防止发电机损坏事故

1、1.1 防止发电机损坏事故发电机故障是电力系统重大恶性事故之一，它对设备、电网的危害很大。通过近几年电力系统对发电机的运行分析，事故的主要类别有：线圈绝缘击穿，接地短路，铁芯烧伤，水内冷机漏水、断水等。为防止发电机损坏事故的发生，须严格执行能源部发199014号发电机反事故技术措施补充规定，能源部、机电部电发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和国电发1999579号汽轮发电机运行规程、防止电力生产重大事故的二十八项重点措施等各项规定，并重点要求如下：1.1.1 防止定子绕组松动造成接地、短路、绝缘击穿1.1.1.1 检查定子端部线圈磨损、紧固情况。

2、汽轮发电机在新安装和大修时做定子绕组端部振型模态试验，发现问题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:刚性支撑在95Hz-110Hz 之间、柔性支撑在95Hz-112Hz之间）的发电机，根据DL/T7352000大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定进行综合评定，对已经出现大范围松动、磨损情况的发电机，进行端部结构改造。1.1.1.2 发电机组交接验收时及检修中，仔细检查定子槽楔是否打紧，定于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，特别是黄绝缘的机组，更应注意。如发现问题应及时加以处理。新机投运50008000小时后，抽

3、出转子，对机组进行全面检查。1.1.1.3 已经检查和加固处理的机组，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。1.1.1.4 对于定子绝缘老朽、多次发生绝缘击穿事故的发电机，必须缩短试验周期，加强监视，并对绝缘情况进行科学鉴定。对电气和机械强度普遍低落，确实不能继续使用者，提出鉴定报告，报主管部门审批后有计划地进行恢复性大修。1.1.1.5 对定子线圈绝缘内游离现象突出、电晕腐蚀严重的发电机，采用中性点倒位(即将引出线换至中性点，中性点换至引出线)的方法，以延长定子绝缘寿命。1.1.1.6 为了防止电腐蚀，每槽上下层线圈间装有测温元件的机组，运行中定期用真空管电压表测

4、量元件对地电位，正常情况下一般仅数伏，如个别元件电位特别高，则说明线圈松动，可能产生电腐蚀，加强监视，并及时检查处理。1.1.1.7 大修中，对元件电位高、槽楔松动等有疑问的线圈，在线圈上通上相电压，然后测量线圈防晕层对地电位。一般电位超过510伏时就处理。1.1.1.8 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、溶解而降低绝缘强度和防晕性能 。1.1.1.9 运行中采取措施，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、漏水等在发电机出口处引起突然短路事故。1.1.1.10 对运行中的发电机，经常通过窥视孔加强对机组内部的监视，检查定子端部有无渗水、漏水、流

5、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；发现隐患及时消除。1.1.1.11 加强绝缘预防性试验工作。按电气设备交接和预防性试验标准规定的试验周期和电压值，对发电机绝缘进行交直流耐压试验。1.1.2 防止定子线圈接头开焊、断股、烧坏定子铁芯的措施1.1.2.1 检修中，需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。因此必须仔细分析比较，如发现问题，及时处理，以免事故扩大。1.1.2.2 检修中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

6、故障。1.1.2.3 发电机系统中有一点接地时，立即查明接地点。如接地点在发电机内部，则立刻采取措施，迅速将其切断，以免扩大事故，烧坏铁芯。1.1.2.4 如果绝缘已老化或严重磨损，其定子接地保护，经主管部门批准，原作用于信号的也可作用于跳闸。1.1.2.5 新机投产机组大修中，注意检查定子铁芯压紧以及齿压指有无压偏情况，特别是两端齿部，如发现有松驰现象，应进行处理后，方能投入进行。交接或对铁芯绝缘有怀疑时，均进行铁损试验。1.1.2.6 运行中的发电机，如铁芯温度有显著升高者，及时查明其原因，并抓紧进行处理，防止铁芯损坏。1.1.2.7 发电机需装设100%的接地保护。1.1.3 防止发电机

