发电机损坏预防措施

一、防止定子绕组端部松动引起相间短路。
1 、检修时检查定子绕组端部线圈及结构件紧固情况。对存在松动和磨损的部位应详细记录并查明原因，及时处理。当发现端部有环氧泥时，必须仔细查找原因，必要时用内窥镜检查下层线圈背部等处绝缘外观情况。
① 机组大修时，严格执行发电机检修工艺规程，对定子绕组端部线圈及结构件紧固情况认真检查，并作详细记录。
② 对于无法直接检查的部位用内窥镜仔细检查绝缘外观情况。
③ 进一步完善发电机检修作业指导书，并严格按照发布的发电机检修作业指导书对发电机进行检修。
2 、200MW及以上容量的发电机，在新机安装和每次大修时以及发生定子相间短路故障和定子改造后，均应作定子绕组端部振型模态试验，并对每次试验数据归档保存，以掌握发电机的状态变化。发现问题应按DL/T735《大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评价》的要求采取针对性改进措施。
① 机组大修时加强发电机定子绕组端部的检查。
② 机组大修时作定子绕组端部振型模态试验，加强对绕组端部震动的监督。
③ 对于试验结果不合格但运行中尚未发现异常的发电机，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。
3 、对新机应要求制造厂能提供较高质量的模态试验合格产品，并提供定子绕组端部模态出厂试验原始数据。
发电机出厂时其端部模态试验均合格，已将其出厂试验数据归档保存。
4 、对模态试验判为不合格的发电机（振型为椭圆、固有频率在94Hz～115Hz之间）,经局部调整不能解决问题的,应考虑进行端部结构改造,但改造的具体方案应由电厂汇同科研、制造部门的有关专家先期进行可行性论证。对于虽然试验结果不合格经论证暂不进行改造的机组，建议考虑在线圈端部加装在线监测振动装置。振动传感器首选光纤原理的探头，测振系统应选用性能可靠、业绩好的产品。振动监测点的定位应结合模态试验选取在线圈端部可能发生较大振动的位置上。在线监测装置应作好调试、维护和定期检验工作，确保装置长期可靠运行。
二、防止定子绕组相间短路。
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。
① 发电机检修时，要对过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘进行检查、并做电位外移试验。
② 定子绕组作直流耐压试验时，电压值取2.5Un。
③ 进一步完善发电机检修作业指导书，并严格按照发布的发电机检修作业指导书及《电力设备预防性试验规程》对发电机进行检修、试验。
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。
2.1 认真执行DL/T651《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》，控制发电机内氢气湿度保持在机内压力下露点温度在-25℃～0℃之间；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。
① 严格执行有关氢气湿度标准。发电机露点温度保持在-25℃～0℃，氢气湿度保持合格运行。
② 发电机停机备用时，若发电机内温度低于10℃，则氢气湿度不高于露点温度-5℃。
③ 加强制氢站出口氢气湿度管理，努力提高除湿机的维护检修质量，并根据机内氢气湿度的变化情况及时调整除湿机的运行状态，确保湿度的稳定。
④ 定期检验湿度仪，并提高操作人员技能，保证对氢气湿度检验准确。
2.2 确保发电机氢气干燥器处于良好的工作状态，定时检查设备运行状态并排除除湿积水，对设备故障应及时检修消缺，对除湿效果达不到要求的设备应积极进行技术改造和更换。新设备选型应首选除湿效果好、工作可靠的分子筛吸附式干燥器，并带有自循环风机，以保证发电机组停机时仍可继续除湿。
① 冷冻式除湿机存在易出现漏氟、压缩机损坏、工作性能易受环境温度影响而使除湿效果下降的缺陷，所以应在其工作出力下降时及早改造，选用除湿效果好、工作可靠带有自循环风机的分子筛吸附式除湿机。
② 加强除湿机定期排水工作的管理和考核。
③ 因氢气湿度大时，会危害转子护环，所以发电机大修时，作转子护环的表面探伤检查和覆膜金相检查，特别是那些材质为 50Mn18Cr4WN的护环更应加强检查，并在必要时更换为抗应力腐蚀的18Mn18Cr材质的护环。
2.3 制氢站及发电机内氢气湿度的检测仪表，应首选性能可靠的镜面式露点仪。用于检测发电机内氢气的湿度仪应有防止油污染破坏测量效果的有力措施。在线检测的仪表，应保证具有能长期可靠工作的读数准确、防爆、防油污等基本功能要求。要防止因湿度仪表计量失准对运行人员的误导。
2.4 切实采取有效措施确保压差阀、平衡阀跟踪特性良好，防止向发电机内漏油。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。发电机密封油含水量等指标，应安DL/T705《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》严格控制，并应列入定期检测项目。
