国电投中卫热电有限公司防止发电机损坏事故

1、中国电力投资集团公司 CHINA POWER INVESTMENT CORPORATIO忡中电投宁夏能源铝业中卫热电有限公司防止发电机损坏事故措施批准审核编写中卫热电设备部2016-03-15防止发电机损坏事故措施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（86）电生火字193号、发电机反事故技术措施补充规定（能源部发1990 14号）、防止国产大型汽轮发电机定子端部短路的技术改进措施 （能源部电发1991 87号）和汽轮发电机运行规程（国电发1999519号）等各项规定， 并重点要求如下：1 、防止定子绕组端部松动引起相间短路检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。200MV

2、及以上的发电机在大修时 应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。 对模态试 验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在 94115Hz之间）的发电机，应进行端 部结构改造。2、防止定子绕组相间短路2.1加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照电力设备预防性试验规程（DL/T596- 1996）,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。2.2严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿 度的控制措施。2.2.1保证氢气干燥器连续运行，发现缺陷，及时处理。2.2.2随时了解发电机的氢气湿度、氢气纯度、漏氢

3、量及平衡水箱压力变 化情况，对氢气湿度、纯度做好记录。2.2.3发电机内的氢气湿度允许在-250C露点温度，当发电机停机备用 时，若发电机内温度低于10C，则氢气湿度不得高于露点温度-5 C,同时又不 得低于-25 C。2.2.4制氢站出口氢气湿度标准为露点温度w -40 C,对300、600MW及新 建200MV发电机，在常压下露点w -50 C。2.2.5氢气的冷风温度，对间接冷却的发电机为3040C，对直接冷却的发电机为3546C,对水氢冷的发电机，冷风湿度要低于进水温度35C。3、防止发电机定子绝缘击穿3.1对定子线棒采用环氧粉云母绝缘的发电机，机组交接验收时及检修中， 应仔细检查定子

4、槽楔是否打紧，定子端部绑环及各种垫块是否与线圈绑牢垫紧， 机械紧固件是否拧紧锁住，有无松动磨损现象。如发现问题应及时加以处理。新 机投运50008000小时后，应抽出转子，对机组进行全面检查。已经检查和加 固处理的机组，应继续加强监视，通过机组大修应详细进行复查， 防止再发生绝 缘磨损现象。3.2对于定子绝缘老化、多次发生绝缘击穿的发电机，应缩短试验周期， 加强监视，并对绝缘进行鉴定。对电气和机械强度普遍降低，不能继续使用者， 应提出鉴定报告，报公司审批后，有计划地进行绝缘恢复性大修。3.3对定子线圈绝缘内游离现象突出、电晕腐蚀严重的发电机，可以将引 出线端与中性点倒换，以延长定子绝缘寿命。3

5、.4严格防止向发电机内漏油，以免线圈绝缘和半导体漆由于受到油的侵 蚀、溶解而使绝缘强度和防晕性能降低。3.5运行中应采取措施，严防因误操作、自动装置误动、非同期并列、以 及小动物、金属物体、漏水等外界因素影响，使发电机在出口处遭受突然短路袭 击。3.6对运行中的双水内冷发电机，应经常通过窥视孔加强对机组定子端部 的监视，检查定子端部有无渗水、漏水、流胶、焦枯、黄粉、零部件松动、塑料 引水管磨损、压圈过热发红以及其他异常情况，发现隐患，应及时消除。3.7氢冷发电机的补氢管路应从制氢站储氢罐引出，不得与电解槽氢气管 相连。在补氢管路最低位置处安装排水管，防止氢气带水分冲入发电机内。案例1:石洞口一

6、厂一2005年3月22 日，一号发电机“发电机保护”动作, 机组跳闸，经检查，部分线棒绝缘损坏，磨损事件经过：3月22日20:59机组正常运行，发电机有功出力315MW无功56MVAR励磁AVF自动方式，功率因数0.986，突然“发电机保护”动作跳闸，“电 停机”、“电停炉”保护动作，横向联动机组停用。查发变组保护为：静子接地和 过激磁保护动作，故对发电机静子进行试验分析，确认为静子A相接地故障，经发电机解体检查发现发电机静子下层1#线棒绝缘损坏击穿（长150X深3m痕迹）， 另有6根线棒绝缘有不同程度的磨损。由上海电机厂在现场将发电机线棒全部出 槽进行检查、试验，绝缘磨损严重的线棒调新，重新