7、定子水路堵塞、漏水、断水、过热的措施1.1.3.1 水内冷系统中管道、阀门的密封圈采用聚四氟乙烯垫圈。1.1.3.2 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。1.1.3.3 大修时，对水内冷定子线棒分路做流量试验。定期对水内冷发电机的线圈进行反冲洗并进行水压试验。1.1.3.4 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。1.1.3.5 水内冷发电机水质应按照GB/T 7064-2008隐极同步发电机技术要求和DL/T 801大型发电机内冷水质及系统技术要求，严格控制规定范围

8、。为减缓铜管腐蚀，贫氧型内冷水系统控制pH 值在8.09.0之间。1.1.3.6 发电机定子端部引线水路通流截面达到设计值。并装设在线流量监测装置。1.1.3.7 为防止发电机定子内冷水系统漏水，重点对绝缘引水管进行检查，引水管外表无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间保持足够的绝缘距离。1.1.3.8 装配定子线圈绝缘引水管时，尽量使水管不交叉接触，并与端罩保持一定距离，以防由于相互磨损或对地放电而引起漏水。如有交叉接触者，必须用绝缘带绑扎牢固，以防磨损。1.1.3.9 经常对定子线圈温度进行监视和分析(最好定期作温升试验)。对温升有明显上升的线圈应结合检修拆开引水管接头，

9、分路测量流量并进行冲洗，如仍无效，则应拆开线圈的焊接头，进行逐根或逐股的冲洗，直至流量恢复正常，必要时再用柠檬酸加以酸洗。1.1.3.10 为了防止定子压圈冷却铜管严重氧化阻塞，引起过热，定期测量每根铜管进出水温差，以便及时进行冲洗或酸洗。此外检修中应注意检查定子铁芯压圈有无局部过热发蓝以至鼓泡裂纹等情况。1.1.3.11 在水冷系统上进行操作时，采取严格的安全措施，防止由于换水操作中疏忽，发生误操作和水冷却器检修后未排除空气，造成断水、跳闸事故。1.1.3.12 检修中应该加强施工管理，注意工艺、质量，并严格执行质量检查及验收制度，防止杂物遗留在水路内引起阻塞烧坏线圈。1.1.3.13 水内

10、冷发电机发出漏水报警信号，经判断确认是发电机漏水时，立即停机处理。1.1.3.14 选装灵敏度可靠的漏水报警装置，作好调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠。1.1.4 防止定子绕组相间短路的措施1.1.4.1 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Q/CDT 107 001-2005电力设备交接和预防性试验规程，对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的及时消缺。1.1.4.2 按照DL/T 651氢冷发电机氢气湿度的技术要求，控制氢冷发电机氢气的湿度在规定允许的范围内。装备带循环风机的分子筛式氢气干燥器，以使停机时氢气干燥器仍

11、可实现除湿功能。1.1.4.3 配备精度合格的湿度检测仪表，在线监测和手工检测互相比对，防止单一指示误差造成误导。制氢站在给发电机补氢时，须经检验确认源氢的含湿度达到湿度控制要求（露点温度低于50）。1.1.4.4 密封油系统回油管路必须保证回油状态畅通，防止因密封油箱满油造成向发电机内进油。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。1.1.4.5 发电机密封油含水量等指标，应按DL/T 705运行中氢冷发电机用密封油质量标准严格控制，并列入定期检测项目。1.1.4.6 氢冷发电机配置漏氢监测装置，监测定子绕组内冷水箱、定子出线箱（封闭母线）、密封油系统等处的氢气含量。以便及早发

12、现定子内冷水系统泄漏和防止发生氢爆。加装绝缘过热报警和定子绕组绝缘局部放电监测装置。1.1.4.7 当发电机定子回路发生单相接地故障时的处理规定1.1.4.8 当定子接地保护报警时,应立即停机。600MW发电机的接地保护装置宜作为跳闸。接地电流允许值为1（A)。1.1.4.9 当发电机的转子绕组发生一点接地时，立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，立即停机处理。1.1.4.10 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损伤发电机。1.1.4.11 对参与调峰运行的大容量的汽轮发电机，尤其对结构上未做调峰运行考虑的大型汽轮发电机，机

