1、第一節防止定子相間短路第一節防止定子相間短路一、條文11. 1原文： “11. 1防止定子繞組端部松動引起相間短路。檢查定子繞組端部線圈白磨損、緊固情況。200MW及以上的發電機在大修時應做定子繞組端部振型模態試驗，發現問題應采取針對性的改進措施。對模態試驗頻率不合格（振型為橢圓、固有頻率在 94115Hz之間）的發電機，應進行端部結構改造。”發電機在運行時，繞組上要承受100Hz（2倍工頻）的交變電磁力，由此產生 100Hz的繞組振動。由于該交變電磁力與電流的平方成正比，故在容量越大的發電機中，繞組承受的激振力就越大。由于定子繞組端部結構類似懸臂梁，難于像槽中線棒那樣牢固固定，因此，較易于受

2、到電磁力的破壞。通常，設計合理、工藝可靠的端部緊固結構可以保證發電機在正 常振動范圍內長期安全運行，但是，設計和制造質量不良的發電機，有可能在運行一段時間后發生端部緊固結構的松動，進而使線棒絕緣磨損，若不及時處理，最終將發展成災難性的相間短路事故。定子繞組端部松動引起的線棒絕緣磨損而造成的相間短路事故，具有突發性和難于簡單修復的特點，損失往往極為嚴重，所以應引起有關方面的特別重視。例如：1998年9月，盤山電廠1號500MWK氫氫型汽輪發電機，因定子水內冷系 統中氫氣泄漏量激增而停機，抽發電機轉子進行檢查， 發現發電機定子勵磁機側端部大量綁塊已松動、脫落、磨小，兩個下層線棒多處主絕緣（5. 2

3、mm厚）磨損露銅，其中一根線棒磨損最嚴重處空芯銅導線已磨漏。進一步檢查所有線棒，共發現有12處支架松動，22塊綁塊松動，8根線棒絕緣磨損。由于故障發現得比較及時，幸未發生相間短路事故。但是由于定 子線棒絕緣損壞比較嚴重，被迫在現場更換了發電機定子的全部線棒，并更新了定子繞組端部的緊固系統，為此共停機 118天，經濟損失也非常嚴重。又如：石橫電廠6號發電機于1994年11月29日發生了定子相間短路事故，使線棒 嚴重燒損，更換了 24根新線棒，修復后于 1995年1月26日并網發電。運行不到一個月， 于1995年2月22日又第二次發生定子相間短路，定子線棒燒損十分嚴重，被迫全部更換。 兩次事故的主

4、要原因是由于定子繞組端部固定不良，特別是鼻端整體性差，振動過大，導致上、下層線棒電連接導線疲勞斷裂，引起拉弧燒損。另外，通風管振動使絕緣磨損引起環流，通風管裸露，更加重了事故。又如：在澳大利亞的新南威爾士電站4臺500MW發電機，19711973年投入運行，有3臺在運行到1981年時，在8個月內相繼由于發電機端部整體性差發生相間短路事故。 故障點的軟聯接片部位出現了不同程度的疲勞損壞。防止在役發電機定子線棒因松動造成絕緣磨損的主要措施是，加強機組檢修期間發電機定子繞組端部的松動和磨損情況的外觀檢查，以及相應的振動特性試驗工作。每次大修、小修都應當仔細檢查發電機定子繞組端部的緊固情況，仔細查找有

5、無絕緣磨損的痕跡，尤其是發現有環氧泥時，應當借助內窺鏡等工具進行檢查。若發現定子繞組端部結構有松動現象，除應重新緊固外，還應仔細進行振動模態試驗，確認固有頻率已達到規定值（避開94-115Hz）,根據測試結果確定檢修效果。實踐表明，出廠時端部結構模態試驗頻率測試合格的發電機，在運行一段時間后，發電機端部因振動可能逐漸發生松動，發電機端部線棒的固有頻率和模態也就隨之改變，并有可能落入雙倍頻的范圍，從而導致發電機端部線棒發生共振，其更加重了松動和磨損的程度。因此，定期檢查端部結構和進行模態試驗是必要的。另外，雖然有時發現發電機的端部結構達不到要求（固有頻率避不開94115Hz）,但是由于端部結構一

6、時也無法輕易改變，進 行模態試驗至少可以使人們對發電機的質量心中有數，做到有目的地監視運行，從而避免發生災難性的相間短路事故。對端部振動特性存在先天缺陷的發電機，如存在100Hz左右的橢圓振型，建議加裝發電機定子繞組端部振動在線監測裝置，以便實現早期的故障報警。目前，陡河電廠在一臺定子繞組端部振型不合格的發電機上已安裝了定子繞組端部振動在線監測 裝置，并取得較好效果。發電機定子繞組端部振動特性相關的試驗標準有兩個：一是大型汽輪發電機定子端部繞組模態試驗分析和固有頻率測量方法及評定(JB1T 89901999),其主要針對發電機的出廠試驗。二是大型汽輪發電機定子繞組端部動態特性的測量及評定(DL

