防止水轮机发电机事故反事故措施文档格式.docx
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应保证工作闸门（主阀）在最大流量下动水关闭时，关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。
1.5.
加强调速系统油质的技术监督，在油质指标不合格的情况下，严禁机组启动。
2.
防止立式水轮发电机组旋转部分抬机
2.1.
保证机组甩负荷后其转速上升值和水压上升值符合调保计算的要求，导叶的关闭时间应每年进行校核，确保在设计范围之内。
2.2.
向转轮室内补气的主轴中心孔补气、真空破坏阀等补气装置应完好，补气管道无堵塞，补气量充足。
2.3.
立式水轮发电机机组应安装抬机监控、保护装置，当旋转部分抬机量超过设计值时快速停机。
3.
防止水轮机过流部件损坏
3.1.
水轮机导水机构必须设有防止导叶损坏的安全装置,包括装设剪断销、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。
3.2.
水轮机在各种工况下运行时，应保证顶盖垂直振动和主轴摆动不大于《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T8564－2003）规定的允许值。
机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。
3.3.
水轮机水下部分检修应检查转轮体与泄水锥的连接牢固可靠。
3.4.
水轮机过流部件应定期检修，重点检查过流部件裂纹、磨损和汽蚀，防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成过流部件损坏。
水轮机过流部件补焊处理后应进行修型，保证型线符合设计要求，转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验，试验结果要合格。
4.
防止水轮机导轴承烧损
4.1.
定期检查油位、油色，并定期进行油质化验。
4.2.
水导轴承冷却器保证水质清洁、水流畅通和水压正常，压力变送器和示流器等装置应正常工作。
4.3.
技术供水滤水器自动排污正常，并定期人工排污。
4.4.
应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常,信号整定值正确。
对设置有外循环油系统的机组，其控制系统应正常工作。
5.
防止水淹水导轴承事故
5.1.
主轴工作密封、检修密封在运行中各工况下无大量漏水，检修中检查密封件磨损情况应符合要求。
5.2.
顶盖真空破坏阀严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。
5.3.
定期检查试验顶盖排水设备使顶盖排水装置应处于完好状态。
顶盖排水系统应设两套信号装置，互为备用。
可装设工业电视系统监视顶盖水位。
5.4.
机组尾水管、蜗壳充水时，应加强对顶盖水位及排水装置工作状况的监视。
5.5.
装有大型轴流式机组的水电厂应配备应急潜水泵。
6.
防止液压装置破裂和失压
6.1.
压力油罐油气比符合规程要求，对投入运行的自动补气阀定期清洗和试验。
6.2.
压力油罐的安全阀应定期检查、校验。
6.3.
压力油罐油位计应选择不易老化的钢质磁翻板液位计，不得采用有机玻璃管型磁珠液位计。
6.4.
机组检修后对油泵启停定值、安全阀组定值进行校对并试验。
6.5.
油泵运转应平稳，其输油量不小于设计值。
6.6.
机组大修后应做低油压事故停机试验。
7.
防止机组引水管路系统事故
7.1.
调保计算满足机组各种运行工况要求，否则应采取相关措施。
7.2.
结合引水系统管路定检、设备检修检查、分析引水系统管路管壁锈蚀、磨损情况，如有异常则及时采取措施处理，做好引水系统管路外表除锈防腐工作。
7.3.
防止压力钢管伸缩节大量漏水，每月定期检查伸缩节漏水、伸缩节螺栓紧固情况，如有异常及时处理。
7.4.
防止进水口栏污栅被堵，定期检测栏污栅前后水压差情况，出现异常及时采取措施处理，结合机组停机或全厂停水定期检查栏污栅的完好性情况，定期维修处理。
7.5.
