汽轮发电机反事故技术措施大全解读Word下载.docx

1、二次回路绝缘不良；转换接点接触不良，压力不够变位等使分合闸回路不通；断路器密度继电器闭锁操作回路等。而机械部分故障主要是断路器操作机构失灵。传动部分故障和断路器本体的故障。其中操作机构方面主要机构脱扣，铁芯卡死等。对于液压或气压机构还可能是液压或气压机构压力低于规定值，导致分合闸闭锁；机构分合闸阀系统有故障；分闸一级阀和逆止阀处有故障。特别是每相独立操作时，机构更易发生失灵。三相用一个操作机构的断路器，油、气管配置不恰当，也会引起断路器非全相运行。弹簧机构的弹簧未储能或未储足，弹簧储能锁扣不可靠等有故障。断路器传动部分的故障主要有系统所用元件的材料性能不好；电磁操作阀针杆生锈、卡死，行程不够、

2、偏卡；传动机构连接部分脱销，连接松动等。断路器本体主要故障可能是动静触头松动，接触不好，行程调整不好等。基于以上情况，可以在加强设备维护，注意操作方式等方面加以防止，以保证断路器正常健康的运行。防止非全相运行的措施（1）按照规程规定定期小修。对主要环节重点检查，如主轴、连接板、销钉、合闸铁芯是否发涩卡死，脱扣线圈活动，芯子是否卡死，机构是否卡死，连接部分是否脱销、松动；二次回路要检查转换接点压力是否足够，接线端子是否松动，电磁阀撞针是否生锈、变位、钝秃，行程是否足够，合闸接触器或辅助开关接触器是否良好。（2）考虑季节变化气温的影响。初春、初冬时温差变化大，梅雨季节，空气潮湿，机构不灵活，易产生

3、机构失灵。为此，要加强箱保温，使其电热处于良好状态。根据运行经验，在梅雨凝露季节，当相对湿度大于80%及以上时或雨后24h内，在室外温度低于10及以下时，应投入加热驱潮装置。上述季节室外温度在1010之间变化过程中，如果温差变化达到10，或断路器较长时间未分、合闸过，应在断路器投入系统前做投切试验，认为良好时再投入系统。用气压或油压的操作机构，因冬季和夏季所需的压力不同，冬季可适当增大油压或气压，夏季可适当减小气压或油压，使其压力在标准范围，以防断路器投入时压力太低，使合闸时间过长；压力过高造成机构撞击，挂勾挂不上。对油管路，风管路加强维护，油质保持清洁，防止管路堵塞。风管路采取防冻措施，风管

4、路含水的份量不能太多，要定期放水。对6断路器气动机构每月放水一次，气温变化较大或频繁操作时每半月一次。四、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、主变压器将产生巨大的破坏作用。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

5、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（

6、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。五、防止定子线圈接头开焊、断股 1.运行中值班人员应加强对机组的监视。对空冷机组一旦闻到焦味，应立即查明原因，及时处理。 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。近几年来，有些发电机定子线圈出现断股、开焊缺陷，而直流电阻值相间比较和历年比较差均为1%左右，有的不超过1%。因此必须仔细分析比较，如发现问题，应及时处理，以免事故扩大。六、防止烧坏定子铁芯 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，

7、损坏绝缘，引起接地故障。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，则应立刻采取措施，迅速将其切断，以免扩大事故，烧坏铁芯。对绝缘已老化或严重磨损的发电机，其定子接地保护，经主管省局批准，原作用于信号的也可作用于跳闸。3.新机投产和旧机大修中，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，方能投入进行。交接或对铁芯绝缘有怀疑时，均应进行铁损试验。4.运行中的发电机，如铁芯温度有显著升高者，应及时查明其原因，并抓紧进行处理，防止铁芯损坏。5.10万千瓦及以上的发电机应尽可能装设100%的接地保护。七、防止发电机转子、套箍

8、、及零部件断裂飞逸 1.对因转子的套箍、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，在可能条件下进行改进处理。2.在检修中应检查转子、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。3.新机投产和旧机大修中，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应予以止动锁紧；应对风扇叶片进行探伤检查，如发现有伤痕和裂纹，应根据情况进行处理或更换。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