7、/T 735-2000),其主要針對發電機的檢修。兩者均規定發電機定子繞組端部的線棒固有頻 率和模態應避開 94- 115Hz。 二、條文 11. 2. 1原文：“ 11. 2防止定子繞組相間短路。11. 2. 1加強對大型發電機環形接線、過渡引線、鼻部手包絕緣、引水管水接頭等處絕緣的檢查。按照電力設備預防性試驗規程(DIJT596 - 1996),對定子繞組端部手包絕緣加直流電壓測量，不合格的應及時消缺?！卑l電機環形接線、過渡引線、鼻部手包絕緣、引水管水接頭等處是發電機機械強度 和電氣強度先天性比較薄弱的部位，事故統計表明，其也是發電機定子繞組相間短路事故多發部位。因此，應加強對大型發電機環

8、形接線、過渡引線、鼻部手包絕緣、引水管水接頭等 處絕緣的檢查。我國的發電機運行和檢修經驗表明，發電機定子繞組端部手包絕緣施加直流電壓測量，可以有效地發現上述部位的絕緣缺陷情況。三、條文11. 2. 2原文： “11. 2. 2嚴格控制氫冷發電機氫氣的濕度在規程允許的范圍內，并做好氫氣濕度的控制措施。”發電機內部氫氣濕度過高的主要危害為：一是可能造成發電機定子繞組相間短路事故。濕度過高的環境下，發電機定子繞組線棒絕緣性能下降，易于發生表面爬電、閃絡，以 致拉弧放電，造成短路事故。二是發電機轉子護環應力腐蝕。理論和實踐表明，發電機內部氫氣濕度過高是采用 50Mnl8Cr4Wn材料的發電機轉子護環發

9、生應力腐蝕裂紋的主要誘因。 例如：2000年3月，大同二廠在 5號機組大修中，發現該機組200MWK氫氫型汽輪發電機轉子護環有嚴重裂紋。發電機轉子汽側護環外表面沿周向散布有7條軸向裂紋(有的肉眼已清晰可見)，長度在1328mm間，深度在58mm間，其內表面沿周向散布有 26條裂紋， 長度在1012mm之間，深度在35mm之間，同時發現發電機轉子護環外表面有裂紋處所對 應的內壁也有裂紋。發電機轉子勵側護環外表面完好，其內表面有13條裂紋。由于是在檢修中發現發電機轉子護環有裂紋，從而未發生發電機轉子護環崩毀事故。但因發電機轉子護環存在嚴重裂紋，被迫全部更換。發電機轉子護環產生裂紋的原因是由于在本次

10、大修前，氫氣干燥器(冷凍式)因故退出運行，造成發電機機內氫氣濕度嚴重超標，實測機內露點溫度經常在20C以上，而轉子護環采用不抗應力腐蝕的材料50Mnl8Cr4WN最終導致在發電機轉子護環熱套部位產生應力腐蝕裂紋。又由于該發電機密封油系統存在不時向發電機內部漏油 的問題，并且發電機汽側漏油較為嚴重，因油中含水量大，故汽側氫氣濕度可能更高一些， 從而使發電機轉子汽側護環應力腐蝕裂紋比勵側護環嚴重。在6年前，類似情況也發生在該廠另外一臺同型號的發電機上。據有關統計資料，1987年以來，華北電網42臺發電機轉子護環進行了超聲波檢查 和覆膜金相檢查，發現有應力腐蝕的護環占25. 7%,因應力腐蝕裂紋而更

11、換的護環占16. 6%,護環應力腐蝕問題已嚴重地威脅著發電機的安全運行。目前，降低氫氣濕度的主要措施有如下幾點。(1)嚴格執行有關標準。氫冷發電機氫氣濕度的技術要求(DL/T651 1998)規定了發電機內的氫氣濕度在一 25tOC露點溫度；當發電機停機備用時，若發電機內溫度 低于10C,則氫氣濕度不得高于露點溫度一5C。氫氣濕度不高于露點溫度一 5c (0C)可有效地防止絕緣性能下降和護環應力腐蝕，不低于一25 c的規定是為了防止因過于干燥使絕緣開裂。如果制造廠規定的濕度高于本標準，則應按廠家標準執行。例如：俄羅斯列寧格勒電力電機制造聯合公司 500MW機組運行規程的規定如下。發電機正常運行

12、應保持氫氣相對濕度不大于 15%。在濕度增高至 20%時應查明升 高的原因并采取措施排除； 必要時，可向發電機送人部分新的干燥氫氣， 而它的相對濕度應 不大于10%。當發電機中氫氣達到 20%時應每四小時測量一次濕度。允許發電機在濕度大于 20%,但不超過30%條件下運行；但這種情況一年不超過3次，每次不超過 3晝夜。(2)防止向發電機內漏油。國產發電機漏油現象比較普遍，主要是由于氫壓波動時， 密封油系統的差壓閥和平衡閥跟蹤、調整不好。某些新技術的采用可以明顯改善漏油情況。 此外，根據運行中氫冷發電機用密封油質量標準(DIJT 705- 1999),應采用密封油凈化措施控制油中含水量在 50m

13、* dm3以下，也是為了避免因發電機進油使發電機內部氫氣濕 度驟然升高的有效措施。(3)保持發電機氫氣干燥器運行良好。經驗證明，不論何種型式的干燥器，只要運 行狀態良好，一般總是可以保持發電機內的氫氣濕度低于露點溫度0C。考慮到停機時干燥器一般不工作，可能造成發電機濕度超標，特別是頻繁啟停的調峰發電機存在停機備用時濕度升高問題，建議選購帶有自循環風機的氫氣干燥系統。吸附式干燥器具有故障率低、除濕效果好的優點，宜優先選用。此外，為避免發電機轉子護環應力腐蝕，推薦發電機轉子護環采用抗應力腐蝕的 18Mnl8Cr 材料第二節防止定、轉子水路堵塞、漏水第二節 防止定、轉子水路堵塞、漏水一、條文 11.