7、装复中。暴露问题：发电机增容改造静子线棒安装时，安装工艺质量差，引起静子 线棒松动，造成发电机线棒绝缘严重磨损。防止对策：（1）在发电机静子线棒安装时，严格绑扎工艺并使用合格的适 型材料且配比正确，符合技术要求。（2）加强现场质量验收监督。4防止定子线圈接头开焊、断股4.1 .运行中值班人员应加强对机组的监视。对氢冷机组一旦闻到焦味，应 立即查明原因，及时处理。4.2检修中，应仔细检查接头附近有无过热变色、焦枯、流胶、流锡等现 象，并应认真测量定子线圈各相（或分支）直流电阻。相间和历年直流电阻差均不 超过1%超过时必须仔细分析，查明原因，及时处理。5防止定子铁芯烧损和定子单相接地事故5.1检修

8、中应采取措施防止碰坏铁芯并保持发电机内部清洁，特别要防止 将焊渣、工具及其他金属物遗留在发电机内，短路铁芯，损坏绝缘，引起接地故 障。5.2发电机系统中有一点接地时，应立即查明接地点，如接地点在发电机 内部，则应立即停机，将其消除。以免扩大事故，烧坏铁芯。5.3对绝缘已老化或严重磨损的发电机，其定子接地保护，经公司批准， 原作用于信号的也可作用于跳闸。5.4新机投产前和旧机大修中，都应注意检查定子铁芯压紧情况以及压指 有无压偏情况。特别是两端齿部，如发现有松驰现象，应进行处理后，方能投入 运行。交接中或对铁芯绝缘有怀疑时，均应进行铁损试验。5.5运行中的发电机，如铁芯温度显著升高，应及时查明其

9、原因，并抓紧 进行处理，防止铁芯损坏。5.6 100MV及以上的发电机应尽可能装设100%勺接地保护。5.7当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如表13- 1 规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表 13- 1的要求确定。当定子接地保 护报警时，应立即停机。200MV及以上容量的发电机的接地保护装置应作用于跳 闸。表13- 1发电机定子绕组单相接地故障电流允许值发电机额定电压（Kv）发电机额定容量（MW接地电流允许值 （A）18 2030060015.7.1整定发电机定子接地保护时，必须根据发电机带不同负荷工况下实 测零序基波电压和零序三次谐波电压的有效值数据进行整定。在不超

10、过发电机定子绕组单相接地故障电流允许值的条件下，以时间换灵敏度应作为一项基本原 则，保护不宜整定过快，过于灵敏。5.7.2 200MW及以上容量机组根据大机组整定导则要求，发电机定子接地保护应投入跳闸，且必须注意的是：应将零序基波段保护和零序三次谐波段保护出 口分开，零序基波段保护投跳闸，零序三次谐波段保护只允许投信号。6防止发电机转子套箍及零部件断裂飞逸6.1对因套箍、心环结构设计不合理，自投入运行以来，已不断出现裂纹、 变形、小齿掉块等故障的发电机，应该结合大修有计划地进行改进处理。6.2检修中应检查转子套箍与心环的嵌装处是否有裂纹、位移、接触腐蚀 等异常情况，如发现问题，应解体检查处理。

11、6.3新机投产前和旧机大修中，应对平衡螺丝、平衡块、风扇固定螺丝、 引线固定螺丝等逐个进行细致检查。如发现有松动或未锁紧的现象，应彻底处理； 对风扇叶片应进行探伤检查。如发现有伤痕和裂纹，应根据情况进行处理或更换。6. 4为防止发电机因超速而损坏，必须保证汽轮机和水轮机的调速系统动作 良好，保证危急保安器和过速保护动作可靠。对供热式机组，还应防止因抽汽逆止门不严密而引起超速的危险。6.5在发电机转动部件上增设部件或改造部件时，必须经过细致的强度验 算和试验、材质和工艺质量必须符合要求，并经公司审批后，方可施行。6.6应加强大机组电刷和滑环的运行、维护和检修工作。6. 7对制造厂原监督使用的关键

