防止发电机损害二十五项反措

1、第一节防止定子相间短路第一节防止定子相间短路一、条文11. 1原文： “11. 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白磨损、紧固情况。200MW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。”发电机在运行时，绕组上要承受100Hz（2倍工频）的交变电磁力，由此产生 100Hz的绕组振动。由于该交变电磁力与电流的平方成正比，故在容量越大的发电机中，绕组承受的激振力就越大。由于定子绕组端部结构类似悬臂梁，难于像槽中线棒那样牢固固定，因此，较易于受

2、到电磁力的破坏。通常，设计合理、工艺可靠的端部紧固结构可以保证发电机在正 常振动范围内长期安全运行，但是，设计和制造质量不良的发电机，有可能在运行一段时间后发生端部紧固结构的松动，进而使线棒绝缘磨损，若不及时处理，最终将发展成灾难性的相间短路事故。定子绕组端部松动引起的线棒绝缘磨损而造成的相间短路事故，具有突发性和难于简单修复的特点，损失往往极为严重，所以应引起有关方面的特别重视。例如：1998年9月，盘山电厂1号500MWK氢氢型汽轮发电机，因定子水内冷系 统中氢气泄漏量激增而停机，抽发电机转子进行检查， 发现发电机定子励磁机侧端部大量绑块已松动、脱落、磨小，两个下层线棒多处主绝缘（5. 2

3、mm厚）磨损露铜，其中一根线棒磨损最严重处空芯铜导线已磨漏。进一步检查所有线棒，共发现有12处支架松动，22块绑块松动，8根线棒绝缘磨损。由于故障发现得比较及时，幸未发生相间短路事故。但是由于定 子线棒绝缘损坏比较严重，被迫在现场更换了发电机定子的全部线棒，并更新了定子绕组端部的紧固系统，为此共停机 118天，经济损失也非常严重。又如：石横电厂6号发电机于1994年11月29日发生了定子相间短路事故，使线棒 严重烧损，更换了 24根新线棒，修复后于 1995年1月26日并网发电。运行不到一个月， 于1995年2月22日又第二次发生定子相间短路，定子线棒烧损十分严重，被迫全部更换。 两次事故的主

4、要原因是由于定子绕组端部固定不良，特别是鼻端整体性差，振动过大，导致上、下层线棒电连接导线疲劳断裂，引起拉弧烧损。另外，通风管振动使绝缘磨损引起环流，通风管裸露，更加重了事故。又如：在澳大利亚的新南威尔士电站4台500MW发电机，19711973年投入运行，有3台在运行到1981年时，在8个月内相继由于发电机端部整体性差发生相间短路事故。 故障点的软联接片部位出现了不同程度的疲劳损坏。防止在役发电机定子线棒因松动造成绝缘磨损的主要措施是，加强机组检修期间发电机定子绕组端部的松动和磨损情况的外观检查，以及相应的振动特性试验工作。每次大修、小修都应当仔细检查发电机定子绕组端部的紧固情况，仔细查找有

5、无绝缘磨损的痕迹，尤其是发现有环氧泥时，应当借助内窥镜等工具进行检查。若发现定子绕组端部结构有松动现象，除应重新紧固外，还应仔细进行振动模态试验，确认固有频率已达到规定值（避开94-115Hz）,根据测试结果确定检修效果。实践表明，出厂时端部结构模态试验频率测试合格的发电机，在运行一段时间后，发电机端部因振动可能逐渐发生松动，发电机端部线棒的固有频率和模态也就随之改变，并有可能落入双倍频的范围，从而导致发电机端部线棒发生共振，其更加重了松动和磨损的程度。因此，定期检查端部结构和进行模态试验是必要的。另外，虽然有时发现发电机的端部结构达不到要求（固有频率避不开94115Hz）,但是由于端部结构一

6、时也无法轻易改变，进 行模态试验至少可以使人们对发电机的质量心中有数，做到有目的地监视运行，从而避免发生灾难性的相间短路事故。对端部振动特性存在先天缺陷的发电机，如存在100Hz左右的椭圆振型，建议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。目前，陡河电厂在一台定子绕组端部振型不合格的发电机上已安装了定子绕组端部振动在线监测 装置，并取得较好效果。发电机定子绕组端部振动特性相关的试验标准有两个：一是大型汽轮发电机定子端部绕组模态试验分析和固有频率测量方法及评定(JB1T 89901999),其主要针对发电机的出厂试验。二是大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定(DL

