电厂电气专业培训教材

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目录发电厂及电力系统…………4第一节电力系统概述………………4第二节电能的生产与其它工业生产的不同特点…………………5第三节电力系统对电压的规定……………………7第四节中性点的运行方式…………8第二章汽轮发电机…………………11第一节汽轮发电机的主要技术参数………………11第一节变压器原理和结构…………27第二节变压器参数及技术要求……………………34第三节油浸式变压器的检修……………………..47第四节变压器的试验及标准……………………..50第五节变压器的状态检修及常见故障分析……..52第三章220kv电器设备与系统……………………59第一节六氟化硫220KV断路器……………………59第二节隔离开关……………………73第三节氧化锌避雷器………………79第四节电流互感器…………………85第五节电压互感器………………91第四章6kv电器设备与系统………96第一节成套高压开关柜……………96第二节真空断路器………………101第三节高压限流式熔断器—交流高压真空接触器组合装置…102第五章380v电器设备与系统……………………104第一节低压开关柜………………104第二节交流空气开关……………106第三节其它低压开关电器………106

第一章发电厂及电力系统第一节电力系统概述电力工业发展初期，电能是直接在用户附近的发电站(或称发电厂)中生产的，各发电站孤立运行。随着工农业生产和城市的发展，电能的需要量迅速增加，而热能资源(如煤田)和水能资源丰富的地区又往往远离用电比较集中的城市和工矿区，为了解决这个矛盾，就需要在动力资源丰富的地区建立大型发电站，然后将电能远距离输送给电力用户。同时，为了提高供电可靠性以及资源利用的综合经济性，又把许多分散的各种形式的发电站，通过送电线路和变电所联系起来。这种由发电机、升压和降压变电所，送电线路以及用电设备有机连接起来的整体，即称为电力系统。电力系统加上发电机的原动机(如汽轮机、水轮机)，原动机的力能部分(如热力锅炉、水库、原子能电站的反应堆)、供热和用热设备，则称为动力系统。电力系统中，由升压和降压变电所和各种不同电压等级的送电线路连接在一起的部分，称为电力网。电力系统在技术和经济上都可以收到很大的效益，主要的有：1、减少系统中的总装机容量

由电力系统供电的各用户的最大负荷并不是同时出现的，因此，系统中综合最大负荷总是小于各用户最大负荷的总和。由于系统综合最大负荷的降低，也就可以相应地减少系统的总装机容量。为了保证对用户可靠地供电，无论是孤立电站还是电力系统，都需要检修和事故备用容量。在孤立电站中，备用容量不应小于电站最大机组容量(可能达到电站总容量的30一40％)。而在电力系统中，所有发电站连接在一起并列运行，备用容量只需系统总容量的20％，其中：负荷备用2～5％，事故备用10％左右，检修备用8％左右。显然，此时电力系统的备用容量比各孤立电站备用容量的总和为少，即总装机容量又可以减少。2、可以装设大容量机组

组成电力系统后，由于总负荷的增大，因此可以装设大容量机组。大容量机组效率高，每千瓦投资以及维护费用都比多台小机组经济得多。但是，电力系统中所采用的最大机组容量，以不超过总装机容量的15～20％为宜。3、能够充分利用动力资源建成电力系统后，就可以将发电站建造在动力资源产地，如在煤矿附近建立巨型坑口电站，在水能资源集中的地方建立大型水力发电站等。同时，有些形式的电站，如热电站，水电站、风力电站、原子能电站等，如果不与系统并列，就很难保证持续正常供电以及发挥其最佳经济效益。例如，热电站的抽汽机组的出力是由热负荷确定的，而热负荷与电负荷的需要往往不能互相配合。水电站的出力则是由水能及其综合利用要求来决定的，也往往与电负荷的需要不相配合：一般在夏季丰水期，水量多而用电量较少；冬季枯水期，水量少而用电量反而多，因此，就可能或由于水库调节库容不够而弃水，或对电力负荷不能保证供应。如果把水电站连接在电力系统中，由于有火电站和其它形式电站的互相配合和调节，水能资源就能得到充分利用，供电也能得到保证。4、提高供电可靠性在电力系统中，由于是多电源联合供电，机组的台数较多，即使个别机组或电源发生故障，其它机组或电源仍可以在出力允许的情况下多带负荷，因此可以提高供电可靠性。5、提高电能质量

电能质量用频率和电压来衡量，其数值，应根据规程要求保持在一定的允许变动范围内。由于电力系统容量大，因而负荷波动时所引起的频率和电压波动就会减小，电能质量可以提高。6、提高运行的经济性

建立电力系统后，除了充分利用动力资源可以提高运行的经济性外，在系统中还可以经济合理的分配各发电站或各机组的负荷，使运行经济、效率高的机组多带负荷，效率低、发供电成本高的机组少带负荷，从而降低生产电能的成本。第二节电能的生产与其它工业生产的不同特点:1、电能不能大量储藏

电力系统中发电站负荷的多少，决定于用户的需要，电能的生产和消费时时刻刻都是保持平衡的。电能的生产、分配和消费过程的同时性，使电力系统的各个环节形成了一个紧密的有机联系的整体，其中任一台发、供、用电设备发生故障，都将影响电能的生产和供应。2、电力系统的电磁变化过程非常迅速

电力系统中，电磁波的变化过程只有千分之几秒，甚至百万分之几秒；而短路过程发电机运行稳定性的丧失则在十分之几秒或几秒内即可形成。为了防止某些短暂的过渡过程对系统运行和电气设备造成的危害，要求能进行非常迅速和灵敏的调整及切换操作，这些调整和切换，靠手动操作不能获得满意的效果，甚至是不可能的，因此必须采用各种自动装置。3、电力工业和国民经济各部门之间有着极其密切的关系