12、锻件（如大轴、套箍），应做好定期监督检 查工作。7防止大容量内冷发电机组磁化7.1当隐极式发电机的转子线圈发生一点接地时， 应及时查明故障的地点与性质。如系稳定性的金属接地，对于容量在100MW及以上的转子内冷发电机，应 尽快安排停机处理。7.2运行中，发电机与汽轮机之间的大轴接地炭刷一定要投入运行。7.3发电机在运行和大修中，应经常检查励磁机侧轴承绝缘和油管路绝缘， 保持良好状态。8防止发电机转子线圈过热变形及损坏8.1如发现转子线圈有严重匝间短路（有明显振动或无功出力降低），应设 法尽快消除。8.2氢冷发电机氢压达不到额定值时，必须根据温升试验或厂家的规定带 相应负荷运行。8.3氢冷发电机

13、应消除漏点，保持正常密封。氢外冷发电机最好保持高氢 压（如0.51.0表压）运行，氢内冷发电机应能达到额定氢压连续运行。8.4为防止转子线圈过热变形，对于转子线圈铜导线与转子铁芯温差较大 的汽轮发电机，应根据制造厂的规定或根据计算结果，在起动时对转子实行预热。8.5转子为氢内冷的发电机，安装前应用风速法、流量法或压差法对所有 通风孔进行通风试验，并作好记录。大修时亦应抽出转子进行试验。由于国内尚 无统一的试验标准，目前可根据每台机所测得的数值与原始记录或与对应的通风 孔相比较来确定是否畅通。转子槽部为两侧铣槽的氢内冷发电机应认真做好运行维护和检修工作，并 加强监视是否有匝间短路、局部过热，并应

14、定期做温升试验核查。8.6对套箍为脱离式的发电机，应定期拆下套箍，检查套箍下铜导线是否 有断裂情况。9防止定、转子水路堵塞、漏水9.1防止水路堵塞过热。9.1.1水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯 垫圈。9.1.2安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。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。9.1.3大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。9.1.4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9.1.5水内冷发电机水质应严格控制在规定范围。水中铜离子含量超标时，为减缓铜管腐蚀，12

15、5MW及以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂，但必须控制pH值略大于7.0。9.1.6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。9.1.7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 C或定子线棒引水管出水温差达8C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14C或定子引水管出水温差达12C，或任一定子槽内层间测温元件温度超过 90C或出水温度超过85E时，在确认测温元件无误后，应

16、立即停机处理。9.1.8加强对定子水内冷系统及补水系统的维护与管理，保持系统的密封 性。正常运行时定子水箱对空手动空气门应关闭，正、负压门处于良好状态。9.1.9严格按规定控制定子水导电度，导电度不合格应采取措施消除。9.1.10发电机断水保护应作用于跳闸；定子水出口温度高保护应作用于跳 闸。9.2为防止发电机内冷水漏水，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。9.3防止转子漏水。9.3.1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。9.3.2选装灵敏度可靠的漏水报警装置，应做好调试

17、、维护和定期检验工 作，确保装置反应灵敏、动作可靠。9.3.3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。9.3.4为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将 QFS2- 100-2型和QFS- 125- 2型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。9.3.5推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。10防止转子绕组匝间短路和一点接地事故转子绕组匝间绝缘损坏可导致转子局部过热和振动增大，严重时可发展为 转子接地和大轴磁化，严重威胁发电机安全运行，因此应防止转子绕组绝缘损坏 的事故发生。10.1调峰运行或频繁启停的发电机，应在停机过程和大修中分别进行动 态、静态匝间短路试验，有条件的可加装

18、转子绕组动态匝间短路在线监测装置， 以便及早发现异常并处理。10.2当发电机转子绕组匝间短路而引起不允许的振动或转子电流明显增 大时，必须立即减少负荷，使振动或转子电流减少到允许范围内，并尽快停机用自动灭磁开关切断励磁，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，退磁后要求剩磁值为：轴 瓦、轴颈不大于2X10-4T,其他部件小于10X10-4T。10.3随时监视运行中发电机的振动与无功出力的变化情况。 如果振动伴随 无功变化，则可能是发电机转子有严重的匝间短路。 此时首先控制转子电流，若 振动突然增大，应立即停运发电机。10.4为防止转子

19、绕组匝间短路，应改善转子绕组匝间绝缘的制造工艺，提 高转子绕组匝间绝缘的质量水平，要加强转子在制造、运输、安装及检修中的管 理，防止焊渣或金属屑等微小异物进入转子通风道内。10.5为防止转子绕组匝间短路，要提高设备的制造质量，防止发电机内油 污染而造成转子绕组匝间短路。10.6运行中发电机与汽轮机或水轮机之间的大轴接地碳刷必须可靠地投 入运行。当发电机的转子绕组发生一点接地保护动作时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即转移负荷，做停机处理，不允许再继续运行。10.7大修中应仔细检查转子绕组有无过热变色、 焦枯、流胶、流锡等现象， 并认真测量转子绕组的直流电阻，相间直流电阻和历