14、 3. 1、11. 3. 1. 1、11. 3. 1 . 2原文：“ 11. 3. 1防止水路堵塞過熱。11. 3. 1. 1水內冷系統中的管道、閥門的橡膠密封圈應全部更換成聚四氟乙烯墊圈。11. 3. 1. 2安裝定子內冷水反沖洗系統，定期對定子線棒進行反沖洗。反沖洗系統的所有鋼絲濾網應更換為激光打孔的不銹鋼板新型濾網，防止濾網破碎進入線圈?！?多年來的實踐經驗證明：雜質、異物進入定子冷卻水中是造成定子水內冷系統水路堵塞的主要原因之一。 定子水內冷系統水路堵塞，將使被堵塞水路的水流量減少或斷水，造成繞組絕緣局部過熱損壞，嚴重者絕緣擊穿造成接地事故。例如：1994年濰坊電廠發生 2號300MW

15、發電機定子繞組局部超溫燒損線棒事故。1994年8月13日09: 13,在機組試運行中發電機定子接地保護突然動作、跳閘。事故前有功負荷為296MW無功負荷為160Mvar。檢查發現U相汽側45號槽上層與8號槽下層線棒出 槽口拐彎處絕緣斷裂、擊穿。其事故原因是由于在出廠水壓試驗時，將試驗用的橡皮塞遺留在45號槽上層線棒和 8號槽下層線棒勵端進水三通內，使兩線棒水路完全堵塞，在運行中 兩線棒過熱膨脹，致使應力集中(槽口外拐彎處)外絕緣脹裂，使發電機在試運行中發生定子 接地故障而跳閘停機。因此，定子水內冷系統暢通無阻是保證發電機安全運行的基礎。發電機在長期運行中，定子內冷水沿著一個固定方向流動，有可能

16、在內冷水管的某些部位沉積雜質和污垢。安裝定子內冷水反沖洗系統，改變水流方向，定期對定子線棒進行反沖洗，就可以將這些積存的雜質和污垢沖洗掉， 確保內冷水的冷卻效果。為防止雜質堵塞水路， 首先應將定子水內冷系統中采用的易老化變質或破損掉渣的材料更換為性能優越的材料。例如：定子水內冷系統中管道、閥門的橡膠密封圈， 采用的材料就是易老化變質的材料，應將其更換成化學性能穩定、耐老化性能優越的聚四氟乙烯墊圈。為防止鋼絲濾網銹蝕破碎殘渣進入定子線棒，應將反沖洗系統的所有鋼絲濾網更換為高強度耐腐蝕激光打孔的不銹鋼板新型 濾網。二、條文 1 . 3. 1. 3、11. 3. 1 . 4原文： “11. 3. 1

17、. 3大修時，對水內冷定子、轉子線棒應分路做流量試驗。11. 3. 1. 4擴大發電機兩側匯水母管排污口，并安裝不銹鋼法蘭，以便清除母管中的雜物?！睘榱舜_保發電機正常運行時定子線棒的冷卻效果，防止個別水路發生堵塞，使繞組局部絕緣過熱，大修時應對水內冷定子、轉子線棒做分路流量試驗，以便查出堵塞的分路，進行處理。為了便于清除匯水母管中的雜物，應擴大發電機兩側匯水母管的排污口，同時為防止雜質進入線棒當中，應安裝高強度耐腐蝕的不銹鋼法蘭，以確保發電機的安全運行。三、條文1. 3. 1. 5原文：“11. 3. 1. 5 水內冷發電機水質應嚴格控制規定范圍。水中銅離子含量超標時，為減緩銅管腐蝕， 125

18、M曖以下機組允許運行時在水中加緩蝕劑，但必須控 制pH值大于7. 0。”加強水內冷系統的水質化學監督和水質指標跟蹤分析，確保水內冷發電機水質在規定范圍之內，防止因冷卻水質指標不合格而造成發電機損壞事故。例如：1998年華能岳陽電廠發生 1號362. 5MW汽輪發電機定子線棒絕緣損壞重大 事故。1998年6月17日21: 16, 1號汽輪發電機定子接地保護動作，機組跳閘停機。其事 故原因是由于腐蝕產物將發電機定子2號槽上層線棒和53號槽下層線棒（同一冷卻水路）的端部水路的流通截面嚴重堵塞，水量減少，使線棒得不到充分冷卻而發熱，致使線棒絕緣損壞，在53號槽下層線棒直線端部處將絕緣擊穿造成接地故障。