电能供应不足或中断，将直接影响国民经济各个部门的生产，也将影响人们的正常生活，因此要求电力工业必须保证安全生产和成为国民经济中的先行工业，必须有足够的负荷后备容量，以满足日益增长的负荷需要。

根据以上电能生产的特点，电力系统的运行必须满足下列基本要求:1、保证对用户供电的可靠性在任何情况下，都应该尽可能的保证电力系统运行的可靠性。系统运行可靠性的破坏，将引起系统设备损坏或供电中断，以致造成国民经济各部门生产停顿和人民生活秩序的破坏，甚至发生设备和人身事故。

电力用户，对供电可靠性的要求并不一样，即使一个企业中各个部门或车间，对供电持续性的要求也有所差别。根据对供电持续性的要求，可把用户分为三级。

一级负荷：如停止供电，将会危害生命、损坏设备、产生废品和使生产过程混乱，给国民经济带来重大损失，或者使市政生活发生重大混乱。

二级负荷：如停止供电，将造成大量减产，城市大量居民的正常活动受到影响。三级负荷：指所有不属于一级及二级的负荷，如非连续生产的车间及辅助车间和小城镇用电等。

对于一级负荷，至少要由两个独立电源供电，其中每一电源的容量，都应在另一电源发生故障时仍能完全保证一级负荷的用电；对于三级负荷，不需要备用电源；对于二级负荷是否需要备用电源，要进行技术经济比较后才能确定。2、保证电能的良好质量

即要求供电电压(或电流)的波形为较严格的正弦波，保证系统中的频率和电压在一定的允许变动范围以内。我国规程规定：10～35kV及以上电压供电的用户和对电压质量有特殊要求的低压用户电压允许偏移为±5％；频率允许偏移为±0.5Hz。3、保证运行的最大经济性

电力系统运行有三个主要经济指标，即生产每度电的能源消耗(煤耗率、油耗率、水耗率等)，生产每度电的自用电(自用电率)，以及供配每度电在电力网中的电能损耗(线损率)。提高运行经济性，就是在生产和供配某一定数量的电能时，使上列三个指标达到最小。为了实现电力系统的经济运行，必须对整个系统实施最佳经济调度。第三节电力系统对电压的规定为了便于电器制造业的生产标准化和系列化，国家规定了标准电压等级系列。在设计时，应选择最合适的额定电压等级。所谓额定电压，就是某一用电器(电动机、电灯等)、发电机和变压器等在正常运行时具有最大经济效益时的电压。

我国规定了电力设备的统一电压等级标准。电力网中各点的电压是不同的，其变化情况如下图。

设供电给电力网的发电机G是在电压U1下运行的，由于线路中有电压降落，对于由发电机直接配电的部分，线路始端电压U1大于末端电压U2。为便于讨论，设直线U1U2(实际应为折线)代表电压的变化规律，受电器l～4将受到不同的电压。而受电器是按标准化生产的，不可能按照图示各点的不同电压来制造电器，而且电力网中各点的电压，也并不是恒定的。为了使所有受电器的实际端电压与它的额定电压之差最小，显然应该采取一个中间值，即取Ue＝(U1+U2)／2来作为受电器的额定电压。该电压也就规定为电力网的额定电压。

如果认为用电设备一般允许电压偏移±5％，而沿线的电压降一般为l0％，这就要求线路始端电压为额定值的105％，以使其末端电压不低于额定值的95%。发电机接于线路始端，因此，发电机的额定电压取为电力网额定电压的105％。接到电力网始端即发电机电压母线的变压器(如T1)，由于发电机电压一般比电力网额定电压高5％，而且发电机至该变压器间的连线压降较小，为使变压器一次绕组电压与发电机额定电压相配合，可以采用高出电力网额定电压5％的电压作为该变压器一次绕组的额定电压。

接到电力网受电端的变压器(如T2)，其一次绕组可以当做受电器看待,因而其额定电压取与受电器的额定电压即电力网额定电压相等。

由于变压器二次绕组的额定电压，是指变压器空载情况下的额定电压。当变压器带负载运行时，其一,二次绕组均有电压降，二次绕组的端电压将低于其额定电压，如按变压器满载时一、二次绕组压降为5％考虑，为使满载时二次绕组端电压仍高出电力网额定电压5％,则必须选变压器二次绕组（如T1、T2）的额定电压比电力网额定电压高出10％。

当电力网受端变压器供电的线路很短时，如排灌站专用变压器，其线路压降很小，也可采用高出电力网额定电压加上5%(如:3.15，6.3，10.5kV)，作为该变压器二次绕组的额定电压。

由于电力网中各点电压是不同的，而且随着负荷及运行方式的变化,电力网各点的电压也要变化，为了保证电力网各点的电压在各种情况下均符合要求，变压器均有用以改变变压比的若干分接头的绕组(一般为高、中压绕组)。适当地选择变压器的分接头，可调整变压器的出口电压，使用电设备处的电压能够接近它的额定值。无激磁调压变压器高压(或中压)绕组的分接头为Ue±5％或Ue±2*2.5％。有载调压变压器高压绕组的分接头为Ue±3*2.5%或Ue±4*2%。第四节中性点运行方式电力系统中性点接地方式有两大类:一类是中性点直接接地或经过低阻抗接地，称为大接地电流系统；另一类是中性点不接地，经过消弧线圈或高阻抗接地，称为小接地电流系统。其中采用最广泛的是中性点不接地、中性点经过消弧线圈接地和中性点直接接地等三种方式。1、中性点不接地系统

当中性点不接地的系统中发生一相接地时，接在相间电压上的受电器的供电并未遭到破坏，它们可以继续运行，但是这种电网长期在一相接地的状态下运行，也是不能允许的，因为这时非故障相电压升高，绝缘薄弱点很可能被击穿，而引起两相接地短路，将严重地损坏电气设备。所以，在中性点不接地电网中，必须设专门的监察装置，以便使运行人员及时地发现一相接地故障，从而切除电网中的故障部分。