① 加强两阀的运行情况的检查，重点监视氢-空侧油压差的运行状况，并保证油质良好、无杂物。
② 加装密封油箱采样口，确保密封油中含水量在50mg/L以下。
三、防止定、转子水路堵塞、漏水。
1 、防止水路堵塞过热。
① 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应采用聚四氟乙烯垫圈。
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，对内冷水系统及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。
③ 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。
发电机大修时用超声波流量计在汽、励两侧的聚四氟乙烯绝缘管上测得进出水的流量，并作好记录，进行数值比较。
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。
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，125MW及以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂，但必须控制pH值为7.0～8.5范围内。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。
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℃，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，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。
a.当定子线圈温度不正常升高或定子线棒温差达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，立即通知检修人员核对温度显示是否正确，若显示无问题，则认为线圈有堵塞现象，应首先进行定子线圈的反冲洗，并汇报生产领导采取措施。。
b、在大小修时，测量各测温点的阻值，并检查各部连接处接触良好。
c、运行人员要对发电机定子线棒层间测温元件的温差及定子线棒引水管出水温差加强监视，当确认定子线棒或定子引水管出水温度异常升高时，立即提高进水压力，加大水流量，必要时减负荷，加强对温度升高点的监视，使温度不超过允许值，并及时对定子线棒反冲洗，冲洗无效时汇报生产领导按规定批准停机。
⑧ 加强内冷水水质监督，当电导率和铜离子超标时，采取换水、投运内冷水小混床等措施使电导率和铜离子合格。对于pH值偏低及系统腐蚀问题，可以增强系统严密性，采取内冷水箱充氮措施，减少或防止氧气及二氧化碳进入内冷水系统方面加以改善；以除盐水为补充水时，可加入微量碱化剂使其pH值在7.0～8.5范围内,确保水质合格。
⑨ 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。
加强巡回检查和技术分析管理工作特别是对定冷水中含氢量的分析，及早发现线棒漏水隐患。
3 、防止转子漏水。
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. 。
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,确保装置反映灵敏、动作可靠。
③ 水内冷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。
四、防止转子匝间短路。
1 、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。
① 加强转子匝间绝缘的检查试验工作，必要时可在机组停机时作交流阻抗试验。
② 在机组大修或必要时对转子绕组端部及焊接部位进行检查。
③ 加强密封油系统的管理，防止密封油进入发电机内部，污染转子各部，使其绝缘恶化。
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。
① 在运行中加强对转子电流、振动的监视，及时发现问题，减小故障的危害。
② 检查发电机转子接地碳刷及接地电阻的运行情况，如有接触不良或接地不好时，应及时处理。
③ 当转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障地点、性质，如系稳定金属短路，应尽快停机处理。
3 、对新机转子、返制造厂进行技术改造和修理的转子，在制造厂内必须进行绕组匝间绝缘的动态检验试验，对达不到JB/T8446《隐极式同步发电机转子匝间短路判别方法》规定要求的，应进行处理直至合格。
五、防止漏氢.