7、/T 735-2000),其主要针对发电机的检修。两者均规定发电机定子绕组端部的线棒固有频 率和模态应避开 94- 115Hz。 二、条文 11. 2. 1原文：“ 11. 2防止定子绕组相间短路。11. 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(DIJT596 - 1996),对定子绕组端部手包绝缘加直流电压测量，不合格的应及时消缺。”发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处是发电机机械强度 和电气强度先天性比较薄弱的部位，事故统计表明，其也是发电机定子绕组相间短路事故多发部位。因此，应加强对大型发电机环

8、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。我国的发电机运行和检修经验表明，发电机定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，可以有效地发现上述部位的绝缘缺陷情况。三、条文11. 2. 2原文： “11. 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。”发电机内部氢气湿度过高的主要危害为：一是可能造成发电机定子绕组相间短路事故。湿度过高的环境下，发电机定子绕组线棒绝缘性能下降，易于发生表面爬电、闪络，以 致拉弧放电，造成短路事故。二是发电机转子护环应力腐蚀。理论和实践表明，发电机内部氢气湿度过高是采用 50Mnl8Cr4Wn材料的发电机转子护环发

9、生应力腐蚀裂纹的主要诱因。 例如：2000年3月，大同二厂在 5号机组大修中，发现该机组200MWK氢氢型汽轮发电机转子护环有严重裂纹。发电机转子汽侧护环外表面沿周向散布有7条轴向裂纹(有的肉眼已清晰可见)，长度在1328mm间，深度在58mm间，其内表面沿周向散布有 26条裂纹， 长度在1012mm之间，深度在35mm之间，同时发现发电机转子护环外表面有裂纹处所对 应的内壁也有裂纹。发电机转子励侧护环外表面完好，其内表面有13条裂纹。由于是在检修中发现发电机转子护环有裂纹，从而未发生发电机转子护环崩毁事故。但因发电机转子护环存在严重裂纹，被迫全部更换。发电机转子护环产生裂纹的原因是由于在本次

10、大修前，氢气干燥器(冷冻式)因故退出运行，造成发电机机内氢气湿度严重超标，实测机内露点温度经常在20C以上，而转子护环采用不抗应力腐蚀的材料50Mnl8Cr4WN最终导致在发电机转子护环热套部位产生应力腐蚀裂纹。又由于该发电机密封油系统存在不时向发电机内部漏油 的问题，并且发电机汽侧漏油较为严重，因油中含水量大，故汽侧氢气湿度可能更高一些， 从而使发电机转子汽侧护环应力腐蚀裂纹比励侧护环严重。在6年前，类似情况也发生在该厂另外一台同型号的发电机上。据有关统计资料，1987年以来，华北电网42台发电机转子护环进行了超声波检查 和覆膜金相检查，发现有应力腐蚀的护环占25. 7%,因应力腐蚀裂纹而更

11、换的护环占16. 6%,护环应力腐蚀问题已严重地威胁着发电机的安全运行。目前，降低氢气湿度的主要措施有如下几点。(1)严格执行有关标准。氢冷发电机氢气湿度的技术要求(DL/T651 1998)规定了发电机内的氢气湿度在一 25tOC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一5C。氢气湿度不高于露点温度一 5c (0C)可有效地防止绝缘性能下降和护环应力腐蚀，不低于一25 c的规定是为了防止因过于干燥使绝缘开裂。如果制造厂规定的湿度高于本标准，则应按厂家标准执行。例如：俄罗斯列宁格勒电力电机制造联合公司 500MW机组运行规程的规定如下。发电机正常运行

12、应保持氢气相对湿度不大于 15%。在湿度增高至 20%时应查明升 高的原因并采取措施排除； 必要时，可向发电机送人部分新的干燥氢气， 而它的相对湿度应 不大于10%。当发电机中氢气达到 20%时应每四小时测量一次湿度。允许发电机在湿度大于 20%,但不超过30%条件下运行；但这种情况一年不超过3次，每次不超过 3昼夜。(2)防止向发电机内漏油。国产发电机漏油现象比较普遍，主要是由于氢压波动时， 密封油系统的差压阀和平衡阀跟踪、调整不好。某些新技术的采用可以明显改善漏油情况。 此外，根据运行中氢冷发电机用密封油质量标准(DIJT 705- 1999),应采用密封油净化措施控制油中含水量在 50m