13、组投运1年后，进行检查和必要的修理。1.1.4.12 重点是拔下转子护环检查与本体嵌装部位有无裂纹和蚀坑，转子绕组端部有无变形，端部垫块有无松动和移位等。1.1.4.13 为杜绝护环飞裂恶性事故应采取以下措施：发电机转子在运输、存放及大修时应避免受潮及有腐蚀性气体；每次大修时应对18Mn5Cr 系转子护环进行外表面渗透检查、内表面超声波检查（不拆卸时）。1.1.4.14 如拆下则内表面无须进行超声波探伤，应进行渗透探伤、金相和硬度检查。对已检出有裂纹、裂纹群及蚀坑者，应进行消缺处理，或更换为18Mn18Cr 材料的新护环。对于18Mn18Cr材料的护环，在机组第三次A级检修开始进行晶间裂纹检查

14、。1.1.4.15 为实现定子铁芯故障的早期诊断及预防，应以检查为主，辅以测试手段相结合的综合方法进行监控。检修时若发现铁芯存在较轻微的松弛现象，有条件时采取措施进行处理。1.1.4.16 当铁芯存在严重松弛时，例如局部铁芯出现裂齿、断齿等现象，必须采取措施及时处理，并应查找形成缺陷的原因，及时纠正，避免故障现象的重复产生。1.1.5 防止发电机转子、套箍、及零部件断裂飞逸的措施1.1.5.1 如果转子的套箍、心环结构设计不合理，不断出现裂纹、变形、小齿掉块等故障的发电机，结合大修在可能条件下进行改进处理。1.1.5.2 在检修中需检查转子、套箍与心环的嵌装处是否有裂纹、位移、接触腐蚀等异常情

15、况，如发现问题解体检查处理。1.1.5.3 在大修中，需对平衡螺丝、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应予以止动锁紧；对风扇叶片进行探伤检查，如发现有伤痕和裂纹，根据情况进行处理或更换。1.1.5.4 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。1.1.5.5 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，并经主管部门审批后，才可施行。1.1.5.6 加强大机组电刷和滑环的运行、维护、和

16、检修工作。1.1.5.7 对制造厂原监督使用的关键锻件(如大轴、套箍)做好定期监督检查工作。1.1.6 防止大容量内冷发电机组磁化的措施1.1.6.1 当发电机的转子线圈发生一点接地时，即查明故障的地点与性质。如系稳定性的金属接地，尽快安排停机处理。1.1.6.2 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。1.1.6.3 发电机在运行和大修中，经常检查励磁机侧轴承绝缘和油管路绝缘，保持良好状态。1.1.7 防止发电机转子线圈过热变形及损坏的措施1.1.7.1 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)，设法消除。1.1.7.2 氢冷发电机氢压达不到额定值时，必须根据

17、温升试验或厂家的规定带相应负荷运行。1.1.7.3 修好密封瓦，消除漏点，加强密封。氢外冷发电机最好保持高氢压运行，氢内冷发电机能达到额定氢压连续运行。1.1.7.4 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，根据制造厂的规定或根据计算结果在起动时对转子进行预热。1.1.7.5 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，大修时抽出转子进行试验。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畅通与否。1.1.7.6 转子槽为两侧铣槽的氢内冷发电机转子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，定期做温

18、升试验等工作。1.1.7.7 对脱离式套箍的发电机定期拆套箍检查套箍下铜导线是否有断裂情况。1.1.7.8 发电机的额定氢压为0.4MPa，在额定氢压下运行时的漏氢量不得大于11m3/day。1.1.7.9 发电机正常运行期间的氢气纯度必须98%，含氧量1.2%。若氢气纯度98%时，必须补排氢使氢气纯度98%；当氢气纯度下降至95%时，应立即减负荷并进行补排氢；若氢气纯度继续下降至90%时，应立即停机排氢进行检查。当氢侧密封油泵停用时，注意氢气纯度在90%以上。1.1.7.10 严格控制发电机壳内的氢气湿度，把氢气的含水量降至最小。额定压力下绝对湿度应 2 g/m3 ，防止氢气湿度过大而导致发