1 、大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。
① 严格执行检修规程有关规定，在机组大小修后，由电气专业负责系统充氮，电气、热工、机检专业分别对自己的设备进行认真查漏，直到气密试验合格。
② 在漏点查找困难时，有时采用氟里昂为介质查漏。但由于氟里昂为破坏臭氧层气体，故应尽量避免使用此气体进行检漏。
③ 大修或必要时，发电机氢冷却器、主励磁极冷却器要进行内部清理并进行水压试验。
④ 大修时，转子抽出后检查滑环下导电螺钉的密封状况及中心孔固定螺钉及中心孔堵板的密封，并进行气密性试验。
⑤ 机组大小修时检查氢气冷却器兰盘、人孔盖板、测温点端子板等处的密封状况，特别是每个测温点端子的密封情况，更要仔细检查。
2 、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。
大小修时，检查出线及中性点套管密封是否良好，密封垫使用耐油橡胶制品，安装时涂抹厌氧密封胶，或使用特殊密封胶处理，并作气密试验。
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。
4 、应注意防氢爆（氢气爆炸条件：在空气中体积含量在4%-75%，起爆能量为0.02Mj），有条件的应在氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内等地方安装漏氢在线监测装置，并有防氢爆措施。 www.ippipp.com
① 加强汽机房内动火前测氢工作，当工作超过4小时时，应重新测量氢气含量。
② 当发电机出线套管等处漏氢时，应加强泄漏点的强迫通风，并悬挂“严禁烟火”标示牌。当泄漏区域内有工作时，工具应轻拿轻放，防止发生火花。
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。
① 为使两阀正常工作，必须保证油质良好、无杂物，运行人员应重点监视氢侧-空侧油压差的运行状况。
② 发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽时，要及时处理，防止因发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，造成密封瓦与轴径的总间隙增大后，造成漏氢或将空气携带入发电机内部。
③ 严格执行检修作业指导书，保证检修质量。
六、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 。

1、 开关非全相期间励磁回路不允许开路。
2、 加强发电机-变压器组出口断路器的日常检查维护工作，尤其是对那些有可能造成开关拒动、误动或开关位置指示错误的部位，应加强维护消缺工作。
3 、在发电机-变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后由经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”以独立的时间元件的第一时限，启动独立的跳闸回路重跳本断路器一次，并发出“断路器三相位置不一致”的动作信号。
4 、发电机-变压器组的电气量保护应启动失灵保护，
七、 防止发电机非同期并网。
1 、发电机组配置的同期装置及其辅助设备应是定型的、合格产品，并有成熟的运行经验。
2 、为避免发电机非同期并网事故的发生，对于新投产机组和大修时对同期装置（包括交流电压回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手开关等）进行过改动或设备更换的机组，在第一次并网前必须进行如下工作：
① 对同期回路及同期装置进行全面、细致的校验和试验，其原理正确并满足设计要求，包括电压回路的极性校核，尤其是同期检查继电器、整步表和自动准同期装置应定期校验。条件允许时，可在电压互感器二次回路加电压（加电压时，应做好安全措施，防止电压反充到一次侧）进行模拟试验，同时检查交流电压回路和整步表、同期检查继电器和自动准同期装置的一致性，确保其性能达到规定要求。
② 进行倒送电试验（新投产机组）或发变组带空母线升压试验时（检修后机组），对并列点两侧电压进行幅值、相位、相序校核，并对同期检查继电器、整步表、自动准同期装置的二次回路进行校验。
③ 进行假同期试验：并列点开关的两侧隔离刀闸断开，带同期电压二次回路进行手动准同期及自动准同期合闸试验。检查同期检查继电器、整步表、自动准同期装置动作的一致性及同期电压二次回路的正确性，检查断路器合闸控制回路的正确性、可靠性。
3 、 在进行同期系统设计时，应设计有同期检查继电器闭锁合闸回路功能，不能以任何理由取消同期检查继电器闭锁回路。
4 、自动准同期装置、准同期装置、整步表和同期检查继电器每年应校核一次。重要的二次回路电缆（如开关合闸二次电缆）应安排定期进行绝缘检查。
5 、自动准同期装置导前时间、导前相角、频差闭锁动作值、压差闭锁动作值与整定值的误差不得大于整定值5%。
6 、每次并网前应在“试验”位检查自动准同期装置是否处于正常状态。自动准同期装置、整步表和同期检查继电器的动作是否一致，当处于正常状态时，按运行规程的要求“投入”自动准同期，进行发电机并网操作。