13、* dm3以下，也是为了避免因发电机进油使发电机内部氢气湿 度骤然升高的有效措施。(3)保持发电机氢气干燥器运行良好。经验证明，不论何种型式的干燥器，只要运 行状态良好，一般总是可以保持发电机内的氢气湿度低于露点温度0C。考虑到停机时干燥器一般不工作，可能造成发电机湿度超标，特别是频繁启停的调峰发电机存在停机备用时湿度升高问题，建议选购带有自循环风机的氢气干燥系统。吸附式干燥器具有故障率低、除湿效果好的优点，宜优先选用。此外，为避免发电机转子护环应力腐蚀，推荐发电机转子护环采用抗应力腐蚀的 18Mnl8Cr 材料第二节防止定、转子水路堵塞、漏水第二节 防止定、转子水路堵塞、漏水一、条文 11.

14、 3. 1、11. 3. 1. 1、11. 3. 1 . 2原文：“ 11. 3. 1防止水路堵塞过热。11. 3. 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。11. 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。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。” 多年来的实践经验证明：杂质、异物进入定子冷却水中是造成定子水内冷系统水路堵塞的主要原因之一。 定子水内冷系统水路堵塞，将使被堵塞水路的水流量减少或断水，造成绕组绝缘局部过热损坏，严重者绝缘击穿造成接地事故。例如：1994年潍坊电厂发生 2号300MW

15、发电机定子绕组局部超温烧损线棒事故。1994年8月13日09: 13,在机组试运行中发电机定子接地保护突然动作、跳闸。事故前有功负荷为296MW无功负荷为160Mvar。检查发现U相汽侧45号槽上层与8号槽下层线棒出 槽口拐弯处绝缘断裂、击穿。其事故原因是由于在出厂水压试验时，将试验用的橡皮塞遗留在45号槽上层线棒和 8号槽下层线棒励端进水三通内，使两线棒水路完全堵塞，在运行中 两线棒过热膨胀，致使应力集中(槽口外拐弯处)外绝缘胀裂，使发电机在试运行中发生定子 接地故障而跳闸停机。因此，定子水内冷系统畅通无阻是保证发电机安全运行的基础。发电机在长期运行中，定子内冷水沿着一个固定方向流动，有可能

16、在内冷水管的某些部位沉积杂质和污垢。安装定子内冷水反冲洗系统，改变水流方向，定期对定子线棒进行反冲洗，就可以将这些积存的杂质和污垢冲洗掉， 确保内冷水的冷却效果。为防止杂质堵塞水路， 首先应将定子水内冷系统中采用的易老化变质或破损掉渣的材料更换为性能优越的材料。例如：定子水内冷系统中管道、阀门的橡胶密封圈， 采用的材料就是易老化变质的材料，应将其更换成化学性能稳定、耐老化性能优越的聚四氟乙烯垫圈。为防止钢丝滤网锈蚀破碎残渣进入定子线棒，应将反冲洗系统的所有钢丝滤网更换为高强度耐腐蚀激光打孔的不锈钢板新型 滤网。二、条文 1 . 3. 1. 3、11. 3. 1 . 4原文： “11. 3. 1

17、. 3大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。11. 3. 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。”为了确保发电机正常运行时定子线棒的冷却效果，防止个别水路发生堵塞，使绕组局部绝缘过热，大修时应对水内冷定子、转子线棒做分路流量试验，以便查出堵塞的分路，进行处理。为了便于清除汇水母管中的杂物，应扩大发电机两侧汇水母管的排污口，同时为防止杂质进入线棒当中，应安装高强度耐腐蚀的不锈钢法兰，以确保发电机的安全运行。三、条文1. 3. 1. 5原文：“11. 3. 1. 5 水内冷发电机水质应严格控制规定范围。水中铜离子含量超标时，为减缓铜管腐蚀， 125