19、造成定子線棒水路的流通截 面堵塞的主要原因是由于定子水內冷系統及補水系統密封裝置不完善，水質受空氣中二氧化碳污染，導致pH值降到6. 0-6. 3,使空芯銅導線產生腐蝕，定子中水的品質不能完全達 到規程規定的指標，尤其是水中的含銅量經常在300500 gS/dm3,最高日達到 2700 dg/dm&由于水質的長期不合格，當腐蝕產物銅氧化物濃度過高時，在一定條件下，便會從 水中析出，沉積在線棒的通流截面上，造成定子線棒的水路堵塞。四、條文1. 3. 1. 6原文：“11. 3. 1. 6嚴格保持發電機轉子進水支座石棉盤根冷卻水壓低于轉子內冷水進水壓力，以防石棉材料破損物進入轉子分水盒內?！卑l電機

20、轉子進水支座石棉盤根是屬于易損材料，在運行中容易產生破損物。為了防止這些破損物進入轉子分水盒內，堵塞轉子水冷系統， 必須嚴格保持發電機進水支座石棉盤根冷卻水壓低于轉子內冷水進水壓力。五、條文1. 3. 1. 7原文： “11. 3.亞.7定子線棒層間測溫元件的溫差和出水支路的同層各定子線棒引水管出水溫差應加強監視。溫差控制值應按制造廠規定，制造廠未明確規定的， 應按照以下限額執行： 定子線棒層間最高與最低溫度間的溫差達8C或定子線棒引水管出水溫差達8c時應報警，應及時查明原因，此時可降低負荷。 定子線棒溫差達14c或定子引水 管出水溫差達12 C,或任一定子槽內層間測溫元件溫度超過90c或出水

21、溫度超過 85c時，在確認測溫元件無誤后，應立即停機處理?！奔訌妼Χㄗ泳€棒各層間及引水管出水間的溫差監視，可以及時發現內冷回路堵塞的線棒，根據溫差的大小，采取降低負荷或立即停機處理等措施，以避免事故的發生。運行人員可以通過降低發電機負荷來確認測溫元件是否正常。由于發電機定子的發熱量與定子電流平方成正比，因此，當降低發電機負荷時，測溫元件的溫度應有較大幅度的變化。否則，說明測溫元件有問題。 六、條文11. 3. 2原文： “11. 3. 2為防止發電機漏水，重點應對絕緣引水管進行檢查，引水管外表應無傷痕，嚴禁引水管交叉接觸，引水管之間、引水管與端罩之間應保持足夠的絕緣距離。”絕緣引水管是發電機內

22、冷水回路中最易漏水的薄弱環節，因此必須詳細檢查確保引水管無任何傷痕、引水管間無交叉和引水管間以及與端罩間有足夠的絕緣距離。如果引水管交叉接觸， 在正常運行中就會產生相對運動互相摩擦，使管壁磨損變薄而漏水。如果引水管之間以及與端罩間距離較近，就有可能相互之間放電，燒損引水管引起漏水。 七、條文 11. 3. 3、11. 3. 3. 1、11. 3. 3. 2原文：“ 11. 3. 3防止轉子漏水。11. 3. 3.亞水內冷發電機發出漏水報警信號，經判斷確認是發電機漏水時，應立即停機處理。11. 3. 3. 2選裝靈敏度可靠的漏水報警裝置，應做好調試、維護和定期檢驗工作，確保裝置反應靈敏、動作可靠

23、?！睘榱舜_保水內冷發電機漏水報警裝置反應靈敏、動作可靠，必須選擇性能優越可靠的報警裝置，并做好調試、維護和定期檢驗工作，以防其誤動作。例如：發出漏水報警信號， 確認機內漏水時，應立即停機處理，以防事故擴大造成不應有的損失。八、條文 11. 3. 3. 3-11 . 3. 3. 5原文： “11. 3. 3. 3轉子繞組復合引水管應更換為有鋼絲編織護套的復合絕緣引水管。11. 3. 3. 4為了防止轉子線圈拐角斷裂漏水，至少將0FS2-1002型和0FS 1252型機組的出水銅拐角全部更換為不銹鋼材質。11. 3. 3. 5推廣雙水內冷發電機用氣密試驗代替水壓試驗?！庇捎阡摻z編織護套具有較高的機

24、械強度和一定的彈性，它能有效地保護復合絕緣引水管，因此，應將轉子繞組復合引水管更換為有鋼絲編織護套的復合絕緣引水管，以利于發電機的安全運行。 對于懸掛式護環一中心環結構的轉子，每旋轉一周，護環與轉軸之間的徑向距離就發生一次交變循環，轉子繞組拐角就要承受一次疲勞應力循環，同時轉子繞組拐角還要承受轉子轉動時其自身和相應的繞組端部的離心力引起的拉伸應力的作用，久而久之轉子拐角易產生疲勞斷裂漏水。 我國雙水內冷機組投產初期就曾多次發生此類故障，因此，應將出水銅拐角更換為高強度耐腐蝕的不銹鋼拐角，以防止轉子繞組拐角斷裂漏水事故。大量的實踐證明，由于氣密試驗的靈敏度高，能夠更有效地發現泄漏點，因此推廣雙水