9、止因抽汽逆止门不严密而引起超速的危险。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，并经主管省局审批后，才可施行。6.应加强大机组电刷和滑环的运行、维护、和检修工作。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。八、防止水内冷发电机漏水、断水、堵塞、过热 1.定期对水内冷发电机的线圈进行反冲洗并进行水压试验。2.装配定子线圈绝缘引水管时，应尽量使水管不交叉接触，并与端罩保持一定距离，以防由于相互磨损或对地放电而引起漏水。如有交叉接触者，必须用绝缘带绑扎牢固，以防磨损。3.经常对定子线圈温度进行监视和分析（最好定期

10、作温升试验）。对温升有明显上升的线圈应结合检修拆开引水管接头，分路测量流量并进行冲洗，如仍无效，则应拆开线圈的焊接头，进行逐根或逐股的冲洗，直至流量恢复正常，必要时再用柠檬酸加以酸洗。4.为了防止定子压圈冷却铜管严重氧化阻塞，引起过热，应定期测量每根铜管进出水温差，以便及时进行冲洗或酸洗。此外检修中应注意检查定子铁芯压圈有无局部过热发蓝以至鼓泡裂纹等情况。5.在水冷系统上进行操作时，应采取严格的安全措施，防止由于换水操作中疏忽，发生误操作和水冷却器检修后未排除空气，造成断水、跳闸事故。6.检修中应该加强施工管理，注意工艺、质量，并严格执行质量检查及验收制度，防止杂物遗留在水路内引起阻塞烧坏线圈

11、。九、防止大容量内冷发电机组磁化 1.当隐极式发电机的转子线圈发生一点接地时，应即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10万千瓦及以上的转子内发电机，应尽快安排停机处理。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。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。十、防止发电机转子线圈过热变形及损坏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），应设法消除。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。3.修好密封瓦，消除漏点，加强密封。氢外冷发电机最好保持高氢压运行，氢内冷发电机应能

12、达到额定氢压连续运行。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进行预热。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畅通与否。转子槽为两侧铣槽的氢内冷发电机转子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，定期做温升试验等工作。6.对脱离式套箍的发电机应定期拆套箍检查套箍下铜导线是否有断裂情况。十一、防止氢冷发电机着火

13、和爆炸事故 1.氢气取样的位置和化验必须正确，在置换过程中，不允许作耐压试验和卸螺丝、拆端盖等检修工作。2.氢管路上的过滤网、电磁阀门、氢表和表管等部件，必须定期检查，定期吹扫，保证表计准确，管路阀门畅通，不漏氢，电磁阀门不卡涩。3.氢设备附近的电气接点压力表，最好采取防爆表，若系非防爆表，则仅适于装在空气流通的地方。4.加强对氢气系统运行维护的管理，氢站应设有专人管理。5.排污管处应经常检查，顶部应有防雨罩，附近不应有明火和焊渣掉下情况。6.在氢冷发电机的附近进行有明火作业时，必须对气体进行取样分析，合格后方可动工。十二、防止发电机漏氢1.发电机本体在安装过程中必须严格按照制造厂图纸说明书和

14、电力建设施工及验收技术规范（以下简称规范）做好以下现场试验：a.发电机定子绕组水路水压试验。该试验必须在电气主引线及柔性连接线安装后进行，主要检查定子端部接头、绝缘引水管、汇水管、过渡引线及排水管等处有无渗漏现象。b.发电机转子气密性试验。试验时特别要用无水乙醇检查导电螺钉处是否有渗漏现象。c.氢气冷却器水压试验。d.发电机定子单独气密性试验。试验时用堵板封堵密封瓦座，试验范围包括：定子、出线瓷套管、出线罩、测温元件接线柱板、氢冷器、氢冷器罩、端盖、机座等。试验介质应为无油、干净、干燥的压缩空气或氮气，试验压力为0.3Mpa,历时24小时,要求漏气量小于0.73m3/24h（或漏氢率小于0.3

15、%）。2.发电机外端盖安装：a.在穿转子之前先进行外端盖试装。主要检查水平、垂直中分面的间隙，在把紧1/3螺栓状态下，用0.03mm塞尺检查应不入。b.在把合外端盖前，应预填HDJ892密封填料于接合面密封槽内，然后均匀把紧螺栓。再用专用工具注入HDJ892密封胶于密封槽内（注胶方法：选一个注胶孔开始缓慢注入，在相邻孔流出即可。依次注入，直到全部注满为止）。3.氢气冷却器及罩安装：a.氢气冷却器罩通过螺栓把紧在定子机座上，之间的结合面有密封槽，注入密封胶进行密封，安装完后在氢气冷却器罩与定子机座之间烧密封焊。b.氢气冷却器装配在氢气冷却器罩内，冷却器与冷却器罩之间用密封垫密封，密封垫两面均匀涂