18、M暧以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂，但必须控 制pH值大于7. 0。”加强水内冷系统的水质化学监督和水质指标跟踪分析，确保水内冷发电机水质在规定范围之内，防止因冷却水质指标不合格而造成发电机损坏事故。例如：1998年华能岳阳电厂发生 1号362. 5MW汽轮发电机定子线棒绝缘损坏重大 事故。1998年6月17日21: 16, 1号汽轮发电机定子接地保护动作，机组跳闸停机。其事 故原因是由于腐蚀产物将发电机定子2号槽上层线棒和53号槽下层线棒（同一冷却水路）的端部水路的流通截面严重堵塞，水量减少，使线棒得不到充分冷却而发热，致使线棒绝缘损坏，在53号槽下层线棒直线端部处将绝缘击穿造成接地故障。

19、造成定子线棒水路的流通截 面堵塞的主要原因是由于定子水内冷系统及补水系统密封装置不完善，水质受空气中二氧化碳污染，导致pH值降到6. 0-6. 3,使空芯铜导线产生腐蚀，定子中水的品质不能完全达 到规程规定的指标，尤其是水中的含铜量经常在300500 gS/dm3,最高日达到 2700 dg/dm&由于水质的长期不合格，当腐蚀产物铜氧化物浓度过高时，在一定条件下，便会从 水中析出，沉积在线棒的通流截面上，造成定子线棒的水路堵塞。四、条文1. 3. 1. 6原文：“11. 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。”发电机

20、转子进水支座石棉盘根是属于易损材料，在运行中容易产生破损物。为了防止这些破损物进入转子分水盒内，堵塞转子水冷系统， 必须严格保持发电机进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力。五、条文1. 3. 1. 7原文： “11. 3.亚.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8C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12 C,或任一定子槽内层间测温元件温度超过90c或出水

21、温度超过 85c时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。”加强对定子线棒各层间及引水管出水间的温差监视，可以及时发现内冷回路堵塞的线棒，根据温差的大小，采取降低负荷或立即停机处理等措施，以避免事故的发生。运行人员可以通过降低发电机负荷来确认测温元件是否正常。由于发电机定子的发热量与定子电流平方成正比，因此，当降低发电机负荷时，测温元件的温度应有较大幅度的变化。否则，说明测温元件有问题。 六、条文11. 3. 2原文： “11. 3. 2为防止发电机漏水，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。”绝缘引水管是发电机内

22、冷水回路中最易漏水的薄弱环节，因此必须详细检查确保引水管无任何伤痕、引水管间无交叉和引水管间以及与端罩间有足够的绝缘距离。如果引水管交叉接触， 在正常运行中就会产生相对运动互相摩擦，使管壁磨损变薄而漏水。如果引水管之间以及与端罩间距离较近，就有可能相互之间放电，烧损引水管引起漏水。 七、条文 11. 3. 3、11. 3. 3. 1、11. 3. 3. 2原文：“ 11. 3. 3防止转子漏水。11. 3. 3.亚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。11. 3. 3. 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，确保装置反应灵敏、动作可靠

23、。”为了确保水内冷发电机漏水报警装置反应灵敏、动作可靠，必须选择性能优越可靠的报警装置，并做好调试、维护和定期检验工作，以防其误动作。例如：发出漏水报警信号， 确认机内漏水时，应立即停机处理，以防事故扩大造成不应有的损失。八、条文 11. 3. 3. 3-11 . 3. 3. 5原文： “11. 3. 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。11. 3. 3. 4为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将0FS2-1002型和0FS 1252型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。11. 3. 3. 5推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。”由于钢丝编织护套具有较高的机

24、械强度和一定的弹性，它能有效地保护复合绝缘引水管，因此，应将转子绕组复合引水管更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管，以利于发电机的安全运行。 对于悬挂式护环一中心环结构的转子，每旋转一周，护环与转轴之间的径向距离就发生一次交变循环，转子绕组拐角就要承受一次疲劳应力循环，同时转子绕组拐角还要承受转子转动时其自身和相应的绕组端部的离心力引起的拉伸应力的作用，久而久之转子拐角易产生疲劳断裂漏水。 我国双水内冷机组投产初期就曾多次发生此类故障，因此，应将出水铜拐角更换为高强度耐腐蚀的不锈钢拐角，以防止转子绕组拐角断裂漏水事故。大量的实践证明，由于气密试验的灵敏度高，能够更有效地发现泄漏点，因此推广双水