19、电机绝缘水平的下降。1.1.7.11 当氢压变化时，发电机的允许出力由绕组最热点的温度决定，即该点温度不得超过发电机在额定工况时的温度。不同氢压、不同功率因数时发电机的出力应按容量曲线带负荷。当氢压太低或在CO2及空气冷却方式下不准带负荷。1.1.7.12 合理调整密封瓦的密封油压，防止因密封油压力不合理造成氢气外泄和密封油向机壳内大量泄漏，从而引起发电机的绝缘老化。运行中氢油压差应为84Kpa，空氢侧油压差为49 Kpa。1.1.7.13 合理控制内冷水的温度，一般在4550，氢气进风温度控制在45±1，防止因内冷水温度过低而使定子线圈温度下降，在发电机壳内结露，当长期运行时，会造

20、成发电机的绝缘水平降低，严重时会腐蚀发电机的绝缘。1.1.7.14 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。1.1.7.15 发电机氢压与定子冷却水的压差必须在0.035MPa以上。当压差低至0.035MPa时报警。1.1.7.16 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。1.1.7.17 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。1.1.7.18 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。1.1.7.19 及时排放

21、发电机壳底部的液体，监测发电机内部的积水情况，并根据积水情况分析发电机的绝缘情况。1.1.7.20 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。1.1.8 防止发电机转子匝间短路的措施1.1.8.1 调峰运行的发电机，在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路等试验，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。1.1.8.2 已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。1.1.8.3 若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，退磁处理。退

22、磁后要求剩磁参考值为：轴瓦、轴颈不大于2×10-4T（特斯拉），其他部件小于10×10-4T。1.1.8.4 调峰运行的发电机应在设备订货时按两班制运行的发电机提出特殊要求，如10000次起、停机寿命、转子绕组铜线含银、加滑移层等。1.1.9 防止发电机局部过热的措施：1.1.9.1 发电机绝缘过热监测器过热报警时，立即取样分析，必要时停机进行消缺处理。1.1.9.2 对氢内冷转子进行通风试验。1.1.9.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8,应立即停机处理。1.1.9.4 防止发电机内遗留金属异物的措施：1.1.9.5 建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工

23、具等金属杂物遗留在定子内部，特别对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。1.1.9.6 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。1.1.10 防止发电机励磁系统故障引起发电机损坏的措施1.1.10.1 对有进相运行或长期高功率因数运行要求的发电机进行专门的进相运行试验，按电网稳定运行的要求、发电机定子边段铁芯和结构件发热情况及厂用电压的要求来确定进相运行深度。1.1.10.2 进相运行的发电机励磁调节器应运行于自动方式，低励限制器必须投入，并根据进相试验结果进行整定，同时低

24、励限制定值考虑发电机电压影响并与发电机失磁保护相配合，在发电机失磁保护之前动作。结合机组检修定期检查限制动作定值。1.1.10.3 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值在制造厂给定的容许值内，不能超过发电机的实际承受能力并与相应的机组保护在定值上配合。结合机组检修定期检查限制动作定值。1.1.10.4 并网机组励磁系统应在励磁调节器自动方式下运行。自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。励磁调节器因故必须退出自动方式时，应及时报告调度部门。1.1.10.5 严禁发电机长期在手动（磁场电流或励磁电流恒定)方式下运行。在手动励磁调节期间，当需要调整机组有功负荷时适当先调节发电机的无功负荷，防止

