行疏通检查，确保管路畅通。10.3.2.3 水内冷转子绕组复合引水管应更换为具有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。10.3.2.4 为防止转子线圈拐角断裂漏水，100MW 及以上机组的出水铜拐角应全部更换为不锈钢材质。10.3.2.5 机组大修期间，按照汽轮发电机漏水、漏氢的检验(DL/T 607)对水内冷系统密封性进行检验。当对水压试验结果不确定时，宜用气密试验查漏。10.3.2.6 对于不需拔护环即可更换转子绕组导水管密封件的特
8、殊发电机组，大修期需更换密封件，以保证转子冷却的可靠性。10.3.2.7 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。10.4 防止转子匝间短路10.4.1 频繁调峰运行或运行时间达到20 年的发电机，或者运行中出现转子绕组匝间短路迹象的发电机（如振动增加或与历史比较同等励磁电流时对应的有功和无功功率下降明显），或者在常规检修试验（如交流阻抗或分包压降测量试验）中认为可能有匝间短路的发电机，应在检修时通过探测线圈波形法或RSO 脉冲测试法等试验方法进行动态及静态匝间短路检查试验，确认匝间短路的严重情况，以此制订安全运行条件及检修消缺计划，有条件的可加装转子绕组动态匝
9、间短路在线监测装置。10.4.2 经确认存在较严重转子绕组匝间短路的发电机应尽快消缺，防止转子、轴瓦等部件磁化。发电机转子、轴承、轴瓦发生磁化(参考值：轴瓦、轴颈大于1010-4T，其他部件大于5010-4 T)应进行退磁处理。退磁后要求剩磁参考值为：轴瓦、轴颈不大于210-4T，其他部件小于1010-4T。10.5 防止漏氢10.5.1 发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在出线箱顶部适当位置设排气孔。同时应加装漏氢监测报警装置，当氢气含量达到或超过l%时，应停机查漏消缺。10.5.2 严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量，确保避开含量在4%75%的可能爆炸范围。内冷水
10、箱中含氢（体积含量）超过2%应加强对发电机的监视，超过10%应立即停机消缺。内冷水系统中漏氢量达到0.3m3/d 时应在计划停机时安排消缺，漏氢量大于5m3/d 时应立即停机处理。10.5.3 密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。发现发电机大轴密封瓦处轴颈存在磨损沟槽，应及时处理。10.5.4 对发电机端盖密封面、密封瓦法兰面以及氢系统管道法兰面等所使用的密封材料（包含橡胶垫、圈等），必须进行检验合格后方可使用。严禁使用合成橡胶、再生橡胶制品。10.6 防止发电机局部过热10.6.1 发电机绝缘过热监测器发生报警时，运行人员应及时记录并上报发电机运行工况及电
11、气和非电量运行参数，不得盲目将报警信号复位或随意降低监测仪检测灵敏度。经检查确认非监测仪器误报，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。10.6.2 大修时对氢内冷转子进行通风试验，发现风路堵塞及时处理。10.6.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8或定子线棒间温差超过8时，应立即停机处理。10.7 防止发电机内遗留金属异物故障的措施10.7.1 严格规范现场作业标准化管理，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。10.7.2 大修时应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡
12、板和螺栓、定子铁芯穿心螺栓等）紧固情况以及定子铁芯边缘硅钢片有无过热、断裂等进行检查。10.8 防止护环开裂10.8.1 发电机转子在运输、存放及大修期间应避免受潮和腐蚀。发电机大修时应对转子护环进行金属探伤和金相检查，检出有裂纹或蚀坑应进行消缺处理，必要时更换为18Mn18Cr 材料的护环。10.8.2 大修中测量护环与铁芯轴向间隙，做好记录，与出厂及上次测量数据比对，以判断护环是否存在位移。10.9 防止发电机非同期并网10.9.1 微机自动准同期装置应安装独立的同期鉴定闭锁继电器。10.9.2 新投产、大修机组及同期回路（包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等
13、）发生改动或设备更换的机组，在第一次并网前必须进行以下工作：10.9.2.1 对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动。10.9.2.2 利用发电机一变压器组带空载母线升压试验，校核同期电压检测二次回路的正确性，并对整步表及同期检定继电器进行实际校核。10.9.2.3 进行机组假同期试验，试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期（继电器）闭锁等内容。10.10 防止发电机定子铁芯损坏检修时对定子铁芯进行仔细检查，发现异常现象，如局部松齿、铁芯片短缺、外表面附着黑色油污等，应结合实际异常情况进行发电机定子铁芯故障诊断试验，或温升及铁损试验，检查铁芯片间绝缘有无短路以及铁芯发热情况
14、，分析缺陷原因，并及时进行处理。10.11 防止发电机转子绕组接地故障10.11.1 当发电机转子回路发生接地故障时，应立即查明故障点与性质，如系稳定性的金属接地且无法排除故障时，应立即停机处理。10.11.2 机组检修期间要定期对交直流励磁母线箱内进行清擦、连接设备定期检查，机组投运前励磁绝缘应无异常变化。10.12 防止次同步谐振造成发电机损坏送出线路具有串联补偿的发电厂，应准确掌握汽轮发电机组轴系扭转振动频率，以配合电网管理单位或部门共同防止次同步谐振。10.13 防止励磁系统故障引起发电机损坏10.13.1 有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳
15、定的范围内，并定期校验。10.13.2 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校验。10.13.3 励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节（含按发电机或交流励磁机的磁场电流的闭环调节）下长期行。在手动励磁调节运行期间，在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。10.13.4 运行中应坚持红外成像检测滑环及碳刷温度，及时调整，保证电刷接触良好；必要时检查集电环椭圆度，椭圆度超标时应处理，运行中碳刷打火应采取措施消除，不能消除的要停机处理，一旦形成环火必须立即停机。10.14 防止封闭母线凝露引起发电机跳闸故障10.14.1 加强封闭母线微正压装置的运行管理。微正压装置的气源宜取用仪用压缩空气，应具有滤油、滤水过滤（除湿）功能，定期进行封闭母线内空气湿度的测量。有条件时在封闭母线内安装空气湿度在线监测装置。10.14.2 机组运行时微正压装置根据气候条件（如北方冬季干燥）可以退出运行，机组停运时投入微正压装置，但必须保证输出的空气湿度满足在环境温度下不凝露。有条件的可加装热风保养装置，在机组启动前将其投入，母线绝缘正常后退出运行。10.14.3