20、年的记录比较，差值应不超 过2%否则应查明原因，并及时处理。对凸极式转子绕组还应对磁极绕组的连 接点进行测量。10.8加强对转子接地的监视，对于300MV及以上的汽轮发电机，大修后转 子绕组的绝缘电阻值不得小于 0.5M Q,对水内冷发电机转子绕组绝缘电阻值在 室温下不小于5KQ,运行中对水内冷转子进行绝缘电阻测量时，应将转子一点 接地保护装置退出运行。发电机在运行或检修中，应经常检查励磁机侧轴承绝缘 和油管路绝缘，并保持良好状态。10.9对水轮发电机检修中应仔细检查转子刹车制动装置，严禁制动闸阀卡涩，制动失灵引起转子“偷转”的现象发生，同时在检修中还应仔细检查转子引 线接头，转子磁极间连线、

21、励磁引线和阻尼条（环）有无过热、流锡、开焊、断 裂等现象，当发现有异常，应查明原因及时处理方可投入运行。10.10新投产前和旧机组大修中，应对平衡螺丝、平衡块、风扇固定螺丝、 引线固定螺丝等逐个进行仔细检查。如发现有松动或未锁紧现象，应彻底处理， 对风扇叶片有怀疑者，应进行探伤检查。如发现有伤痕和裂纹，应根据情况进行 处理或更换。风扇固定或引线固定应用力矩扳手或其他专用工具，防止紧力过度。10.11 100MW及以上的汽轮发电机，每次大修应对转子护环与中心环的嵌装 处进行检查，有无裂纹、位移、接触腐蚀等异常情况，并还必须对护环进行装配 状态下的探伤检查，如有必要，还需拔下护环进行检查，发现有2

22、mm以下的裂纹 时，应打磨处理，发现2mm长度以上的裂纹时，应报主管单位，由主管单位主持 研究确定处理措施。10.12为防止发电机因超速而损坏，必须保证汽轮机和水轮机的调速系统 动作良好，保证危急保安器和超速保护动作可靠。10.13在发电机转动部件上若需增设部件或改造部件时，必须经过细致的 强度验算和试验，材质和工艺质量必须符合要求，并经上报主管单位审批后，方 可实施，增设或改造完工后，应进行静、动平衡试验合格。10.14对于水内冷转子要防止转子内冷线圈的堵塞和漏水，水系统必须有 严格的过滤系统，定期进行反冲洗，水质保持合格。10.15对氢内冷的转子要保持氢气的干燥和清洁，检修中要保护好转子通

23、 风孔，防止异物进入，在每次大修中应对每个通风孔进行通风检测。案例2:北京热电厂一2003年2月5日，四号机组因发电机转子接地保护 误动作跳停。事件经过：#4机组负荷180MWV主汽流量200KG/S四台磨运行，总煤量 22.0KG/S，#1、3给水泵运行，带热网水流量 5300T/H。14日21： 07' #4机组 控制盘警铃响，“发变组故障”、“发变组保护动作”光子牌亮，随即发电机跳 闸，MFT动作，机、炉联跳。检查微机发变组保护屏PWFB-120B:转子接地跳闸”， “失灵动作”报警灯亮；励磁间保护柜内“转子接地跳闸”报警灯亮，确认发电机跳闸原因为发电机转子接地保护动作。22:

24、17'锅炉点火，15日5: 50'发电 机重新并网。经检查：#4机转子接地保护动作跳闸，且只有低值动作信号，没 有高值报警信号，造成停机事故。对励磁系统一次回路测绝缘为10MQ，检查一次回路没发现问题。继电保护人员对转子接地保护进行试验， 动作值和动作时间 均正确，高值报警低值动作信号正常，在进行转子正、负极对大轴直接接地的极 端情况试验时发现保护动作无时限，判断保护装臵有问题，通知生产厂家许继， 其电气技术人员于次日到达现场。综合分析认为转子接地保护低定值出口无延时 功能是造成停机事故的主要原因；保护动作报告数据显示接地阻值接近为零， 分 析认为励磁回路可能存在瞬间接地故障。