16、一层750-2型密封胶，氢气冷却器组装前后均进行严密性试验。4.发电机出线罩安装完后烧密封焊。5.发电机轴密封装配：轴密封装置是氢密封系统中一个很重要的环节，本机采用双流环式油密封，密封瓦的氢侧与空侧各自是独立的油路，平衡阀使两路油压维持平衡（压差小于1Kpa）；油压与氢压差由差压阀控制（压差为0.0850.01MPa），密封瓦可以在轴颈上随意径向浮动，并通过圆键定位于密封座内。a.密封座水平接合面应严密,每平方厘米接触1-2点的面积不应低于75,且均匀分布。b.在把紧水平接合面螺栓的情况下,密封座内与密封瓦配合的环形垂直面以及密封座与端盖的垂直接合面均应垂直无错口, 水平接合面用0.03mm

17、塞尺检查应塞不进。对座内沿轴向两侧面的检查，可用整圆无错口的密封瓦做平板放入其内做涂色检查，两侧面均应均匀接触。c.密封瓦座各垂直配合面应光洁,各油室畅通,无铁锈、锈皮等杂物。d.密封瓦座各把合螺孔的丝孔应无损坏,经试装确认能够把紧密封座。e.密封瓦水平接合面应接触良好,每平方厘米接触1-2点的面积应不低于75，且均匀分布。f.在把合好密封瓦后,密封瓦的上、下两半的垂直面必须在同一平面内,不得错口。在平板上检查应无间隙。g.密封瓦两侧垂直面应光洁，表面无凹坑和裂纹，两垂直面的不平行度应符合图纸要求。h.巴氏合金应无夹渣、气孔，表面无凹坑和裂纹，经检查应无脱胎现象。密封瓦油孔和环形油室内必须光洁

18、,无铁屑、锈皮等杂物。i.密封瓦与轴颈的间隙为0.23-0.28mm,间隙偏小可对密封瓦乌金进行适当的均匀修刮，如间隙偏大，则更换密封瓦；密封瓦与密封瓦座的轴向间隙为0.19-0.23mm, 间隙偏小可将密封瓦上磨床研磨，如间隙偏大，则更换密封瓦。j.组装密封瓦时，注意辨别汽、励两端密封装置,不能装错。在把合密封座与端盖垂直接合面的过程中,应不断拨动密封瓦,保证在所有螺栓把紧后,密封瓦在座内无卡涩。油密封装置装完后,各接合面螺栓应全部锁紧。k.油密封装置的油腔必须彻底清理,各油压取样管接头在把紧后均不能堵塞和渗漏。否则会因为油压测量不准而影响密封油的跟踪调节。6.发电机气体管道安装：a.气体管

19、道法兰密封垫均采用2mm的塑料王板加工。法兰焊接时要先将法兰螺栓紧固，然后进行焊接，避免焊接变形使法兰出现张口而密封不严。b.气体管道在现场进行二次设计，对管道的走向进行统一规划布置，保证走向合理、美观、无形弯。所有气体管道与发电机均采用焊接相连，发电机定子多余的接口用堵头焊死。c.气体管道的阀门全部采用密封性能良好的隔膜阀，在现场进行1.25倍的水压试验，保证严密不漏。d.气体管道安装完后，单独进行气密性试验。7.密封油系统安装：密封油系统向密封瓦提供密封油，油压必须随时跟踪发电机内气体压力的变化（压差为0.0850.01MPa），且密封瓦氢空侧的油压必须时刻保持平衡（压差小于1Kpa）。所

20、以，密封油系统运行正常与否直接关系到发电机密封瓦是否能有效密封。a.必须保证密封油系统的清洁度，油循环后，油质必须达到MOOG四级以上标准。b.密封油系统的管道在现场进行二次设计，对管道的走向进行统一规划布置，压差阀和平衡阀的引压管走向一致且连接正确，不得有形弯，引压管采用不锈钢管，焊接时采用套管焊接，保证管内的清洁，同时必须保证引压管不得有任何渗漏。c.在密封油循环阶段，必须安排对密封瓦进行翻瓦清理。8.发电机整套风压试验：发电机整套风压试验是发电机本体及辅助系统安装完后的一次质量大检验，是保证发电机漏氢率（量）达到预定目标的最后一道工序，所有造成系统泄漏的现象均必须在此阶段消除。a.试验用