25、內冷發電機用氣密試驗代替水壓試驗。第三節防止轉子匝間短路第三節防止轉子匝間短路原文：“11.4. n調峰運行的發電機，應在停機過程和大修中分別進行動態、靜態匝間短路試驗，有條件的可加裝轉子繞組動態匝間短路在線監測裝置，以便及早發現異常。11. 4. 2已發現轉子繞組匝間短路較嚴重的發電機應盡快消缺，以防轉子、軸瓦磁化，差壓閥失控造成嚴重漏氫、漏油。若檢修時發現轉子、軸承、軸瓦已磁化，應退磁 處理。退磁后要求剩磁值為：軸瓦、軸頸不大于2X1A T,其他部件小于10X10 T。轉子匝間短路故障是汽輪發電機常見故障，較輕微的故障可能僅是導致局部過熱和振動增大，嚴重的故障可發展為轉子接地和大軸磁化，嚴

26、重威脅發電機安全運行。20世紀80年代，我國200MW汽輪發電機曾經多次發生轉子繞組接地故障，大多是在機組投產運行 兩年以內即發生事故，主要原因是匝間絕緣制造工藝粗糙，出廠時即存在匝間短路以及絕緣電阻低等隱患。近年來制造的300MW及以上容量的發電機設計和制造都有明顯改善，但還遠不能杜絕因質量問題引起的發電機故障。例如：1998年4月山東某電廠1臺QFSNH 3002型發電機，僅投運17個月即發 生嚴重匝間短路故障，勵側護環下極間連線和部分線匝燒斷。 其原因是制造時虛焊，運行中 脫焊，從而發生拉弧引起匝間短路事故。又如：1993年4月，沙嶺子電廠1號300MW（K氫氫）汽輪發電機在運行中發生轉

27、子 繞組匝間短路接地故障。 事故后拔下轉子護環檢查，發現汽側護環下 S極第7和8號線包端頭拐角處有短路放電熔跡，附近的絕緣隔板表層炭化附近的絕緣隔板表層炭化，護環內壁上有一塊黑色金屬物的滴熔區已造成護環損傷；密封環下密封瓦及轉子軸頸因軸電流大面積燒傷；轉子大軸磁化。事故搶修時間持續一個多月，修復了繞組端部，大軸退磁并更換了一只護環。其事故主要原因可能是由于在制造過程中轉子汽側端部遺留有鋁金屬（如鋁屑等），經長時期運行移至7號、8號線包間造成兩線包端頭拐角處匝間短路，繼而燒穿絕緣隔板，燒 傷護環。因此，防止轉子匝間短路故障主要措施：首先，應改善轉子匝間絕緣的制造工藝， 提高轉子匝間絕緣的質量水平

28、。其次，應加強轉子在制造、 運輸、安裝及檢修過程中的管理，防止異物進人發電機。因為轉子匝間絕緣比較薄弱，即使在制造、運輸、安裝及檢修過程中有焊渣或金屬屑等微小異物進入轉子通風道內，也足以造成轉子匝間短路。再次，改進密封油系統，確保密封油系統平衡閥、壓差閥動作靈活、可靠，盡可能減少向發電機機內進油。 發電機內油污染是轉子發生匝間短路的原因之一。發電機進油是國產機組的常見缺陷，主要原因是設備的制造質量不良，差壓閥、平衡閥靈敏度和可靠性難以滿足要求。氫氣壓力波動時，油壓跟蹤不好，不能維持氫油壓差， 導致氫氣泄漏或向發電機內進油。故機組運行中的對策是盡量保持氫氣壓力的穩定，避免發電機在低氫壓下運行。近

29、年來，隨著我國電網峰谷差的日益增大，機組承擔著繁重的調峰任務，使我國發電機轉子繞組匝間短路故障呈上升趨勢。其主要原因是由于發電機頻繁啟停調峰，使轉子繞組在熱循環應力作用下產生繞組變形，由此可能引起匝間短路故障。頻繁起停的發電機更容易向發電機內進油。兩班制運行的發電機長期低速盤車還存在著轉子匝線微小相對運動而產 生的“銅粉塵”問題，也是產生轉子繞組匝間短路故障的原因之一。因此，調峰運行的發電 機應當對調峰能力和運行要求有相應的規定，以防止轉子匝間短路故障的發生。第四節防止漏氫第四節 防止漏氫原文：“11. 5. 1大修后氣密試驗不合格的氫冷發電機嚴禁投入運行。11. 5. 2為防止氫冷發電機的氫

30、氣漏入封閉母線，在發電機出線箱與封閉母線連接處應裝設隔氫裝置，并在適當地點設置排氣孔和加裝漏氫監測裝置。11. 5. 3應按時檢測氫冷發電機油系統、主油箱內、封閉母線外套內的氫氣體積含量，超過1%時，應停機查漏消缺。當內冷水箱內的含氫量達到3 %時報警，在120h內缺陷未能消除或含氫量升至 20%時，應停機處理。11. 5. 4 密封油系統平衡閥、壓差閥必須保證動作靈活、可靠，密封瓦間隙必 須調整合格。若發現發電機大軸密封瓦處軸頸有磨損的溝槽，應及時處理?！睔錃馐且兹肌⒁妆瑲怏w，一旦發生泄漏，將可能發生爆炸，并導致設備的嚴重損壞。 例如：1993年9月，渾江發電廠發生 5號200MW汽輪發電機