在中性点不接地系统中，当接地的电容电流较大时，在接地处引起的电弧就很难自行熄灭。在接地处还可能出现所谓间隙电弧，即周期地熄灭与重燃的电弧。由于电网是一个具有电感和电容的振荡回路，间歇电弧将引起相对地的过电压，其数值可达(2.5～3)Ux。这种过电压会传输到与接地点有直接电连接的整个电网上，更容易引起另一相对地击穿，而形成两相接地短路。

在电压为3-10kV的电力网中，一相接地时的电容电流不允许大于30A，否则，电弧不能自行熄灭。在20～60kV电压级的电力网中，间歇电弧所引起的过电压，数值更大，对于设备绝缘更为危险，而且由于电压较高，电弧更难自行熄灭。因此，在这些电网中，规定一相接地电流不得大于10A。2、中性点经消弧线圈接地系统

当一相接地电容电流超过了上述的允许值时,可以用中性点经消弧线圈接地的方法来解决，该系统即称为中性点经消弧线圈接地系统。

消弧线圈主要有带气隙的铁芯和套在铁芯上的绕组组成，它们被放在充满变压器油的油箱内。绕组的电阻很小，电抗很大。消弧线圈的电感，可用改变接入绕组的匝数加以调节。显然，在正常的运行状态下，由于系统中性点的电压三相不对称电压，数值很小，所以通过消弧线圈的电流也很小。采用过补偿方式,即使系统的电容电流突然的减少(如某回线路切除)也不会引起谐振，而是离谐振点更远。

在中性点经消弧线圈接地的系统中，一相接地和中性点不接地系统一样，故障相对地电压为零，非故障相对地电压升高至倍，三相线电压仍然保持对称和大小不变，所以也允许暂时运行，但不得超过两小时，消弧线圈的作用对瞬时性接地系统故障尤为重要，因为它使接地处的电流大大减小，电弧可能自动熄灭。接地电流小，还可减轻对附近弱点线路的影响。

在中性点经消弧线圈接地的系统中,各相对地绝缘和中性点不接地系统一样,也必须按线电压设计。3、中性点直接接地系统

中性点的电位在电网的任何工作状态下均保持为零。在这种系统中，当发生一相接地时，这一相直接经过接地点和接地的中性点短路，一相接地短路电流的数值最大，因而应立即使继电保护动作，将故障部分切除。

中性点直接接地或经过电抗器接地系统，在发生一相接地故障时，故障的送电线被切断，因而使用户的供电中断。运行经验表明，在1000V以上的电网中，大多数的一相接地故障，尤其是架空送电线路的一相接地故障，大都具有瞬时的性质，在故障部分切除以后，接地处的绝缘可能迅速恢复，而送电线可以立即恢复工作。目前在中性点直接接地的电网内，为了提高供电可靠性，均装设自动重合闸装置，在系统一相接地线路切除后，立即自动重合，再试送一次，如为瞬时故障，送电即可恢复。

中性点直接接地的主要优点是它在发生一相接地故障时,非故障相地对电压不会增高,因而各相对地绝缘即可按相对地电压考虑。电网的电压愈高，经济效果愈大；而且在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中，单相接地电流往往比正常负荷电流小得多，因而要实现有选择性的接地保护就比较困难，但在中性点直接接地系统中，实现就比较容易，由于接地电流较大，继电保护一般都能迅速而准确地切除故障线路，且保护装置简单，工作可靠。目前我国电力系统中性点的运行方式，大体是：

(1)对于6-10kV系统，由于设备绝缘水平按线电压考虑对于设备造价影响不大，为了提高供电可靠性，一般均采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式。

(2)对于110kV及以上的系统，主要考虑降低设备绝缘水平，简化继电保护装置，一般均采用中性点直接接地的方式。并采用送电线路全线架设避雷线和装设自动重合闸装置等措施，以提高供电可靠性。

(3)20-60kV的系统，是一种中间情况，一般一相接地时的电容电流不很大，网络不很复杂，设备绝缘水平的提高或降低对于造价影响不很显著，所以一般均采用中性点经消弧线圈接地方式。