25、内冷发电机用气密试验代替水压试验。第三节防止转子匝间短路第三节防止转子匝间短路原文：“11.4. n调峰运行的发电机，应在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以便及早发现异常。11. 4. 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。退磁后要求剩磁值为：轴瓦、轴颈不大于2X1A T,其他部件小于10X10 T。转子匝间短路故障是汽轮发电机常见故障，较轻微的故障可能仅是导致局部过热和振动增大，严重的故障可发展为转子接地和大轴磁化，严

26、重威胁发电机安全运行。20世纪80年代，我国200MW汽轮发电机曾经多次发生转子绕组接地故障，大多是在机组投产运行 两年以内即发生事故，主要原因是匝间绝缘制造工艺粗糙，出厂时即存在匝间短路以及绝缘电阻低等隐患。近年来制造的300MW及以上容量的发电机设计和制造都有明显改善，但还远不能杜绝因质量问题引起的发电机故障。例如：1998年4月山东某电厂1台QFSNH 3002型发电机，仅投运17个月即发 生严重匝间短路故障，励侧护环下极间连线和部分线匝烧断。 其原因是制造时虚焊，运行中 脱焊，从而发生拉弧引起匝间短路事故。又如：1993年4月，沙岭子电厂1号300MW（K氢氢）汽轮发电机在运行中发生转

27、子 绕组匝间短路接地故障。 事故后拔下转子护环检查，发现汽侧护环下 S极第7和8号线包端头拐角处有短路放电熔迹，附近的绝缘隔板表层炭化附近的绝缘隔板表层炭化，护环内壁上有一块黑色金属物的滴熔区已造成护环损伤；密封环下密封瓦及转子轴颈因轴电流大面积烧伤；转子大轴磁化。事故抢修时间持续一个多月，修复了绕组端部，大轴退磁并更换了一只护环。其事故主要原因可能是由于在制造过程中转子汽侧端部遗留有铝金属（如铝屑等），经长时期运行移至7号、8号线包间造成两线包端头拐角处匝间短路，继而烧穿绝缘隔板，烧 伤护环。因此，防止转子匝间短路故障主要措施：首先，应改善转子匝间绝缘的制造工艺， 提高转子匝间绝缘的质量水平

28、。其次，应加强转子在制造、 运输、安装及检修过程中的管理，防止异物进人发电机。因为转子匝间绝缘比较薄弱，即使在制造、运输、安装及检修过程中有焊渣或金属屑等微小异物进入转子通风道内，也足以造成转子匝间短路。再次，改进密封油系统，确保密封油系统平衡阀、压差阀动作灵活、可靠，尽可能减少向发电机机内进油。 发电机内油污染是转子发生匝间短路的原因之一。发电机进油是国产机组的常见缺陷，主要原因是设备的制造质量不良，差压阀、平衡阀灵敏度和可靠性难以满足要求。氢气压力波动时，油压跟踪不好，不能维持氢油压差， 导致氢气泄漏或向发电机内进油。故机组运行中的对策是尽量保持氢气压力的稳定，避免发电机在低氢压下运行。近

29、年来，随着我国电网峰谷差的日益增大，机组承担着繁重的调峰任务，使我国发电机转子绕组匝间短路故障呈上升趋势。其主要原因是由于发电机频繁启停调峰，使转子绕组在热循环应力作用下产生绕组变形，由此可能引起匝间短路故障。频繁起停的发电机更容易向发电机内进油。两班制运行的发电机长期低速盘车还存在着转子匝线微小相对运动而产 生的“铜粉尘”问题，也是产生转子绕组匝间短路故障的原因之一。因此，调峰运行的发电 机应当对调峰能力和运行要求有相应的规定，以防止转子匝间短路故障的发生。第四节防止漏氢第四节 防止漏氢原文：“11. 5. 1大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。11. 5. 2为防止氢冷发电机的氢

30、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. 5. 3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. 4 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，应及时处理。”氢气是易燃、易爆气体，一旦发生泄漏，将可能发生爆炸，并导致设备的严重损坏。 例如：1993年9月，浑江发电厂发生 5号200MW汽轮发电机