25、发电机失去静态稳定性。1.1.10.6 利用自动电压控制系统（AVC）对发电机调压时，受控机组励磁系统应置于自动方式。1.1.10.7 在电源电压偏差为+10%-15%、频率偏差为+4%-6%时，励磁调节系统及其继电器、开关等操作回路均能正常工作。1.1.10.8 在机组起动、停机和其它试验过程中，有机组低转速时切断发电机励磁的措施。1.1.10.9 励磁系统的二次控制电缆均采用屏蔽电缆，电缆屏蔽层应可靠接地。1.1.10.10 两套励磁调节器的电压回路应相互独立,即分别取自机端不同电压互感器的二次绕组。1.1.10.11 励磁变压器保护定值与励磁系统强励能力相配合，防止机组强励时保护误动作。

26、1.1.10.12 励磁变压器的铁芯温度和绕组温度应具有有效的监视手段，并控制其温度在设备允许的范围之内。1.1.10.13 励磁系统保证良好的工作环境。整流柜滤网及时进行清理，必要时采取防尘降温措施。1.1.10.14 励磁系统中整流柜的均流系数不应低于0.85。在运行中应定期检查记录并结合机组检修进行缺陷处理。1.1.10.15 励磁系统的灭磁能力达到国家标准要求，灭磁装置具备独立于调节器的灭磁能力，且能满足空载误强励灭磁的要求。1.1.10.16 发电机转子一点接地保护装置原则上安装于励磁系统柜。接入保护柜或机组故障录波器的转子正、负极电缆不能与其它信号共用电缆。1.1.10.17 励磁

27、系统V/Hz限制与发电机或变压器的过激磁保护定值相配合，一般具有反时限和定时限特性。实际配置中，可以选择反时限或定时限特性中的一种。结合机组检修定期检查限制动作定值。1.1.10.18 励磁系统如设有定子过压限制环节，与发电机过压保护定值相配合，该限制环节应在机组保护之前动作。1.1.10.19 进行发电机空载和负载阶跃扰动性试验，以验证励磁系统动态特性满足标准要求。机组大修后进行发电机空载阶跃扰动性试验。试验前具备励磁系统启动方案和安全措施。1.1.10.20 励磁系统具有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同一母线的发电机的无功调差系数基本一致。励磁系统无功调差功能投入运行。1.1.10

28、.21 励磁系统控制程序更新升级后，应重新进行阶跃扰动性试验和各种限制环节、PSS功能的试验，确认新的控制程序工作正常，满足标准的要求。并对旧的控制程序和参数进行备份，做好励磁系统程序更新的试验记录。1.1.11 防止发电机励磁事故的措施1.1.11.1 认真作好励磁回路的经常性维护工作，要注意建立和保护整流子氧化膜，保证现场和设备的清洁，电刷指定专人负责维护。运行中出现小火花，及时查找原因，加以消除，实现无火花运行。1.1.11.2 运行中出现整流火花，用清扫整流子，更换、调整电刷等方法均无效果时，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

29、的强弱。1.1.11.3 检修时检查电枢绑线和焊锡封头有无开焊或松驰，环氧玻璃丝带绑箍有无松驰甩开现象，发现缺陷及时加以处理，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。对于频发性开焊的整流子升高片二端的焊接头考虑全部改为氩弧焊。1.1.11.4 应注意当励磁采用可控硅整流后，电流中的脉动分量在绕组和铁芯间的电容电流产生的轴电压。1.1.11.5 防止发电机非全相运行的措施1.1.11.6 发电机变压器组的出口断路器出现非全相运行时,其相关保护及时起动断路器失灵保护,在主断路器无法三相全断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源；在出口断路器无法三相全合闸时，断开三

30、相查明原因后方可合闸。1.1.11.7 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。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）。2）为提高保护可靠性，在用于起动失灵的发变组保护出口外须串一“断路器电流判据”。该判据应能反映断路器的非全相开断。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。1.1.11.8 发电机出口断路器失灵保护的相电流判别元件动作