① 发电机出口刀闸在并网前不要过早合入，在发电机解列后应尽快拉开。
② 当发生直流接地时，应及早查明及消除。
③ 当出现非同期并列时：a 立即解列发电机。b 汇报值长、总工，通知检修人员的测试，详细检查发电机系统，并查明非同期并列的原因。c 经过总工批准后，并列发电机。
八、防止发电机局部过热。
1 、发电机绝缘过热监测装置过热报警时，运行人员应迅速检查发电机本体及检测器的工作状态，确认系故障报警后，立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。
①自动检测装置应加强维护并定期校验，不得随意退出运行。
②当发电机绝缘过热装置过热报警时，应立即通知检修检查及取样进行色谱分析，必要时，停机处理。
2 、应对氢内冷转子进行通风试验。发电机大修时或转子抽出后应对转子风路进行正反向吹扫，此后作每个风斗的通风试验。
九、防止发电机内遗留金属异物。
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做详细检查。
① 进入发电机膛内检修时，必须履行登记和许可手续，必须穿无扣工作服、软底鞋。
② 发电机检修现场应有专人对工具、材料进行管理，并对带入带出发电机内部的工具登记核实。
③ 相关措施写入发电机检修作业指导书内。
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处理。
十、 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1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表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宜作为跳闸。
表1 机定子绕组单相接地故障电流允许值

1 、100兆瓦及以上容量的机组应尽可能装设100%定子接地保护，200MW及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸。但必须将零序基波段保护与零序三次谐波段保护的出口分开，零序基波保护投跳闸，零序三次谐波段保护宜投信号，但应尽快转移负荷，安排停机。
2 、用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点宜在定子接地保护柜内一点接地。
十一、当发电机的转子绕组发生一点接地时,应立即查明故障点（在机内还是机外）与性质.如系稳定性的金属接地,应立即停机处理。
加强对转子集电环、刷架系统的运行维护和及时清理积留的碳粉，运行人员应按时进行巡视，及时发现和处理集电环运行温度高、碳刷打火等故障隐患，防止形成环火造成事故。
① 在机组大小修或停机时，对滑环、碳刷、压簧等进行清扫检查，并清理滑环下积存的碳粉。
② 发现集电环温度高、碳刷打火、振动等异常情况时，及时通知检修人员处理。
③选取碳刷、压簧时要把好质量关，使用合格的高性能产品。
十二、防止励磁系统故障引起发电机损坏。
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。即 有进相运行方式的发电机，应由试验单位协助进行进相试验，以此确定进相深度。调整和检验其低励限制的定值，机组低励限制和保护定值应满足系统进相运行的要求。
当机组进相运行时应满足如下要求：
(1） 失磁、失步保护完好投入；
(2） 220KV母线电压不得低于电网电压曲线要求下限；
(2） 6KV电压不得低于5.7KV；
(5） 定子铁心、线圈及出水温度不超规定值；
(6） 无功、功率因数及功角不得超出要求范围；
（7） 当机组运行不稳定时，应立即将发电机拉回至迟相运行状态，并汇报值长。
3 、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。
4 、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，以防止发电机失去稳定性。
5 、未配置过电压联跳相应磁场开关和事故工况下紧急停机联跳相应磁场开关保护功能时，不允许发电机在手动调节励磁方式下运行。
6 、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。
7 、励磁控制装置的工作电压应可靠，电源要冗余设计，防止励磁控制装置失去工作电源而引发发电机失磁。
8 、在机组起动、停机和其它试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。
9 、机组自动励磁调节器应配置有V/F限制功能。
10 、大修时应检修发电机灭磁开关、励磁机磁场开关及其配套灭磁元件。防止因灭磁开关、励磁机磁场开关误动和灭磁元件故障引起发电机失磁对电力系统产生冲击或引起机组失步运行。
11 、定期检修时，应检查保护动作出口跳发电机开关的可靠性，防止在事故停机状态下，发电机出口开关拒动。
12 、200MW及以上容量的机组，为了便于分析发电机、变压器故障，应配置机组故障录波器。