(4)1KV以下的电网的中性点采用不接地方式运行。但电压为380/220V的系统，采用三相五线制，零线是为了取得相电压，地线是了安全。第二章汽轮发电机第一节QFSN_340_2型汽轮发电机的主要技术参数产品型号 QFSN—340—2额定功率 340MW（氢冷器进水水温38℃）额定功率因数 0.85（滞后）额定电压 20000V额定电流10528A最大容量 400MVA(在额定氢压及功率因数下)额定转速 3000r/min频率 50Hz相数 3极数 2定子线圈接法 YY额定氢压 0.3MPa(g)效率(保证值) ≥98.9短路比(保证值) ≥0.5瞬变电抗Xd′(标么值) ≤0.2超瞬变电抗Xd″(标么值) ≥0.18承担负序能力稳态I2/In ≥10%暂态(I2/In)2t ≥10s励磁性能顶值电压 ≥2倍额定励磁电压电压响应比 ≥2倍额定励磁电压/秒允许强励持续时间 20s噪音(距外壳1m处) ＜85dB(A)发电机最大运输重量195t第二节发电机基本性能1、发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却介质条件下，机端连续输出额定功率为310MW（含励磁变和给水泵功率）。2、在额定功率因数和额定氢压条件下，当发电机出力为330MW时，发电机可长期连续稳定运行。3、发电机最大连续输出功率与汽轮机的最大保证输出功率(T—MCR)相匹配，此时功率因数和氢压均为额定值。长期连续运行时，各部分温度(温升)，不超过国标GB/T7064—1996《透平型同步电机的技术规范》中表9、表10中规定的数值。4、发电机定子额定电压为20000V。额定功率因数为0.85(滞后)；额定转速为3000r/min，频率为50Hz。5、发电机冷却方式为水、氢、氢。6、发电机具有失磁异步运行、进相运行和调峰运行的能力。7、发电机的励磁型式，采用自并励静止励磁系统。8、发电机漏氢量在额定氢压下保证小于10m3/249、发电机的年运行小时数7500小时，年利用小时数6500小时。大修间隔不少于四年，小修间隔为每年一次。10、所使用的单位为国家法定计量单位制。11、发电机运转层标高为12.6m。12、发电机使用寿命为30年。13、发电机技术规范：13.1发电机定子出线端数目为6个，发电机定子出线的相序按电厂工程总体布置的要求为:从发电机端向汽轮机端看,从左至右为C、B、A。13.2发电机旋转方向，由汽轮机端向发电机端看为顺时针方向。13.3发电机氢系统的技术条件：13.3.1发电机的冷氢温度不超过46℃。氢冷却器冷却水进水温度不超过3313.3.2氢气纯度不低于95%时，能在额定条件下发出额定功率。13.3.3机壳和端盖，能承受压力为1.0MPa(g)历时15min的水压试验，以保证运行时内部氢爆不危及人身安全。13.3.4氢气冷却器，试验水压不低于工作水压的2倍。13.3.5冷却器按单边承受0.8MPa(g)压力设计。13.4发电机水冷系统的技术条件：13.4.1线圈冷却水的进水温度范围40～50℃，出水温度不大于85℃，内冷水系统设置电加热器等自动调节装置，其功率满足快速开机的要求,冷却水温度波动范围不超过13.4.2水质透明纯净，无机械混杂物，在水温为20℃导电率 0.5～1.5μs/cm(定子线圈独立水系统)PH值 7.0～8.0总硬度 ＜2微克当量/升含氨量(NH3) 微量13.4.3在定子每槽内上、下层线圈间埋置双支热电阻(Pt100)二个(其中一个备用)，每根绝缘引水管出口端安装测量出水温度的热电阻(Pt100)各一个。上述各热电阻均采用三线制。13.4.4定子水路进、出水处各装一个热电阻(Pt100)和温度开关，1个温度插座。13.4.5发电机设断水保护措施，其定子内冷却水允许断水持续运行时间为30秒。13.5发电机测温：13.5.1在每个端盖和定子机座上温度最高点处均埋设一个温度计。13.5.2氢气冷却器进、出风处各装一个Pt100热电阻温度计、温度开关及温度插座。13.5.3各轴承上，均装设测量油温的温度计，并在出油管上设有视察窗和测温插座。在各轴瓦上安装遥测温度的双支热电阻(Pt100)温度开关。13.5.4在定子铁芯齿部和轭部装设18个双支热电阻(Pt100，三线制)。13.5.5在定子端部压指、压圈和边段铁芯等处永久性装设24个双支热电阻(Pt100，三线制)。13.6发电机定、转子各部分温度的温升的限值，符合国标GB/T7064—1996“透平型同步发电机的技术规范”中表9、表10的规定。其中F级绝缘其允许温升符合GB755—87的规定。13.7发电机轴承排油温度不超过70℃，轴瓦金属最高温度不超过9013.8电压和频率变化范围发电机在额定功率因数下，电压变化范围为±5%，频率变化范围为±2%时，能连续输出额定功率。当发电机电压变化为±5%，频率变化为－5%~-2%及+2%~+3%的范围运行时，输出功率、温升值、运行时间及允许发生的次数满足下表要求：电压（KV）21.020.519.519.021.020.519.519.0频率（Hz）47.547.547.547.551.551.551.551.5有功功率（MW）298269279295310310303295定子铁芯极限温升（K）37.537.136.036.037.037.036.235.0转子绕组极限温升（K）5757575757555149每次（min）11113333在发电机寿命期内（次）1801801801801010101013.9发电机组各部位允许振动值轴、轴承振动值。发电机与汽轮机组或轴系在额定转速下运转时，轴、轴承座在二个座标方向的允许振动值(双振幅)见下表：发电机极数轴承振动值小0.025mm轴振动值小于0.076mm备注二极机水平、垂直相同发电机备有装设测振器的位置，满足装设轴承大轴振动监测仪表的要求。13.9.2发电机定子机座、端盖和线圈端部及其引线、汇水管及其引出波纹管的自振频率避开基频和倍频±15%以上，本机组计算值如下表，并在下表中提供实测值：部位计算值（Hz）实测值（Hz）机座焊后121铁芯装配后198装上端盖后125定子绕组端部定子引线装配后的汇流管及引出波纹管（法兰处）实测值：施工、安装完毕后，以现场测试结果为准。冷态下端部绕组模态试验的椭园型固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、过渡引线固有振动频率（fz）满足下列范围要求:13.9.临界转速离开额定转速的±15%，通过临界转速时，轴承的振动值不大于0.08mm,轴振值不大于013.10定子绕组三相直流电阻值在冷态下，任何两相阻值差，排除由于引线长度不同引起的误差后，不超过其最小值的1%。13.11气体冷却器当1/4冷却器组因故停用时，发电机仍能承担85%额定功率连续运行，而不超过允许温升。13.12发电机定子绕组在空载及额定电压下，其线电压波形正弦性畸变率不超过1.5%。13.13发电机电话谐波因数不超过1%(从额定频率至5000Hz范围内的全部谐波)。13.14采取有效的技术措施，防止有害的轴电压和轴电流，并使转子轴具有良好的接地。发电机励端轴承座有双重绝缘，可以测量轴电压。13.15发电机具有一定的短时过负荷能力。13.15.1定子绕组能承受下列短时过电流。运行时不发生有害变形及接头开焊等情况。过电流时间(s)103060120定子电流(%)22015413011613.15.2过电流时间(s)103060120励磁电压(%)20814612511213.16发电机具备失磁异步运行的能力。当励磁系统故障后，在电网条件允许时发电机保证能带50%额定有功功率稳态异步运行15min。13.17进相运行能力，发电机保证在进相功率因数(超前)为0.95时满负荷长期连续运行。进相运行时的限制因素为端部漏磁场引起的端部发热，发电机在结构上采取如下措施保证：13.17.1定子边段铁芯减薄且齿顶部呈阶梯状；13.17.2齿中部开小槽，减少涡流损耗；13.17.3定子铁芯端部采用非磁性钢压指，非磁性钢铸钢压圈；13.17.4定子铁芯压圈外侧设置整体铜屏蔽环；13.17.5转子护环采用非磁性18Mn18Cr；13.17.6转子本体长度比定子铁芯长度短，两端各短25mm。13.18发电机具有调峰运行能力，当电网需要时，发电机保证满足在满负荷的40%～100%之间大幅度变化的要求。满足启停次数每年250次，总计不少于10000次，而不产生有害变形。发电机适应汽轮机启动方式和负荷变化率的要求。第三节发电机定子结构发电机的定子由机座、铁芯、线圈等部件组成。如下左图：1-机座2-铁芯3-线圈机座是用来固定铁芯的，对于悬式发电机，机座用来承受转动部分的全部重量；铁芯是发电机磁路的一部分；线圈则形成发电机的电路。1、机座