31、时间和返回时间均不应大于20ms。1.1.11.9 因GIS开关不设置自动重合闸装置，主变压器出口开关即为发电机出口开关，不允许非全相运行，单相线路故障联跳三相压板一直置于投入位置，在设备送电前需检查投入正常，不管出现单相故障、相间故障、三相故障均跳三相，将故障发变组从系统切除，不会造成非全相运行或故障切除不掉对系统造成影响。1.1.11.10 如果GIS开关线路单相跳闸后未联跳三相，有保护动作报警，发电机三相电流严重不平衡，需立即拉开另外两相未跳开关，将故障设备从系统切除后向调度员汇报，并根据调度员的命令进行处理。1.1.11.11 如是GIS开关开关一相误跳(或非全相)无故障象征，造成发电

32、部三相电流严重不平衡，如果未联跳，立即合上单相跳闸开关，如合不上需立即另两相未跳开关，将故障设备从系统切除后向调度员汇报，立即查明未联跳原因后，准备重新开机。1.1.11.12 如系统非全相运行造成发电机三相不平衡电流已超过规定，按发电机有关规定处理，如发电机温度有明显上升或发电机振动超过额定值，立即向调度员汇报申请停机。1.1.11.13 如是系统单联络线运行出现与系统解列情况时，应及时控制我厂系统周波和电压，过频保护会动作跳发电机。1.1.11.14 不论何种原因开关跳开二相后，应立即拉开第三相。如第三相电动、手动均不能断开时，扩大处理范围，将所联接的设备停电，然后再断开故障开关的闸刀，最

33、后恢复设备运行。1.1.11.15 如果发生振荡，在经过2分钟处理后仍不能拉入同步，应迅速确定解列点，从系统解列，消除对系统的影响。1.1.11.16 运行值班人员在值班期间需做好，发电机非全相运行事故预想，做到有备无患。1.1.11.17 确保继电保护、自动装置投入率在100，不得无故退出主保护，如确属工作需要，退出主保护，必须履行相关手续，制订事故预案。1.1.11.18 操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票。1.1.12 防止发电机非同期并网的措施1.1.12.1 定期对同期装置进行检查、试验。1.1.12.2 对新投运机组的二次电

34、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。1.1.12.3 选用合适的发电机并网设备，该同期装置设备必须具备涉网许可证，满足现场操作需要，经多次模拟操作正常，在电力系统中具有一定的成功业绩。1.1.12.4 值长运行安排发电机并列操作人员需要具有操作资格且有一定工作经验、经历的值班人员进行操作，防止由于人员安排不当或过于紧张，造成误操作。1.1.12.5 监护人员对发电机并网前的一、二次进行仔细检查，应无遗漏；需对保护装置、同期装置进行全面检查应正常。1.1.12.6 操作人员需对操作过程、要领熟悉，操作前需对整个操作过程模拟操作，如有疑问及时进

35、行讲解，直到清楚为止。1.1.12.7 操作过程中需严格执行操作票，安步执行，严禁跳项操作，操作过程中不得讲解，监护人唱票一项，操作人只能操作一项，直到发电机并网操作过程结束。1.1.12.8 如果发现同期装置出现异常应立即退出，发电机并网操作，通知检查查明原因，确认装置正常无误后，方可再次进行并网操作。1.1.12.9 如果发电机并网后发生振荡，在经过2分钟处理后仍不能拉入同步，应将该发电机从系统解列，消除对系统的影响。1.1.12.10 运行值班人员在发电机并网时需做好，发电机非同期并列事故预想，做到有备无患。1.1.12.11 确保继电保护、自动装置投入率在100，不得无故退出主保护，如

36、却属工作需要，一定要有相关事故预案、措施和生产副总或生产厂长的签字手续，否则，不得退出主保护。1.1.12.12 如果发电机发生非同期并列，发电机会失步保护跳闸，此时按发变组出口开关跳闸处理。1.1.12.13 如果发电机方式非同期并列无显著声响和振动，各参数指示振荡幅度逐渐衰减可以不停机，观察发电机各部参数应不超标。1.1.12.14 如果发电机非同期并列产生很大的冲击和强烈的振动，显示摆动剧烈且不衰减，则立即解列停机。1.1.12.15 发电机在未加励磁时发电机发生误并列时，立即解列。1.1.12.16 发电机发生非同期解列停机后，通知检修人员对发电机进行详细检查，测量发电机转子交流阻抗。