25、暴露问题：1、2月5日#4机组发生转子接地保护动作跳闸后，已发现接地保护装臵只有低值动作信号，没有高值报警信号，怀疑转子接地保护装臵有问题，并于2月8日将发现问题告许继厂技术人员得到答复说要做试验进一步确认， 没有采取 及时、有效的防范措施。2、许继厂没有提供转子接地保护的逻辑框图，电厂专业人员对主要保护的 原理、逻辑掌握不够，在第一次出现问题后未能及时分析出原因， 制订有效措施， 避免类似事故的再次发生。防止对策：1、因机组已投入运行，暂将#3、4机组转子接地保护压板退出， 改投信号。2、待机组停机时，许继技术人员负责更换保护芯片，并做静模试验 验证。另外检查装臵转子测量回路是否正常。3、机

26、组小修时，许继负责对转子接地及其他保护的所有软件进行检查，防止此类事故再次发生。4、#4机组小修时对发电机转子回路进行全面检查。5、加强对专业人员业务技术培训，掌握主 要保护的原理、逻辑及构造。6、加强对专业人员责任心和安全意识的培训。发 现保护问题后应及时联系厂家处理并采取相应防范措施。7、制订更加详尽规范的保护校验大纲。11防止氢冷发电机漏氢、着火和爆炸事故11.1氢冷发电机连续满载运行，必须保持额定氢压，当氢压降至额定值的 95%寸应补氢，不得用降低氢压作为减少漏氢而维持长期运行的手段。转子为氢 内冷发电机第一次大修后必须进行温升试验，摸清转子温升裕度以后每隔数年还 应进行温升试验，核查

27、设备状况有无变化。11.2大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。 试验前可首先在 大修中按发电机部件系统单独查漏， 合格后再进行发电机整组气密性试验， 检漏 试验中严禁采用氟利昂气体进行检漏，建议采用氮气。11.3为防止发电机内结露，对200MW及以上机组运行中需提高内冷却水温 到40 ± 2 C,氢气进风温度到3540 C。11.4运行中应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的 氢气体积含量，超过1 %时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时应报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至 20%时，应停机处理。11.5密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动

28、作灵活、可靠，密封瓦间隙必 须调整合格。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。大修中还应对油压平衡阀进行彻底清洗、调校。应使氢气侧油压跟踪空气侧油压，保 持两者尽量相等，其最大允许差压不大于1.5KPa。压差阀应使空气侧密封油压始终高于发电机内氢气压力0.05MPa左右。机内氢压应高于定子绕组内冷水压， 同时定子绕组内冷水进水温度应高于氢气冷风温度。11.6为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线， 在发电机出线箱与封闭母线 连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。11.7应建立氢-油系统的定期检测维护制度。每昼夜应对发电机排污，从 内冷水箱顶部测试水中含氢量

29、，从四角氢冷却器下部排放积水一次，并做好记录， 同时，每月应定期实测漏氢量一次，用以校核漏氢水平。对密封油滤网每月清扫 一次，要维护好氢气在线纯度仪、湿度仪等使之能正常投入运行。 在运行中值班 人员还应根据现场运行规程的要求，按时记录氢气湿度、纯度以及巡视氢气检漏 仪，发现报警立即查找原因采取措施。在油务管理中也应将密封油的油质监督列 入工作日程，油中含水量应定期取样分析，油中杂质应及时净化清除。11.8采用盘式密封瓦的机组应尽可能改造为环式密封瓦。11.9运行中氢冷发电机及其氢气系统 5m范围内严禁烟火，如需明火作业 或检修试验工作，要事先必须检测漏氢情况，对气体取样分析，确保气体混合比 在

30、安全范围内时，办理动火工作票，经审查批准后，在专人监护下方可进行工作。 上述工作如需超过4h,应重新进行上述检测、化验工作。11.10发电机本体及其氢气系统上进行检修试验工作时，必须断开氢气系统，并与运行氢气系统有明显的断开点，充氢气侧还应加装严密的堵板。 发电机附近严禁放置易燃易爆物品，禁止在充氢气侧管线上搭接电焊地线， 更严禁用电 焊把在充氢管线上打火。氢气设备附近电气触点压力表应用防爆型，若非防爆表仅适用于装在空气流通的地方。11.11气体介质的置换避免在发电机启动、并列过程中进行。在氢气置换 过程中不得进行预防性试验和拆卸螺丝等检修工作。11.12运行中要确保密封油箱油位高低报警正确。