31、组漏氢着火事故。其 事故原因是，在机组大修时，错误地将密封油冷油器滤网端盖的石棉垫更换为胶皮垫，机组投入运行后，胶皮垫在压力、温度和腐蚀介质的作用下损坏，致使密封油系统发生泄漏，密封油压下降，虽然直流油泵联起也不能满足发电机氢压的要求虽然直流油泵联起也不能满足 发电机氢压的要求， 导致氢气从发电机端盖外漏，被励磁机自冷风扇吸进滑环处，引起氢气着火。又如：陡河发电厂曾发生过因氢气进入发电机封闭母线引起爆炸的意外事故。 因此，防止氢气泄漏重点措施为：一是要求保证氢冷系统严密。氢冷发电机检修后必须进行气密性试验，气密性试验不合格，不允许投入运行。由于氟里昂为破坏臭氧层气体， 故严禁采用此种气体进行发

32、电机检漏。建议可以采用氨气体进行发电机检漏。二是要求密封油系统平衡阀、压差阀必须动作灵活、 可靠，以确保在机组运行中氢油的压差在规定的范围 内，发电机不向外漏氢。 三是在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，以防止氢气漏人封闭母线。并在封闭母线上加装可靠的漏氢探测装置，以及早发现漏氢，也是防止因氢气进入发电机封闭母线引起爆炸事故的有效措施之一。根据透平型同步电机技术条 件（GB/T 7064 1996）中规定，封闭母线外套内的氢气含量超过1%时应停机处理。监视发电机定子水内冷系统的含氢量可以有效地发现定子绕组存在的早期绝缘故 障。通常由于氢气对发电机普通引水管有微透作用，内冷水箱中平时是

33、应当含有微量氢的。 但当内冷水箱中含氢量突然增加或绝对氢气含量过大时，其可能就意味存在着严重的事故隐患，主要是由于发电机氢压高于水压，当定子水内冷系统有渗漏时，定子内冷水箱中将有较大量的氢气逸出。内冷水中的氢气渗漏故障可能是由线棒绝缘磨损引起的，也有可能是水接头密封失效、焊缝开焊、绝缘引水管损伤等原因造成的，通常其都可能引发相间或对地短路事故。因此，应当对水内冷系统水箱中含氢量进行在线监测，以便及早发现事故隐患。透平型同步电机技术条件（GB/T 70641996）中规定，定子内冷水箱中含氢量（体积含量）超过3%,应加强电机的监视，若超过 20%应立即停机处理。例如： 盘山电厂俄罗斯制造的 50

34、0MW发电机定子内冷水箱中氢气含量报警值为1.2%,最大量程为3. 99%;类似的俄罗斯制造的200MW发电机设备验收合同书规定，定子内冷水箱中氢气含量超过1. 5%为不合格，其发电机运行时报警限值为2%。定子内冷水箱中含氢量 （体积含量）超过3%时，应加强重点监视以下三方面。1）应每小时测量、记录内冷水箱 （水内冷系统）中含氢量；2）应加强监视发电机定子线棒的温度 （防止气塞，线棒过热）； 3）监视发电机内是否有水。对于采用氮气隔离的内冷水箱，定子水内冷系统漏氢量的报警值、停机值应按厂家规定执行。例如：美国WEC公司研制的发电机定子水系统漏氢报警仪设定绝对漏氢量为0. 566m”天（20ft

35、3 /天）时报警。新近已报批的透平型同步电机技术条件（GB/T 70641996）修订版中规定，定子水内冷系统漏氢量超过0. 5m”天可在计划停机时安排消缺，若漏氢量超过 10m3/天时应立即停机处理。至今，华北电网已有约 20多台发电机安装了在线监测漏氢浓度的装置。第五节防止发电机非全相运行第五节防止发电机非全相运行原文： “11. 6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。”发电机的非全相运行主要是由于断路器一相未断开或未合上而造成不对称负荷， 这时在定子绕组中有负序电流，

36、它产生的磁场对于转子是以2倍频率旋转，这种旋转磁场在转子本体、 槽楔和护环感应出 2倍频率的负序电流， 该电流在这些部 件上和各部件的接触处产生很大的附加损耗和温升，产生局部过热。负序电流过大将烧坏发电机转子齿部、槽楔和护环嵌装面烧熔和产生裂纹。例如：一台QFS 300 2型发电机，在机组解列时，发电机一变压器组高压侧断 路器一相拒跳，造成发电机非全相运行。事故造成发电机转子本体大齿护环嵌装面过热发蓝， 护环套装面，平衡用铅螺钉甩出 96个，主变压器中性点接地钢体烧断。又如：一台QFSNP 2002型发电机，在机组解列时，主变压器高压侧断路器V相拒跳，造成发电机非全相运行。 事故造成了发电机转