37、1.1.13 防止发电机漏氢的措施1.1.13.1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。1.1.13.2 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线发生氢爆事故，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。还应加装漏氢监测报警装置，当氢气含量超过1%时，停机找漏。1.1.13.3 监测氢冷发电机油系统、主油箱内、内冷水箱等处的氢气体积含量，防止发生氢爆（氢气爆炸条件：在空气中体积含量在475、起爆能量0.02mJ），在上述地点应安装漏氢在线监测装置，并有防氢爆措施。1.1.13.4 当内冷水2%时应报警，漏氢量的增加除可能发生氢爆外，漏氢的原因可能是因引水管破裂、密

38、封接头松动、定子线棒绝缘磨损等故障引起，为防止扩大为定子绕组绝缘事故，一旦发现内冷水系统漏入大量氢气，若含氢量超过10%，或确认机内已经进水，立即停机处理。1.1.13.5 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。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，及时处理。1.1.14 防止氢冷发电机着火和爆炸事故的措施1.1.14.1 氢气取样的位置和化验必须正确，在置换过程中，不允许作耐压试验和卸螺丝、拆端盖等检修工作。1.1.14.2 氢管路上的过滤网、电磁阀门、氢表和表管等部件，必须定期检查，定期吹扫，保证表计准确，管路阀门畅通，不漏氢，电磁阀门不卡涩。1.1.

39、14.3 氢设备附近的电气接点压力表，最好采取防爆表，若系非防爆表，则仅适于装在空气流通的地方。1.1.14.4 加强对氢气系统运行维护的管理，氢站设有专人管理。1.1.14.5 排污管处经常检查，顶部有防雨罩，附近不应有明火和焊渣掉下情况。1.1.14.6 在氢冷发电机的附近进行有明火作业时，必须对气体进行取样分析，合格后方可动工。1.2 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故为了防止大型变压器损坏、互感器爆炸事故的发生，严格执行电安生1996589号关于印发“变压器类设备管理规定”和华润电力防止电力生产重大事故的二十八项重点措施的规定，结合我公司生产情况，特制订以下措施：1.2.1 加强对变压

40、器损坏和互感器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理。1.2.2 严格按有关规定对新购变压器损坏和互感器类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。1.2.3 订购前，向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告。1.2.4 在设计联络会前，取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。1.2.5 主变、厂高变、#02启动变赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。1.2.6 局放试验的合格标准1.2.6.1 220kV 及以上变压器，测量电压1.5U

41、m/ 时，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC。1.2.6.2 中性点接地系统的互感器，测量电压为1.0Um 时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50pC。测量电压为1.2Um/ 3 时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20pC。1.2.7 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均按实际使用方式整体预装过。1.2.8 大型变压器在运输过程中按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员共同验收，记录纸和押运记录提供用户留存。1.2.9

42、认真执行GB50150-2006电气设备交接试验标准；对220kV电压等级变压器在出厂做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。220kV电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。1.2.10 设备采购时，要求制造厂有可靠的密封措施。对运行中的设备，如密封不良，采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或空气受潮。加强运行巡视，特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。防止套管、引线、分接开关引起事故。套管的伞裙间距低于标准的，采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止雨闪事故。1.2.11 潜油泵的轴承，采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵

43、应选用转速不大于1000r/min 的低速油泵。为保证冷却效果，风冷却器应结合机组大小修定期进行水冲洗。1.2.12 变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，预先制定安全措施，经技术总监或主管生产的高管批准，并限期恢复。1.2.13 对220kV电压等级变电设备应每年进行至少两次红外成像测温检查。在技术和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器的运行条件。变压器在遭受近区突发短路后，做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。1.2.14 对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督，如发现严重缺陷，变压