发电机的机座主要作用是：

1.作为定子铁芯叠片的支撑结构；

2.承受定子的扭矩,并将其传至底脚；

3.构成冷却气体的通道；

4.构成轴承,机架和冷却器的支撑结构；2、定子铁芯

定子铁芯是定子的主要磁路，同时也是定子绕组的安装和固定部件。定子铁芯由扇形冲片、通风槽片、齿压板、拉紧螺栓、托块、定位筋等部件组成，如下右图：1-定位筋2-扇开片3-齿压板4-拉紧螺杆5-固定片6-通风槽片7-下齿压板8-托块3、线圈

大型发电机的定子绕组大部分采用条式线圈(亦称线棒)双层波绕组，条式波绕组的特点是端部连接少，拆换方便。对于水冷发电机，也可以采用单层波绕组，这样可以简化冷却水管路。

定子结构示意图第二节发电机定子绕组

组成绕组的基本单元称为元件。一个元件由两条元件边和端接线组成，如图一为双层绕组在槽内的布置图一叠绕元件图二波绕元件元件边置于槽内，能"切割"主机磁场而感应电动势，亦称有效边。端接线在铁芯之外，不"切割"磁场，故不能产生感应电动势，仅起连接线作用。每个元件可以是单匝，亦可以是多匝。(如图二)表示一个两匝的叠绕和波绕元件。元件依次的嵌放在电枢槽内，一条有效边放在槽的上层，另一条放在另一槽的下层，构成双层绕组。1、叠绕组

绕组嵌线时，相邻的两个串联线圈中。后一个线圈紧叠在前一个线圈上，这种绕组称为叠绕组。在绕组中，每一个极相组内部的线圈是依次串联的。不同磁极下的各个极相组之间视具体的需要既可结成串联，亦可结成并联。2、波绕组对多级、支路导线截面较大的交流电机，为节约极间连线用铜，常常采用波绕组。水轮发电机的定子基本上都采用波绕组接线。波绕组的特点是，两个连接的单匝线圈成波浪型前进，如右图：和叠绕组相比较。两者的相带划分和槽号分配完全相同，但是线圈之间的连接顺序和端布形状不同。波绕组的连接规律是，把所有同一极性下属于同一相的线圈按波浪型依次串联起来，组成一组；再把所有另一级性下属同一相的线圈按波浪形状依次串联起来，组成另一组；最后把这两大组线圈根据需要结成串联或并联，以构成一相绕组。

第三节发电机定子检修1、发电机定子检修标准项目有：

1.1检查端盖、护板、导风板、衬垫等；

检查清扫定子绕组引出线和套管；

1.2检查和清扫绕组端部绝缘、绑线、垫块、支架及端箍等；

1.3检查和清扫铁芯、通风沟、槽楔，更换少量不合格槽楔；

1.4定子绕组反冲洗及水压试验（水冷发电机）；

1.5定子绕组预防性试验和定子喷漆。2、进入定子膛内的注意事项：

2.1进入定子膛内进行检修，应在定子膛内铺早橡皮垫或绝缘纸板，任何情况下都禁止踏压在线圈上，以免损伤线圈。

2.2凡进行定子内的工作人员，必须穿专用工作服和软底鞋，身上不得携带其它物件。使用的工具必须登记，工作中要采取可靠措施，避免损伤铁芯、线圈。防止小型物件或碎屑等掉入定子膛内。

2.3无关人员不许进入定子内，每天开工后和收工前要仔细检查，发现异常要及时汇报。

2.4在整个检修期间，要注意随时用蓬布封闭定子，每天收工都应对所用工具、另件等进行清点，不得遗失。

2.5检修过程中发现问题，应随时画出标记，回报班组及车间研究处理。

3、定子的清扫

3.1解体后首先对定子线圈、槽口、铁芯等部位进行检看，观察有无电晕及其它异常情况，然后对定子进行全面清扫。吹扫时必须是无油质、干燥的压缩空气，其压力不得超过2.5kg表压力，以防止压力过大吹坏绝缘和表面漆层。