37、子本体套装面有过热痕迹，大齿极面有过热现象，励端护环套装面严重过热，产生一条5. 5m求的裂纹。为了防止发电机非全相运行， 发电机一变压器组的高压侧断路器应采用三相联动操 动机构，其次应装设断路器失灵保护，当发电机一变压器组断路器失灵时，失灵保护动作切除同一母线上的所有电源。第六节 防止发电机非同期并网第六节防止发电机非同期并网原文：“11. 7防止发电机非同期并网。”发电机非同期并网过程类似电网系统中的短路故障，其后果是非常严重的。 发电机非同期并网产生的强大冲击电流不仅危及电网的安全稳定，而且对并网发电机组、 主变压器以及汽轮发电机组的整个轴系也将产生巨大的破坏作用。例如：1997年神头第

38、二发电厂发生 1号机组发电机非同期并网事故。1997年9月15日，在1号机组的起动过程中，由于 500kV出口断路器控制回路二次电缆绝缘损坏，引 起电缆芯线间瞬间击穿，合闸回路接通，导致了发电机非同期合闸并网。发电机非同期并网所产生的冲击电流造成 1号主变压器U相（奥地利ELIN公司生产，单相容量 210MVA 1992 年7月16日投入运行）严重损坏。同时，2号主变压器差动保护误动，2号机组跳闸停机，从而造成了严重的设备损坏和全厂停电的重大事故，直接经济损失达112. 3万元，少发电量达 307. 636GWh为了避免发电机非同期并网事故的发生，对于新投产机组、大修机组及同期回路（包括电压交

39、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）进行过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。1）对同期回路进行全面、细致的校核（尤其是同期继电器、整步表和自动准同期装置应定期校验）。条件允许的可以通过在电压互感器二次侧施加试验电压（注意必须断开电压互感器）的方法进行模拟断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验同时检查整步表与自动 准同期装置的一致性。2）倒送电试验（新投产机组）或发电机一变压器组带空载母线升压试验（检修机组）。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。3）假同期试验。进行断路器的手动准同期及自动 准同期合闸试验，同期（继电

40、器）闭锁试验，检查整步 表与自动准同期装置的一致性。4）断路器操作控制二次回路电缆绝缘满足要求。5）核实发电机电压相序与系统相序一致。此外，发电机在自动准同期并网时，必须先在“试验”位置检查整步表与自动准同期装置的一致性（以防止自动准同期装置故障），然后“投入”自动准同期装置并网第七节防止发电机局部过热第七节防止发电机局部过热原文：“ 11. 8.亚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。11. 8. 2应对氢内冷转子进行通风试验。11. 8. 3全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8C,应立即停机处理。”当发电机由于某种原因发生绝缘局部过热时，绝缘体将分

41、解散发出特有的物质，通过取样进行色谱分析，可以判断过热的材质和过热程度，以便于确定应采取的措施，防止故障的扩大。许多电厂在运行实践中先后多次发现氢内冷转子绕组的个别端部、槽部出现通风孔堵塞现象。其主要原因有杂物进入、槽楔垫条没有开孔、槽楔下垫条在运行中发生位移等， 造成转子过热、导线变形等现象，严重地影响了转子绝缘和发电机的正常运行。因此在大修中，必须检查转子通风孑 L的堵塞情况，并进行必要的处理。全氢冷发电机在运行中要监控定子线棒出口风温温差，以便早期发现绕组故障，当出口风温温差超过规定值时，说明个别线棒风路被堵塞产生局部过热，有发展成绝缘事故的危险。例如：1995年3月12日，广东沙角发电

42、总厂 5号发电机（QFNH3002型，全氢冷） 在负荷为295MW寸，发现5号定子线棒出口风温为 61cC, 3号定子线棒出口风温为 51C , 定子线棒间出口风温差达 10C,超过8cC的规定。根据5号发电机在不同负荷下定子线棒 出口风温差变化情况，采取了降低负荷运行的措施，限制在 220MW 50Mvar以下运行。6月 3日停机大修，检查发现汽端 18号槽上层线棒对应的出风口5号测温元件的矩形绝缘引风管内距槽口约40mmt,被揉成一个团状的薄膜纸堵塞。由于发现及时，并采取降低负荷运 行的措施，才没有造成严重后果。因此，要求全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8c时，应立即作出停机处理，这是十