31、組漏氫著火事故。其 事故原因是，在機組大修時，錯誤地將密封油冷油器濾網端蓋的石棉墊更換為膠皮墊，機組投入運行后，膠皮墊在壓力、溫度和腐蝕介質的作用下損壞，致使密封油系統發生泄漏，密封油壓下降，雖然直流油泵聯起也不能滿足發電機氫壓的要求雖然直流油泵聯起也不能滿足 發電機氫壓的要求， 導致氫氣從發電機端蓋外漏，被勵磁機自冷風扇吸進滑環處，引起氫氣著火。又如：陡河發電廠曾發生過因氫氣進入發電機封閉母線引起爆炸的意外事故。 因此，防止氫氣泄漏重點措施為：一是要求保證氫冷系統嚴密。氫冷發電機檢修后必須進行氣密性試驗，氣密性試驗不合格，不允許投入運行。由于氟里昂為破壞臭氧層氣體， 故嚴禁采用此種氣體進行發

32、電機檢漏。建議可以采用氨氣體進行發電機檢漏。二是要求密封油系統平衡閥、壓差閥必須動作靈活、 可靠，以確保在機組運行中氫油的壓差在規定的范圍 內，發電機不向外漏氫。 三是在發電機出線箱與封閉母線連接處應裝設隔氫裝置，以防止氫氣漏人封閉母線。并在封閉母線上加裝可靠的漏氫探測裝置，以及早發現漏氫，也是防止因氫氣進入發電機封閉母線引起爆炸事故的有效措施之一。根據透平型同步電機技術條 件（GB/T 7064 1996）中規定，封閉母線外套內的氫氣含量超過1%時應停機處理。監視發電機定子水內冷系統的含氫量可以有效地發現定子繞組存在的早期絕緣故 障。通常由于氫氣對發電機普通引水管有微透作用，內冷水箱中平時是

33、應當含有微量氫的。 但當內冷水箱中含氫量突然增加或絕對氫氣含量過大時，其可能就意味存在著嚴重的事故隱患，主要是由于發電機氫壓高于水壓，當定子水內冷系統有滲漏時，定子內冷水箱中將有較大量的氫氣逸出。內冷水中的氫氣滲漏故障可能是由線棒絕緣磨損引起的，也有可能是水接頭密封失效、焊縫開焊、絕緣引水管損傷等原因造成的，通常其都可能引發相間或對地短路事故。因此，應當對水內冷系統水箱中含氫量進行在線監測，以便及早發現事故隱患。透平型同步電機技術條件（GB/T 70641996）中規定，定子內冷水箱中含氫量（體積含量）超過3%,應加強電機的監視，若超過 20%應立即停機處理。例如： 盤山電廠俄羅斯制造的 50

34、0MW發電機定子內冷水箱中氫氣含量報警值為1.2%,最大量程為3. 99%;類似的俄羅斯制造的200MW發電機設備驗收合同書規定，定子內冷水箱中氫氣含量超過1. 5%為不合格，其發電機運行時報警限值為2%。定子內冷水箱中含氫量 （體積含量）超過3%時，應加強重點監視以下三方面。1）應每小時測量、記錄內冷水箱 （水內冷系統）中含氫量；2）應加強監視發電機定子線棒的溫度 （防止氣塞，線棒過熱）； 3）監視發電機內是否有水。對于采用氮氣隔離的內冷水箱，定子水內冷系統漏氫量的報警值、停機值應按廠家規定執行。例如：美國WEC公司研制的發電機定子水系統漏氫報警儀設定絕對漏氫量為0. 566m”天（20ft

35、3 /天）時報警。新近已報批的透平型同步電機技術條件（GB/T 70641996）修訂版中規定，定子水內冷系統漏氫量超過0. 5m”天可在計劃停機時安排消缺，若漏氫量超過 10m3/天時應立即停機處理。至今，華北電網已有約 20多臺發電機安裝了在線監測漏氫濃度的裝置。第五節防止發電機非全相運行第五節防止發電機非全相運行原文： “11. 6防止發電機非全相運行。發電機變壓器組的主斷路器出現非全相運行時，其相關保護應及時起動斷路器失靈保護，在主斷路器無法斷開時，斷開與其連接在同一母線上的所有電源?！卑l電機的非全相運行主要是由于斷路器一相未斷開或未合上而造成不對稱負荷， 這時在定子繞組中有負序電流，

36、它產生的磁場對于轉子是以2倍頻率旋轉，這種旋轉磁場在轉子本體、 槽楔和護環感應出 2倍頻率的負序電流， 該電流在這些部 件上和各部件的接觸處產生很大的附加損耗和溫升，產生局部過熱。負序電流過大將燒壞發電機轉子齒部、槽楔和護環嵌裝面燒熔和產生裂紋。例如：一臺QFS 300 2型發電機，在機組解列時，發電機一變壓器組高壓側斷 路器一相拒跳，造成發電機非全相運行。事故造成發電機轉子本體大齒護環嵌裝面過熱發藍， 護環套裝面，平衡用鉛螺釘甩出 96個，主變壓器中性點接地鋼體燒斷。又如：一臺QFSNP 2002型發電機，在機組解列時，主變壓器高壓側斷路器V相拒跳，造成發電機非全相運行。 事故造成了發電機轉