3.2清理线圈或铁芯上的油垢时，可用干净柔软的擦布浸少量汽油进行清理。除去油垢后再用干擦布擦干净。清理线圈缝隙中的积灰油垢时，可用竹签垫擦布进行清理，不得使用螺丝刀等金属制做的工具。

4、定子的检查：

4.1检查端部线圈的绝缘有无损伤、鼓涨、变色、裂纹、漆皮脱落或其它异常情况。注意连接线所有焊接头处绝缘有无变色、过热迹象。

4.2检查端部线圈有无位移、变形。垫块及绑线是否松动断裂、脱落。所有结合部位的绝缘有无磨损，固定螺丝及支架等有无松动、断裂、变色等情况。

4.3检查端部铁芯压环有无发生热变情况。

4.4检查槽楔及绝缘垫片有无松动、断裂、退出、变色情况。

4.5进入定子膛内详细检查铁芯所有通风沟是否有堵塞和遗物。从通风沟内观察定子线棒有无绝缘损伤、变色、裂纹、鼓涨等情况。

4.6检查定子铁芯有无局部过热、松动、碰撞、生锈等情况。

4.7检查两端部的下挡风板各紧固螺丝，有无松动及其它异常情况。

4.8检查引出线固定是否牢固，绝缘有无松弛、破裂等情况。

4.9检查底座螺丝是否牢固。

5、定子的检修：

5.1槽楔如有松动时，应把松动的槽楔退出来垫上绝缘垫条重新打紧。在打槽楔前，应用干燥清洁的压缩空气将槽内吹净。在拆装槽楔过程中，应用专用打槽楔工具，并做好措施，严防损坏线圈绝缘和铁芯。

5.2若铁芯有锈斑时，应用绝缘板或竹片做成铲子状，把锈斑小心地铲掉，用压缩空气吹净，然后涂上绝缘漆。锈斑严重时应做铁芯发热试验。

5.3铁芯松动时，应在松动的铁芯片间打入出母片塞紧，并涂上绝缘漆。

5.4绑线松动或断裂时，应拆除重新绑扎，绑好后涂上绝缘漆。

5.5若端部线圈下移时，应根据具体情况在线圈下部加辅助支承箱，而不应使其复位，以防绝缘损坏。

5.6端部接头处外包绝缘发热变色时，则表明接头质量不好，应拆开重新焊接。

5.7槽口绝缘若有损坏时，可用环氧树脂板剪成三角状，涂上绝缘漆，用木锤打进塞紧。

5.8端部线圈绝缘发生磨破松开情况时，应重新包扎，并涂以绝缘漆第三节转子结构

发电机转子由主轴、轮毂、轮臂、磁轭、端压板、风扇、磁极、制动闸板等组成，如左上图所示。其中：1-主轴2-轮毂3-转臂4-磁轭5-压板6-风扇7-磁极8-制动闸板

主轴是用来传递转矩，并承受转动部分的轴向力，通常用高强度钢整体锻成，或由铸造的法兰与锻造的轴筒拼焊而成；轮毂是主轴与轮臂之间的连接件；轮臂是用来固定磁轭并传递扭矩的，大、中型机组的轮臂一般为焊接结构；磁轭的主要作用是产生转动惯量和挂装磁极，同时也是磁路的一部分，直径小于4m的磁轭可用铸钢或整圆的厚钢板组成，大于4m时则由3～5mm的钢板冲片叠成一整圆，用键固定在轮臂外端；磁极是产生磁场的主要部件，由磁极铁芯、励磁线圈和阻尼绕组三部分组成，并用“T”形结构固定在磁轭上。

第四节转子绕组转子磁极结构图

汽轮发电机为凸极式同步电机。同步电机主要用来作为发电机运行。现代社会中使用的交流电能，几乎全由同步发电机产生。

同步电机一般在定子上放置电枢绕组，在转子上装了磁极，磁极上套励磁绕组(如用永久磁铁做成磁极，就不用励磁绕组了)。当作为发电机运行时，励磁绕组中通入直流电流，电机内部产生磁场，由原动机拖动电机的转子旋转，定子切割磁力线，在定子绕组中就会产生感应交流电动势。

现在来解释一下同步。交流电动势的频率f决定于极对数p和转子的转速n，即f=p*n/60。式中，频率单位为Hz，转速单位是r/min。由式可以看出，当电机的极对数和转速一定时，发出交流电的频率也是一定的。我国的电力系统中，规定交流电流的频率为50Hz。因此，当电机为一对极时，电机的转速必是3000r/min；电机为二对极时，电机转速必是1500r/min，依此类推。

由此可见,当电机的极对数一定时，它的转速n和频率f之间有严格的关系，电机专业的术语就是"同步"。汽轮发电机的励磁绕组是用扁铜线绕成的同心螺旋式线圈。励磁绕组的固定是个很重要的问题。磁极正式挂装前，应作必要的检查与修理。检查磁极背部与磁轭的接触面是否平整，端压板有无高出铁芯的地方，如不平或有高出的地方，应用砂轮机修磨。磁极线圈应用压紧工具压紧，以防止磁极安装后线圈因不紧而产生振动，增加了机组的杂音。