当引水管破裂时，事故检修门应能可靠落门，并具备远方操作功能，在检修时进行关闭试验。
第二部分
防止发电机事故
防止定子绕组端部松动引起相间短路
定子绕组在槽内应紧固，槽电位测试应符合要求。
定期检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象。
防止定子绕组绝缘损坏
加强大型发电机环形接线、过渡引线绝缘检查，并定期按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T596－1996）的要求进行试验。
定期检查发电机定子铁芯螺杆紧力，发现铁芯螺杆紧力不符合出厂设计值应及时处理。
定期检查发电机硅钢片叠压整齐、无过热痕迹，燕尾槽无开裂和脱开现象，发现有硅钢片滑出应及时处理。
防止转子绕组匝间短路。
调峰运行机组在检修中应分别进行动态、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。
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。
防止发电机局部过热损坏
发电机出口、中性点引线连接部分应可靠，机组运行中应定期对励磁变至静止励磁装置的分相电缆、静止励磁装置至转子滑环电缆、转子滑环进行红外成像测温检查。
定期检查电制动刀闸动静触头接触情况，发现压紧弹簧松脱或单个触指与其它触指不平行等问题应及时处理。
发电机绝缘过热报警时，应分析其原因，必要时停机进行消缺处理。
新机投产和旧机检修中，都应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，方能投入运行。
交接或对铁芯绝缘有怀疑时，均应进行铁损试验。
4.5.
制造、运输、安装及检修过程中，应注意防止焊渣或金属屑等微小异物掉入定子铁芯通风槽内。
防止发电机机械损伤
在发电机风洞内作业，必须设专人把守发电机进人门，作业人员须穿无金属的工作服、工作鞋，进入发电机内部前应全部取出禁止带入物件，带入物品应清点记录，工作完毕撤出时清点物品正确，确保无遗留物品。
重点要防止螺钉、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。
主、辅设备保护装置应定期检验，并正常投入。
机组重要运行监视表计和装置失效或动作不正确时，严禁机组启动。
机组运行中失去监控时，必须停机。
加强机组运行方式调整，尽量避开机组运行的高振动区或气蚀区。
防止发电机轴承烧瓦
带有高压油顶起装置的推力轴承应保证在高压油顶起装置失灵的情况下，推力轴承不投入高压油顶起装置时安全停机无损伤。
应定期对高压油顶起装置进行检查试验，确保其处于正常工作状态。
润滑油油位应具备远方自动监测功能，并定时检查。
定期对润滑油进行化验，油质劣化应尽快处理，油质不合格禁止启动机组。
冷却水温、油温、瓦温监测和保护装置应准确可靠，并加强运行监控。
机组出现异常运行工况可能损伤轴承时，必须全面检查确认轴瓦完好后，方可重新启动。
定期对轴承瓦进行检查，确认无脱壳、裂纹等缺陷，轴瓦接触面、轴领、镜板表面光洁度应符合设计要求。
对于巴氏合金轴承瓦，应定期检查合金与瓦坯的接触情况，必要时进行无损探伤检测。
轴承轴电流保护回路应正常投入，出现轴电流报警必须及时检查处理，禁止机组长时间无轴电流保护运行。
防止水轮发电机部件松动
旋转部件联接件应做好防止松脱措施，并定期进行检查。
旋转风扇应安装牢固，叶片无裂纹、变形，引风板安装应牢固并与定子线棒保持足够间距。
定子（含机座）、转子各部件、定子线棒槽楔等应定期检查。
水轮发电机机架固定螺栓、定子基础螺栓、定子穿芯螺栓和拉紧螺栓应紧固良好，机架和定子支撑、转动轴系等承载部件的承载结构、焊缝、基础、配重块等应无松动、裂纹、变形等现象。
水轮发电机风洞内应避免使用在电磁场下易发热材料或能被电磁吸附的金属联接材料，否则应采取可靠的防护措施，且强度应满足使用要求。
定期检查水轮发电机机械制动系统，制动闸、制动环应平整无裂纹，固定螺栓无松动，制动瓦磨损后须及时更换，制动闸及其供气、油系统应无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷。
制动回路转速整定值应定期进行校验，严禁高转速下投入机械制动。
定期校验同期装置，防止水轮发电机非同期并网。
8.
防止发电机转子绕组接地故障
8.1.
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。
9.
防止发电机非同期并网
9.1.
微机自动准同期装置应安装独立的同期检查继电器。
9.2.
新投产、大修机组及同期回路（包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等）发生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）对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动；
2）利用发电机-变压器组带空载母线升压试验，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查继电器进行实际校核；
3）进行机组假同期试验，试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期（继电器）闭锁等内容。
10.
防止励磁系统故障引起发电机损坏
10.1.
严格执行调度中心有关发电机低励限制和PSS的定值要求，并在大修校验。
10.2.
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。
10.3.
励磁调节器的自动通道发生故障时应及时切换通道并投入运行。
严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。
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。
10.4.
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。
10.5.
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。
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