37、子本體套裝面有過熱痕跡，大齒極面有過熱現象，勵端護環套裝面嚴重過熱，產生一條5. 5m求的裂紋。為了防止發電機非全相運行， 發電機一變壓器組的高壓側斷路器應采用三相聯動操 動機構，其次應裝設斷路器失靈保護，當發電機一變壓器組斷路器失靈時，失靈保護動作切除同一母線上的所有電源。第六節 防止發電機非同期并網第六節防止發電機非同期并網原文：“11. 7防止發電機非同期并網?！卑l電機非同期并網過程類似電網系統中的短路故障，其后果是非常嚴重的。 發電機非同期并網產生的強大沖擊電流不僅危及電網的安全穩定，而且對并網發電機組、 主變壓器以及汽輪發電機組的整個軸系也將產生巨大的破壞作用。例如：1997年神頭第

38、二發電廠發生 1號機組發電機非同期并網事故。1997年9月15日，在1號機組的起動過程中，由于 500kV出口斷路器控制回路二次電纜絕緣損壞，引 起電纜芯線間瞬間擊穿，合閘回路接通，導致了發電機非同期合閘并網。發電機非同期并網所產生的沖擊電流造成 1號主變壓器U相（奧地利ELIN公司生產，單相容量 210MVA 1992 年7月16日投入運行）嚴重損壞。同時，2號主變壓器差動保護誤動，2號機組跳閘停機，從而造成了嚴重的設備損壞和全廠停電的重大事故，直接經濟損失達112. 3萬元，少發電量達 307. 636GWh為了避免發電機非同期并網事故的發生，對于新投產機組、大修機組及同期回路（包括電壓交

39、流回路、控制直流回路、整步表、自動準同期裝置及同期把手等）進行過改動或設備更換的機組，在第一次并網前必須進行以下工作。1）對同期回路進行全面、細致的校核（尤其是同期繼電器、整步表和自動準同期裝置應定期校驗）。條件允許的可以通過在電壓互感器二次側施加試驗電壓（注意必須斷開電壓互感器）的方法進行模擬斷路器的手動準同期及自動準同期合閘試驗同時檢查整步表與自動 準同期裝置的一致性。2）倒送電試驗（新投產機組）或發電機一變壓器組帶空載母線升壓試驗（檢修機組）。校核同期電壓檢測二次回路的正確性，并對整步表及同期檢定繼電器進行實際校核。3）假同期試驗。進行斷路器的手動準同期及自動 準同期合閘試驗，同期（繼電

40、器）閉鎖試驗，檢查整步 表與自動準同期裝置的一致性。4）斷路器操作控制二次回路電纜絕緣滿足要求。5）核實發電機電壓相序與系統相序一致。此外，發電機在自動準同期并網時，必須先在“試驗”位置檢查整步表與自動準同期裝置的一致性（以防止自動準同期裝置故障），然后“投入”自動準同期裝置并網第七節防止發電機局部過熱第七節防止發電機局部過熱原文：“ 11. 8.亞發電機絕緣過熱監測器過熱報警時，應立即取樣進行色譜分析，必要時停機進行消缺處理。11. 8. 2應對氫內冷轉子進行通風試驗。11. 8. 3全氫冷發電機定子線棒出口風溫差達到8C,應立即停機處理?！碑敯l電機由于某種原因發生絕緣局部過熱時，絕緣體將分

41、解散發出特有的物質，通過取樣進行色譜分析，可以判斷過熱的材質和過熱程度，以便于確定應采取的措施，防止故障的擴大。許多電廠在運行實踐中先后多次發現氫內冷轉子繞組的個別端部、槽部出現通風孔堵塞現象。其主要原因有雜物進入、槽楔墊條沒有開孔、槽楔下墊條在運行中發生位移等， 造成轉子過熱、導線變形等現象，嚴重地影響了轉子絕緣和發電機的正常運行。因此在大修中，必須檢查轉子通風孑 L的堵塞情況，并進行必要的處理。全氫冷發電機在運行中要監控定子線棒出口風溫溫差，以便早期發現繞組故障，當出口風溫溫差超過規定值時，說明個別線棒風路被堵塞產生局部過熱，有發展成絕緣事故的危險。例如：1995年3月12日，廣東沙角發電

42、總廠 5號發電機（QFNH3002型，全氫冷） 在負荷為295MW寸，發現5號定子線棒出口風溫為 61cC, 3號定子線棒出口風溫為 51C , 定子線棒間出口風溫差達 10C,超過8cC的規定。根據5號發電機在不同負荷下定子線棒 出口風溫差變化情況，采取了降低負荷運行的措施，限制在 220MW 50Mvar以下運行。6月 3日停機大修，檢查發現汽端 18號槽上層線棒對應的出風口5號測溫元件的矩形絕緣引風管內距槽口約40mmt,被揉成一個團狀的薄膜紙堵塞。由于發現及時，并采取降低負荷運 行的措施，才沒有造成嚴重后果。因此，要求全氫冷發電機定子線棒出口風溫差達到8c時，應立即作出停機處理，這是十

43、分必要的。第八節 防止發電機內遺留金屬異物第八節防止發電機內遺留金屬異物原文：“11. 9. 1建立嚴格的現場管理制度，防止鋸條、螺釘、螺母、工具等金 屬雜物遺留在定子內部，特別應對端部線圈的夾縫、上下漸伸線之間位置作詳細檢查。11. 9. 2 大修時應對端部緊固件（如壓板緊固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺 栓、引線夾板螺栓、匯流管所用卡板和螺栓等 ）緊固情況以及定子鐵芯邊緣矽鋼片有無斷裂 等進行檢查?！钡诰殴澐乐苟ㄗ訂蜗嘟拥毓收系诰殴澐乐苟ㄗ訂蜗嘟拥毓收显模骸?1. 10當發電機定子回路發生單相接地故障時，允許的接地電流值如表11 1規定。發電機定子接地保護的動作整定值按表11-1的要求確