43、分必要的。第八节 防止发电机内遗留金属异物第八节防止发电机内遗留金属异物原文：“11. 9. 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。11. 9. 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。”第九节防止定子单相接地故障第九节防止定子单相接地故障原文：“11. 10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11 1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表11-1的要求确

44、定。当定子接地保护报警时，应立即停机。200MW及以上容量的发电机的接地保护装置宜作为跳闸。”表11-1发电机定子绕组单相接地故障电流允许值IIn发电机额定电压 I 发电机额定容量I接地电流允许值(kV)11(MW)(A)110.11511100113113118-15. 7511125, 200112(对于氢冷发电机为12. 5)1118”20111300”6第十节防止转子一点接地第十节防止转子一点接地原文：“11. 11当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。”第十一节防止次同步谐振第十一节防止次同步谐振原文：“11. 12发电厂应准

45、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。”现代大容量汽轮发电机组轴系的固有低阶扭振频率常常低于工频。电网是由电阻、 电感和电容组成的电气回路，本身存在固有的电气自振频率。远距离高压输电线路上往往采用串联补偿电容器以提高其输送容量。当采用串联补偿以后，电网的自振频率降低。 如果遇有扰动，电网的自振频率与电网的工频相叠减，形成拍频作用在发电机上，可使轴系产生强迫扭振。此强迫扭振频率如与轴系固有扭振频率相同而共振时，称为次同步共振。此时扭振振幅不被衰减，可能使轴系某一断面造成疲劳损伤而破坏。其危害相当大，一次次同步共振可使转子的疲劳寿命消耗达

46、100%,故应极力避免。例如：1970年12月9日，在美国南加州爱迪生公司莫哈夫(Mohave)发电厂1台790MW机组的大轴突然发生严重损坏，并且当时无法解释事故发生的原因。当修复运行后，1971年10月26日这台机组又发生同样的事故，这才引起人们的注意。两次事故时的运行系统、 现象与损坏情况基本相同。两次事故都是在断开该电厂两回500kV线路中一回时开始发生。在控制室内，运行人员发现闪光信号，初期有功功率、励磁电压和励磁电流尚指示正常，后 来发现控制室地板振动，转子电流由正常值上升到满刻度，同时发出转子接地、 负序保护动作与异常振动，运行人员立即手动停机。事故后检查发现滑环间的轴严重烧损，

47、发电机与励磁机间以及中压汽轮机的两侧靠背轮全因强烈振动而损坏。事故时记录500kv线路电流中有30.5hz的电流分量，这是当时系统的自然谐振频 率，该电流分量相应的旋转磁场对转子感生的电流频率是6030.5=29.5hz ,正好和机组第2模式频率30.1hz十分接近，因而产生了发电机次同步谐振。因此，发电厂必须准确掌握有串联补偿送出线路的汽轮发电机组的轴系扭转振动频率，并提供给电网管理部门。电网调度部门在串联补偿电容投切运行（包括部分退出和各种系统运行方式下）时，应防止系统与机组构成机电谐振的条件，以避免发生次同步谐振。第十二节防止励磁系统故障第十二节防止励磁系统故障原文：“ 11. 13.

48、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定的范围内，并定期校验。11. 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。11. 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。11. 13. 4在电源电压偏差为 +10% 15%、频率偏差为+4% 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。11. 13. 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。”励磁系统是维持发电机运行的核心，其作用不仅在于在发电机正常运行时，为发电机转子提供基本的磁场能量，也在于当电力系统发生突然短路或突加负荷、甩负荷时，自动对发电机进行强行励磁或强行减磁，以提高电力系统运行稳定性和可靠性，也在于当发电机内部出现短路时，对发电机励磁系统绕组进行灭磁，以避免事故的扩大。因此，要求发电机 运行时励磁调节器必须投入自动通道，不允许使用恒流电源或手动通道。否则，可能导致事故的发生。例如：1982年8月7日，在华中电网发生系统振荡事故中，青山热电厂11号机组由于励磁系统工作在