31、密封油箱油位在发电机 正常运行时，需保持较低位置，约为 2/3，防止油满罐时往发电机内进油或空罐 时向外跑氢。要注意自动补油、排油电磁阀灵活可靠的投入使用， 油位计可采用 浮漂式电触点油位计。在手动补油时，阀门不宜开得过大，防止油箱满油倒灌入 发电机内的情况出现。氢气侧回油应保证畅通，端盖外部油管都应留有坡度，要 避免管路出现弯曲和管径出现弯曲和管径有较大的改变。案例3:井冈山电厂一2003年7月2日，井冈山电厂#1发电机内部局部氢 爆，引起绝缘引水管脱落漏水，致使发电机定转子接地事件经过：7月1日，机组按调度命令启动。23： 45锅炉点火，7月2日 04： 48汽机冲转，9： 38汽机定速3

32、000rpm, 9： 49：发电机并网。事故发生前 发电机有功功率为3.08MW无功功率为8.44MVAR定子三相电流分别为213、 284、318A转子电流1000A9 : 57,在汽机0米工作的运行值班员在12.6米检查卫生的检修人员听到# 1机组罩壳内有一声异响；9: 57': 39.785 ， 发电机转子回路一点接地保护高阻动作报警；9: 57': 42.585 ，发电机转子回路一点接地保护低阻动作报警；10: 12': 20.21，发电机转子回路一 点接地保护高阻动作报警；10: 22': 38，发电机基波零序电压定子接地保 护动作，发电机跳闸。经抽转

33、子检查发现：1、发电机汽端导风环与内端盖的部 分固定螺栓断脱，导风环坠落；2、发电机汽端风扇叶顶部与导风环发生磨擦， 有几片风叶已损坏，因摩擦产生的金属粉末散落在机壳内；3、发电机内端盖观察孔上部分盖板（汽端2块、励端1块）脱落；4、两端内端盖（材质为玻璃钢） 内侧加强筋出现裂纹；5、励端气隙挡风板上半圈脱落，另一块变形；6励端下部7点钟位臵（井13线棒和# 46线棒）绝缘引水管靠汇水管端断脱、相邻的一 根绝缘引水管破损；经抢修，于 7月22日11: 52并网。暴露问题：（1）发电机风路结构设计不合理，存在循环死区且无法排污；（2） 发电机出线并头套手包绝缘存在制造缺陷；（3）氢气系统中未设臵

34、合理的氢气纯 度化验取样点，使用气体臵换用气体浓度化验取样口采样分析， 按现有规程操作， 难以取到能真实反映机内氢气纯度的气样；4）应急经验不足、事故预见性差，听到发电机内有异响并且转子一点接地保护报警，没有及时停机。防止对策：（1）研究励端下部区域氢气循环方式的改进措施；（2）对发电机 排污系统进行改进，确保机内最低部位（发电机励端下部引出线区域）能可靠排 污，并在该排污管上设臵取样口，定期监测该部位的氢气纯度；（3）更换出线并头套手包绝缘，进行手包绝缘表面电位测量；（4）对氢气纯度在线监测系统进行 改造，配臵带流量指示的可靠的氢气纯度在线监测仪；对机内氢压取样管路进行改进，确保机内氢压指示

35、准确、可靠；在主控室增加发电机断水保护声光报警。12防止发电机非全相运行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。 200MV及以上容量发电机应装设起、停机保护。12.1新建的发变组，变压器的高压侧断路器和母联、分段断路器尽量选用机械联动的三相操作断路器。12.2凡与220kv系统连接的发电机和变压器组保护，当出现非全相运行时, 其相关保护应及时起动断路器失灵保护12.2.1用于起动失灵保护的发变组保护出口应不包含可能慢返回的保护（如瓦斯保护、断水保护及来自机、炉、热方面的保护）。12.2.2为提高

36、保护可靠性，在用于起动失灵的发变组保护出口外须串一个 “断路器电流判据”。该判据应能反映断路器的非全相开断。12.2.3对于双母线接线的电厂，鉴于发变组非全相开断时，失灵保护的复 合电压闭锁不一定开放，故要求增加一个“解锁”回路，在发变组保护出口动作 时失灵保护的复合电压闭锁须可靠开放。12.3断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20ms12.4对100MW及以上发电机，应装设负序电流表和负序保护装置，负序保 护采用反时限过流继电器。为了及时监视稳态负序电流，应加装报警装置，并应 按制造厂提供的允许值及国家标准规定值整定，负序电流超过规定值时，应立即 停机。12.5检修、