磁极装好后，应根据平衡后决定的位置，在每个磁极“T”尾上端面上打上顺序编号，然后进行正式挂装。第五节发电机转子及其他设备检修发电机滑环的检查滑环的检修首先要检测其对地绝缘状况，清扫滑环本体上积聚的灰尘和碳粉，特别是滑环内径与转子的配合处的绝缘抱箍要清扫干净。测量对滴绝缘电阻，一般要求在0.5MΩ以上。转子绝缘过低时，可能由于是滑环两端缠绕浸漆紧固带长期运行开裂后，碳粉侵入造成的，所以要将紧固带拆除后再测转子绝缘。如果彻底清扫后绝缘仍不合格，可以考虑卸下转自的两个小导电螺钉，分别测量两个滑环和发电机的转子绕组。仍是滑环问题时，可能滑环下绝缘套箍产生裂纹或老化失效，必须更换套箍。如果判断为绕组绝缘不好，还要进一步分析绝缘薄弱环节是出在绕组端部、槽口还是直线部位，是由于绝缘老化所致，还是由于下线质量工艺问题或绝缘材料本身问题，以便于采取相应的办法。机组滑环两端缠绕的紧固带在恢复时，注意绕向与转子旋转方向一致。缠玩紧固带后，要多刷几次绝缘漆，使其尽量平滑。滑环表面的状况，是影响其运行稳定性的主要因数之一，要求滑环表面不平度应小于0.5mm，椭圆度应不大于0.05mm，否则会影响电刷与滑环滑动接触的吻合程度。尤其在发电机负荷变化的情况下，造成转子轴向串动，电刷工作于不同的工作面上，会破坏原来滑动接触面，将使电刷运行劣化，甚至无法运行。对滑环椭圆度的限制同样非常重要。椭圆度过大时，造成电刷运行周期跳动，滑动接触的稳定性下降，电刷不能正常工作，严重时会造成电刷破损，同时也影响了刷盒的使用寿命。如果滑环的几何形状严重超标，必须进行车削处理。有些滑环表面钻有许多孔，这些孔起风扇的作用。检修时，必须将这些孔清扫干净，不能有碳粉堵塞，否则会影响散热效果。滑环上车有螺旋沟，主要用来随时排除碳粉，所以车削滑环后要检测螺旋沟的深度，深度减少到原深度的2/3时，也要车削，加深螺旋沟。滑环过热是比较常见的情况，这由多种因素造成的，如电刷制造的质量、刷盒的形式以及安装方式、弹簧压力、环境温度和湿度的影响、基础台板振动情况等，甚至可能是由于滑环本身材质不好造成的，要多方面综合分析。转子护环的检查发电机转子绕组的两端各安装一个护环，用于径向上限制端部绕组的活动。一般用反磁钢制成，与转自本体之间采用过盈配合。护环内部通过扇形瓦紧压在端部绕组上。发电机转子护环的常规检查，还包括测量护环与转子本体之间的轴向间隙大小，以确定配合面是否有松脱歪斜现象。这个测量的结果还要与历次大修测量结果比较，以进一步判断护环的轴向间隙是否发生变化。互换的轴向限位是靠环键来完成的。正常状态下环键卡在护环槽内一半。卡在转子本体配合面槽内一半，所以有些机组在环与转子配合的周向槽的位置，钻有若干个小孔，我们可以通过测量这些小孔的深度，检查到环键的弹开度，确定环键是否在正常状态下工作。转子铁心检查发电机转子铁心的检查，首先要对其中心孔进行检查。一般是将汽端轴头上的密封盖打开，清理干净轴孔中的锈迹，再对其探伤，检查有无裂纹等缺陷。检查结束后要清扫密封面，采用耐高温石棉板作密封垫密封，切勿用橡胶板，防止长期在高温下运行橡胶板老化泄露氢气。在励端转子中心孔安装了中心导电杆，无法进行探伤，一般情况下也不要求检验。转子铁心需要检验的另一个部位是转子绕组的槽口。个别发电机可能由于在特殊环境中运行，转子负序电流过大，使与两端部槽楔接触部位的铁心严重过热，甚至造成铁心裂纹。护环与两端部接触处的过热，也能比较明显的表现出来，它通常使端部铁心上的覆盖漆变色，清除覆盖漆后，能看到金属过热的痕迹。有过异常运行的机组，如非全相运行，异步启动等应特别仔细检查。四、发电机转子槽楔的检查发电机转子槽楔限制着转子绕组的径向移动，保证转子绕组各匝之间以及槽楔与风道之间没有相对变化，使转子风路通畅。但是转子槽楔过紧，会限制绕组在不同负荷下的自由伸缩，造成绕组疲劳变形或绝缘损坏，因此转子槽楔应松紧适中。采用松打工艺的槽楔，经过长期运行后，可能发生轴向移位，使楔下的电条移位，影响部分风路，为此通常在转子的每个风段间，用洋冲把本体上铁心边缘冲起一点，以限制整段槽楔比较大的位移。如果每段风区槽楔数量多，风区长，也可以在同一风区内每间隔几个槽楔冲一下。五、转子绕组及绝缘的检查应检查转子通风孔楔下绝缘是否有过热现象。某些发电机转子可能会因为端部风路设计不合理，进入转子内部风量不足或由于楔下垫条位移，堵塞转子风路，影响散热，使绝缘老化。如果发现楔下垫条及可见的匝间绝缘已经变色，不可见部分的匝间绝缘过热问题会更加严重，尤其对多路风区结构的转子，其出风区匝间的过热同比进风区严重的多，要结合机组检修跟踪转子绝缘状况，主要是转子匝间绝缘的监测。为解决转子绕组过热的问题，很多发电机安装了气隙隔板，使端部的风量分配更趋合理，有效缓解了转子绕组的过热。转子采用多风路的机组，在定子膛内与各风区分界的地方安装风区隔板，能有效避免冷热介质的混流现象，提高冷却效率。端部是转子绕组的薄弱部分。机组正常运行时，转子通入比较大的直流电流，在铜线上产生铜耗而发热。靠离心力的作用，各层绕组压向护环内表面。发电机带不同负荷时，各种损耗发生变化，机内温度不一样，影响转子绕组的轴向位移也不一样，使铜线、绝缘体和转子铁心之间均产生相对位移。这种位移会发生周期性的变化，使层间或匝间绝缘损坏，造成匝间短路或接地。经常处于调峰状态的机组，转子绕组铜线伸缩变化频繁，当超出铜线蠕变能力后，端部绕组产生塑性变形，严重时造成不同槽的转子绕组间的短路。六、转子流量、气密试验6.1流量试验。很多制造厂要求做转子风路的通风能力试验。尤其是多路通风系统的转子，每个风区每个风孔都要进行测试，以便相互之间与历史记录比较。通过测试能发现风孔进入异物、绝缘凸起堵塞风道等缺陷。发现问题后要用压缩空气正、反两个方向吹洗风道。国产发电机的流量试验按JB/T6229-1992《汽轮发电机转子直接氢冷通风道检验方法及限值》中的规定进行，标准如下：6.1.1试验风压：1000±50Pa。6.1.2端部通风道检验限制：各风区风道的平均等效风速不低于4m/s，不允许存在等效风速低于6m/s的通风道，等效风速低于8m/s的通风道不允许超过10个，每槽不允许超过10个。6.1.3槽部通风道检验限制：各风区风道的平均等效风速不允许低于4m/s，不允许存在等效风速低于2m/s的通风道，整个转子槽部等效风速低于2.5m/s的通风道不允许超过15个，每槽不允许超过2个，且这两个不允许在相邻位置出现。气密试验时可用无水乙醇检查导电螺钉的密封效果，但不允许用肥皂水，以免影响转子绕组绝缘。转子气密性不好，也可能由于汽、励端轴头的堵板密封垫泄漏所致。需要更换石棉纸板，以恢复转子气密性。但切不可用橡胶板，防止老化泄露。七、发电机冷却器的检修7.1水压试验冷却器检修时，首先要对冷却器进行水压试验，鉴定是否有泄漏现象。国产发电机按JB/T6227-1992≤氢冷发电机密封性检验方法及评定≥中的规定进行，试验水压Pn＋Po，其中Pn为工作水压，Po为标准大气压力，试验时间为6h，压降不大于起始压力的0.08％。7.2清扫、除锈检查无泄漏后，将前后水室盖解体，用钢丝圆刷清扫每根水管内部。全部清扫完毕后，再用清水清洗。清理管板时要注意不要打坏胀口部分。冷却管束的外侧可能会沾上油污杂物，影响冷却效果，要认真清扫，必要时用NaH2PO4溶解液清洗，最后用清水彻底清洗。冷却器两端水室盖通常锈蚀比较严重，需要将锈垢用工具全部铲除，清扫后刷防腐漆。7.3组装冷却器全部检修完毕组装时，要将密封垫全部更换，组装后按标准进行水压试验。八、气体管道阀门的检修8.1更换全部法兰垫8.2检查管路焊口有无泄漏8.3检查管路固定是否良好，卡子是否有脱落。8.4检查阀门是否有损坏或泄漏，更换损坏或泄漏的阀门。九、氢气干燥器的检修9.1对于硅胶吸附式干燥器，应更换硅胶。9.2对于有压缩机的冷凝式除湿机，应进行以下工作：9.2.1检查氟利昂的压力，如果压力低应补充氟利昂。9.2.2检查冷冻油是否变质，如果变质应更换冷冻油。9.2.3检查冷却水是否通畅，清扫过滤器。9.3对半导体冷凝式除湿机，应清扫冷却水管道用滤网。十、汽轮发电机检修时应注意的几个问题10.1首先研究图纸，掌握设备结构，尤其是重点和关键部位。防止由于结构不清，生拆硬卸，造成设备损坏。