44、器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不再迁移安装。1.2.15 对新的变压器油要加强质量控制，油运抵现场后，取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。1.2.16 严格按照试验周期每季度进行油色谱检验。1.2.17 220kV电压等级的变压器在大修后必须进行现场局部放电试验，必须对压力释放阀进行校验。1.2.18 按规定完善变压器的消防设施，并加强管理：1.2.18.1 加强变压器的防火工作，重点防止变压器着火引起的事故扩大，变压器配备完善消防设施，并加强管理。1.2.18.2 做好变压器火灾事故预想，加强对套管的质量检

45、查和运行监视，防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。1.2.18.3 现场进行变压器干燥时，事先因加热系统故障或线圈过热烧损。1.2.18.4 在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业，必须事先做好防火措施。1.2.19 防止套管事故措施1.2.19.1 套管安装就位后，带电前必须静放。220kV套管不得少于24h。1.2.19.2 对水平存放超过1年的220kV的套管，安装前进行局放试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。1.2.19.3 事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，取油样进行一次色谱试验。1.2.19.4 作为备品的220kV套管，置于户内且竖直放置。若水平存放，其抬高角度应

46、符合制造厂要求，防止电容芯子露出油面而受潮。对水平存放超过1年的220kV的套管，安装前进行局放试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。1.2.19.5 定期检查套管油位是否正常，渗漏油及时处理，防止内部受潮而损坏。1.2.19.6 变压器套管上部注油空的螺栓胶垫结合检修检查更换。1.2.19.7 结合大小修对变压器自动喷淋装置进行校验，防止变压器自动喷淋装置误动。1.2.19.8 发电机出口电压互感器出厂时应进行空载电流测量。干式电压互感器空载电流测量从二次侧加压，感应耐压前后均进行空载电流测量，关注耐压前后的变化量和历次试验的变化量。1.2.19.9 中性点非有效接地系统在190%Un测点

47、的I0不应大于100%Un测点的 I0的10倍。1.2.19.10 中性点有效接地系统在150%Un测点的I0不应大于100%Un测点的I0的8倍。1.2.19.11 变压器上的大电流套管与引线的连接必须有锁母和蝶形弹簧垫，防止松动。1.2.19.12 对于35kV及以上的电容型套管试验完毕后必须设专人对套管的末屏接地装置进行检查，确保接地良好。1.2.19.13 220kV的变压器未做绕组变形试验的，必须利用停电机会进行此项试验。1.2.19.14 对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试。1.2.19.15 当轻瓦斯动作后，要及时取气进行检验，并对油样进行色谱分析，查明原因，及

48、时消除事故隐患。1.2.19.16 变压器内部故障跳闸后，尽快停止油泵运行，避免故障中产生的游离金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。1.2.19.17 防止变压器的线圈温度过高，引起绝缘的加速老化。1.2.19.18 变压器过负荷运行应按照GB/T15164-94油浸式电力变压器负载导则和DL/T572电力变压器运行规程执行。1.2.19.19 运行中变压器的热点温度不得超过GB/T15164-94油浸式电力变压器负载导则限值或特定限值。1.2.19.20 当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过规定电流运行，并加强运行监视。1.3 防止开关设备事故为防止高压开关设备事故，应认真贯彻高压开关

49、设备管理规定、高压开关设备反事故技术措施和高压开关设备质量监督管理办法（发输电199972号）和华润电力防止电力生产重大事故的二十八项重点措施等有关规定，结合我公司生产情况，特制订以下措施：1.3.1 开关柜的五防功能可靠、简单。严禁五防功能不完善的开关柜进入系统使用，已运行的五防功能不完善的开关柜尽快完成完善化改造。1.3.2 根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年核算开关设备安装地点的断流容量，并采取措施防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。1.3.3 开关设备断口外绝缘满足不小于1.15倍(225kV及以上)相对地外绝缘的要求，否则加强清扫工作或采用防污涂料等措施。1.3.4 加强运行维护，确保开关设备安全运行。对气动机构定期清扫防尘罩、空气过滤器，排放储气罐内积水，做好空气压缩机的累计启动时间记录。1.3.5 对液压机构应定期检查回路有无渗漏油现象，做好油泵累计启动时间