44、定。當定子接地保護報警時，應立即停機。200MW及以上容量的發電機的接地保護裝置宜作為跳閘?！北?1-1發電機定子繞組單相接地故障電流允許值IIn發電機額定電壓 I 發電機額定容量I接地電流允許值(kV)11(MW)(A)110.11511100113113118-15. 7511125, 200112(對于氫冷發電機為12. 5)1118”20111300”6第十節防止轉子一點接地第十節防止轉子一點接地原文：“11. 11當發電機的轉子繞組發生一點接地時，應立即查明故障點與性質。如系穩定性的金屬接地，應立即停機處理?！钡谑还澐乐勾瓮街C振第十一節防止次同步諧振原文：“11. 12發電廠應準

45、確掌握有串聯補償電容器送出線路的汽輪發電機組軸系扭轉振動頻率，協助電網管理部門共同防止次同步諧振?！爆F代大容量汽輪發電機組軸系的固有低階扭振頻率常常低于工頻。電網是由電阻、 電感和電容組成的電氣回路，本身存在固有的電氣自振頻率。遠距離高壓輸電線路上往往采用串聯補償電容器以提高其輸送容量。當采用串聯補償以后，電網的自振頻率降低。 如果遇有擾動，電網的自振頻率與電網的工頻相疊減，形成拍頻作用在發電機上，可使軸系產生強迫扭振。此強迫扭振頻率如與軸系固有扭振頻率相同而共振時，稱為次同步共振。此時扭振振幅不被衰減，可能使軸系某一斷面造成疲勞損傷而破壞。其危害相當大，一次次同步共振可使轉子的疲勞壽命消耗達

46、100%,故應極力避免。例如：1970年12月9日，在美國南加州愛迪生公司莫哈夫(Mohave)發電廠1臺790MW機組的大軸突然發生嚴重損壞，并且當時無法解釋事故發生的原因。當修復運行后，1971年10月26日這臺機組又發生同樣的事故，這才引起人們的注意。兩次事故時的運行系統、 現象與損壞情況基本相同。兩次事故都是在斷開該電廠兩回500kV線路中一回時開始發生。在控制室內，運行人員發現閃光信號，初期有功功率、勵磁電壓和勵磁電流尚指示正常，后 來發現控制室地板振動，轉子電流由正常值上升到滿刻度，同時發出轉子接地、 負序保護動作與異常振動，運行人員立即手動停機。事故后檢查發現滑環間的軸嚴重燒損，

47、發電機與勵磁機間以及中壓汽輪機的兩側靠背輪全因強烈振動而損壞。事故時記錄500kv線路電流中有30.5hz的電流分量，這是當時系統的自然諧振頻 率，該電流分量相應的旋轉磁場對轉子感生的電流頻率是6030.5=29.5hz ,正好和機組第2模式頻率30.1hz十分接近，因而產生了發電機次同步諧振。因此，發電廠必須準確掌握有串聯補償送出線路的汽輪發電機組的軸系扭轉振動頻率，并提供給電網管理部門。電網調度部門在串聯補償電容投切運行（包括部分退出和各種系統運行方式下）時，應防止系統與機組構成機電諧振的條件，以避免發生次同步諧振。第十二節防止勵磁系統故障第十二節防止勵磁系統故障原文：“ 11. 13.

48、1有進相運行工況的發電機，其低勵限制的定值應在制造廠給定的容許值和保持發電機靜穩定的范圍內，并定期校驗。11. 13. 2自動勵磁調節器的過勵限制和過勵保護的定值應在制造廠給定的容許值內，并定期校驗。11. 13. 3勵磁調節器的自動通道發生故障時應及時修復并投入運行。嚴禁發電機在手動勵磁調節（含按發電機或交流勵磁機的磁場電流的閉環調節）下長期運行。在手動勵磁調節運行期間，在調節發電機的有功負荷時必須先適當調節發電機的無功負荷，以防止發電機失去靜態穩定性。11. 13. 4在電源電壓偏差為 +10% 15%、頻率偏差為+4% 6%時，勵磁控制系統及其繼電器、開關等操作系統均能正常工作。11. 13. 5 在機組起動、停機和其他試驗過程中，應有機組低轉速時切斷發電 機勵磁的措施?！眲畲畔到y是維持發電機運行的核心，其作用不僅在于在發電機正常運行時，為發電機轉子提供基本的磁場能量，也在于當電力系統發生突然短路或突加負荷、甩負荷時，自動對發電機進行強行勵磁或強行減磁，以提高電力系統運行穩定性和可靠性，也在于當發電機內部出現短路時，對發電機勵磁系統繞組進行滅磁，以避免事故的擴大。因此，要求發電機 運行時勵磁調節器必須投入自動通道，不允許使用恒流電源或手動通道。否則，可能導致事故的發生。例如：1982年8月7日，在華中電網發生系統振蕩事故中，青山熱電廠11號機組由于勵磁系統工作在