10.2严格遵守规程规定，防止违章和无序作业。防止无关人员擅自进入作业区，做好保卫工作。10.3发电机检修的作业人员，必须身着无金属饰物、纽扣的连体服。带入机内的工器具登记上账，防止物品遗留机内。10.4建立责任制。要求记录清楚每个工作人员作业的项目、时间等，实行三级验收制。第六节发电机反事故措施的要求防止发电机损坏事故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[1999]519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。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94～115Hz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-25～0℃露点温度，当发电机停机备用时，若发电机内温度低于10℃，则氢气湿度不得高于露点温度-5℃2.2.4制氢站出口氢气湿度标准为露点温度≤-40℃，对300、600MW及新建200MW发电机，在常压下露点≤-502.2.5氢气的冷风温度，对间接冷却的发电机为30～40℃，对直接冷却的发电机为35～46℃，对水氢冷的发电机，冷风湿度要低于进水温度3～3、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5000～8000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。3.4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：石洞口一厂—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AVR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150×深3mm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，应及时查明其原因，并抓紧进行处理，防止铁芯损坏。5.6100MW及以上的发电机应尽可能装设100%的接地保护。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。200MW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）18～20300～60015.7.1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。5.7.2200MW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。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、防止发电机组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0.5～1.0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。..49.1.5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，125MW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.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℃.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。..49.3.510、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2×10-4T，其他部件小于10×10-4T。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300MW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0.5MΩ，对水内冷发电机转子绕组绝缘电阻值在室温下不小于5KΩ，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、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。10.11100MW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2mm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—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180MW，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。22：17′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10MΩ，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，判断保护装置有问题，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。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，已发现接地保护装置只有低值动作信号，没有高值报警信号，怀疑转子接地保护装置有问题，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。另外检查装置转子测量回路是否正常。3、机组小修时，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、防止氢冷发电机组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%时应补氢，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℃，氢气进风温度到35～4011.4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，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。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—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3000rpm，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1000A。⑴9：57，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；⑴9：57′：39.785″，发电机转子回路一点接地保护高阻动作报警；⑵9：57′：42.585″，发电机转子回路一点接地保护低阻动作报警；⑶10：12′：20.21″，发电机转子回路一点接地保护高阻动作报警；⑷10：22′：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点钟位置（＃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）氢气系统中未设置合理的氢气纯度化验取样点，使用气体置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，并在该排污管上设置取样口，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