37、维护人员应加强发电机出口隔离开关和主变压器 220KV侧主断 路器的维护工作，要保证断路器和隔离开关的可靠性，要做好电气预防性试验工 作，严格按规范标准执行，不合格的严禁投入运行。12.6大、小修时要检查主变压器220KV侧及厂用分支变压器6KV侧各接触 点应完好可用，并测量主变压器分接开关的直流电阻，防止分接开关及引线接触 不良烧坏事故。12.7对继电保护人员要加强保护装置的维护工作，认真做好每次开机前的整组试验，确保线路的零序保护完好。12.8对发电机持续允许的三相不平衡电流值和短时故障允许三相不平衡 电流值，应遵照制造厂的规定或现场发电机运行规程的规定执行。运行人员 应认真监视发电机定子

38、及220KV线路三相电流值，并根据值班规定按时将电流值 记录在运行日志上，当发现三相电流不平衡值超过规定时， 立即报告有关负责人 员，并通知维修人员检查测量值的准确性。13防止发电机非同期并网13.1定期对同期装置进行检查、试验。13.2当汽轮机转速达额定转速时，方可合发电机出口刀闸。13.3对新投运机组的二次电缆，要认真检查是否有中间接头，如果有应检 查接头的接触电阻和绝缘处理情况，发现问题及时处理。14防止发电机局部过热14.1发电机绝缘过热监测器过热报警时，应立即取样进行色谱分析，必要 时停机进行消缺处理。14.2应对氢内冷转子进行通风试验。14.3全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到 8

39、C,应立即停机处理。15防止发电机内遗留金属异物15.1建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物 遗留在定子内部，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。15.2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、汇流管所用卡板和螺栓等）紧固情况以及定子铁芯边缘矽 钢片有无断裂等进行检查。16发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路的汽轮发电机组轴系扭 转振动频率，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。防止励磁系统故障引起发电机损坏。16.1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允许 值和保持发电机静稳定的范围内，

40、并定期校验。16.2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允 许值内，并定期校验。16.3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）下长期运行。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。16.4在电源电压偏差为十10%一15%、频率偏差为十4%一6%时， 励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。16.5在机组起动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机 励磁的措施。16.6励磁滑环碳刷过短要及时更换，保证同型

41、号。16.7运行中出现整流火花，用清扫整流子，更换、调整电刷等方法处理均 无效果时，应查找电刷中心位置，测量整流子片间电阻，如确认冒火系电气的原 因时，可用无火花区域法检查和调整补极的强弱。16.8检修时应检查电枢绑线和焊锡封头有无开焊或松弛， 环氧玻璃丝带绑 箍有无松弛甩开现象，发现缺陷应及时处理，励磁线圈在磁极上应紧固，以防运 行中振动磨破绝缘，造成接地或断线失磁事故。16.9大修期间应测量交流副励磁机定子线圈的直流电阻，认真分析判断有无断股现象。16.10采用可控硅整流励磁后，对电流中的脉动分量在绕组、铁芯间引起 的电容电流所产生的轴电压应予以重视。16.11有进相运行工况的发电机，其低

42、励限制的定值应在制造厂给定的允 许值和保持发电机静稳定的范围内，并通过进相试验确定其功率曲线即P-Q曲线，机组方可进相运行，对低励限制定值，应定期校验（包括静稳定一极限和电 网暂态稳定的核定）。进相运行的机组应装设功角仪，其功角控制在 70。以内， 自动励磁调节器必须投入运行。16.12自动励磁调节器应有备用、单一元件故障应不影响发电机运行，主 调节器故障时应能自动转换到备用调节器，对100MW及以上的发电机组如没有自动切换到备用励磁调节器的励磁装置，均应增设自动切换电路，备用调节器如有 自动跟踪电路，发电机励磁电压超过额定值或低于某允许值时，自动跟踪电路应停止跟踪，以防止自动调节器故障时，备

43、用调节器跟踪到不正常状态。 如无跟踪 电路，可根据运行情况固定在某一值。16.13发电机励磁系统按照部颁发电机励磁系统预防事故的技术措施（82）电生字第138号的规定，应有预防事故的技术措施，并应有强励能力， 汽轮发电机及采用可控硅励磁的水轮发电机强励倍数一般要求为2倍额定励磁电流，最低不低于1.8倍，水轮发电机采用直流励磁机励磁系统时，强励倍数为1.8倍，强励时间为10s，通常不允许超过30s。16.14自动励磁调节器应有转子过流限制电路，并与发电机转子过流跳闸 保护配合。当调节器误强励时，首先过流限制装置动作，将发电机励磁电流限制 到不超过发电机转子额定电流的1.051.1倍（过流限制装置

44、的定值，制造厂有 规定的按制造厂的规定值）。16.15自动励磁调节器应有最低励磁电流限制功能，以适应发电机进相运 行的要求，同时可防止误操作失磁，其配置应根据发电机稳定运行和端部发热允 许值来确定低励限制，最低励磁限制应与发电机失磁保护配合。在低励限制装置 动作时，应将发电机励磁电流限制在 P-Q曲线允许范围内，并能稳定运行，不发 生无功摆动。16.16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励磁电流的闭环调节）下长期运行。对100MW以上机组自动通道投入率应大于 99%不允许非自动通道运行。 在手动励磁调节运行方式或备用励磁方式

45、励磁运行的发电机应避免在高功率因 数下运行，应适当多发无功。在调节发电机有功负荷时，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。16.17自动调节器调压范围应不小于15%手动调节电路应能从发电机空载 额定电压的20%30炮稳定调节，备用励磁装置如为可控硅整流时，其容量应 满足强制励磁的要求。16.18发电机灭磁装置应能可靠动作，并在发电机各种工况下要求灭磁能 可靠灭磁。采用非线性电阻灭磁时，非线性电阻的容量应能满足发电机强行励磁 等灭磁的要求，灭磁时产生的过电压应不超过发电机转子过电压保护装置的动作 值。16.19对200MW及以上发电机组在启动、停机和其他试验过程中，应有机

46、组低转速时切断发电机励磁的措施。16.20对全静态励磁系统中，励磁变压器应配置过电流保护，不应采取高 压熔断器作为保护措施。16.21全静态励磁系统运行中，应投入电力系统稳定器（PSS，以提高机 组及电网的正阻尼。16.22为了提高励磁调节器元部件的可靠性，要求制造厂对励磁调节器元 部件进行严格的老化筛选，并要求制造厂对励磁调节器进行整组出厂试验。在现 场安装时，在厂内要进行120h整机通电老化（带等负荷）试验。对于调压用旋 转电位器，电介质电容器等易损部件应定期（一般6年左右两个发电机大修周期） 更换。16.23个别调节器因缺陷经常手动运行的机组，应及时查明原因进行处理， 使能投入自动运行，

47、如缺陷严重，可进行改造或更换。16.24调度管理部门要加强对励磁、调节器的性能管理，要检查励磁、调 节器是否自动运行，备用调节器能否有效地自动切换， 过励磁、低励磁限制及切 换单元是否良好，调差系数是否合适。16.25发电机转子滑环用的电刷牌号、电刷质量、刷握内壁光洁度和压指 弹簧质量、压力等应有严格要求，各厂应指定专人负责对电刷、滑环系统的维护、 监督检查、电刷订购等工作。16.26认真做好励磁回路的经常性维护工作，要注意建立和保护励磁机整流子的氧化膜，保证现场和设备的清洁，当运行出现小火花，应及时查找原因加 以消除，实现无火花运行。16.27改善励磁调节器及整流装置安装地点的环境条件（如降

48、低环境温度、 提高清洁度等），必要时增设防尘、通风、降温措施。每次机组检修时，必须对 整流装置彻底清扫，对200MV及以上机组应装设自动励磁小间，并装有空调装置。16.28对功率柜应保证良好的绝缘水平及均流均压等要求，冷却风机故障被迫自然冷却时，允许限制发电机励磁电流，但不应断开发电机。16.29在发电机调相运行时，若机组振动过大，应立即增加有功负荷，并 监视其振动情况。案例4:岳阳电厂2003年1月8 日，#1励磁机转子损坏事故事件经过：1月8日20:30 ' 39，#1发电机转子接地故障报警，20:30 '50.472 ，发电机失磁继电器动作，30' 51.027 ，#1机组跳闸。停机后拆开 励磁机检查发现：转子中心孔内壁（负极集电环处）有三处地方被电弧烧伤；励 磁电极（正、负极）端部约有210mn长的绝缘受损，励磁主导线被电弧烧伤（正 极相对严重）；励磁电压测量的负极滑环被电弧烧伤，正极滑环导电杆（铜质， 直径16X 150mm外部有2.875mm厚的绝缘材料）被