21、气要求为经过净化处理，除去油雾、水雾及杂物，保证干燥（相对湿度小于50）、清洁的压缩空气。试验时采用0.25级精密压力表，使用气压表测量大气压力。b.为缩小检漏范围，整套风压试验前先对发电机气体管道系统单独进行风压试验，试验压力0.6MPa，历时6小时，压力无变化（进行温度修正后）且无任何渗漏。c.发电机检漏方法：初检时使用刷肥皂液检漏，当采用此方法不能发现新的漏点时，再采用氟里昂检漏，检查方法为：先充入3Kg左右的氟里昂气体再充入压缩空气使系统升至试验压力，保持2小时，待氟里昂气体在系统内均匀扩散后，再用卤素检漏仪进行检漏。d.整套风压试验尽量模拟运行状态：密封油系统油质达到要求，系统调试完

22、毕，能按正常运行要求向密封瓦供油（氢侧油压与空侧油压能保持平衡，密封油压比机内空气压力大0.0850.01Mpa）；发电机外部冷却水系统投入，并控制冷却水温基本稳定，使试验时发电机内的气温基本维持稳定；氢气冷却器水侧投入，维持一定的压力（比试验气体压力小0.1-0.15 Mpa）以减少冷却管束胀口处内、外压差。十三、防止励磁机事故 1.认真作好励磁回路的经常性维护工作，要注意建立和保护整流子氧化膜，保证现场和设备的清洁，电刷应指定专人负责维护。运行中出现小火花，应及时查找原因，加以消除，实现无火花运行。2.运行中出现整流火花，用清扫整流子，更换、调整电刷等方法均无效果时，应查找电刷中心位置，测

23、量整流子片间电阻，如确认冒火系电气的原因时，可用无火花区域法检查和调整补极的强弱。3.检修时应检查电枢绑线和焊锡封头有无开焊或松驰，环氧玻璃丝带绑箍有无松驰甩开现象，发现缺陷应及时加以处理，励磁线圈在磁极上应紧固，以防运行中振动磨破绝缘，造成接地或断线失磁事故。对于频发性开焊的整流子升高片二端的焊接头应考虑全部改为氩弧焊。4.对于交流副励磁机，在安装和检修中应严格调整定、转子气隙，保持均匀，防止扫膛。5.大修期间应测量交流副励磁机定子线圈的直流电阻，认真分析判断有无断股现象。6.应检查机组同轴励磁机与发电机之间齿形联轴器螺栓是否有断裂，必要时进行改进。7.应注意当励磁采用可控硅整流后，电流中的

24、脉动分量在绕组和铁芯间的电容电流产生的轴电压。十四、 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作详细检查。 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。十五、 防止定子单相接地故障 当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流发电机定子接地保护的动作整定值的要求确定。当定子接地保护报警时，应立即停机。为跳闸。十六、 防止转子一点接地 当发电机的转子绕组发生一点接地时

25、，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。十七、防止励磁系统故障引起发电机损坏 1、 严格执行省电力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。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，并大修校验。2、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。3、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

26、系统均能正常工作。4、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。十八、防止发电机、封闭母线等着火当发电机着火时，立即解列停机。在确认发电机已解列后，空冷发电机应根据现场的水灭火装置使用规程，立即向机内喷水，直到火完全熄灭为止。当发电机封闭母线等处着火时，按火灾事故应急预案处理，直到火完全熄灭为止。十九、防止发电机封闭母线受潮 加强发电机封闭母线的管理。微正压装置要连续投入自动运行方式，运行中应加强巡视检查，保证空压机和干燥器工作正常。若采用吸附试干燥器，应经常检查干燥剂是否失效或按期更换，以保证除湿效果。微正压装置应处于断续启动状态，如果微正压装置长时间连续运行而

27、不停顿，应查明原因。有条件时可采用仪用压缩空气作为微正压装置的气源，与就地空压机并列运行。根据需要，可进行气体干燥度的检测（露点温度低于环境温度）。二十、防止发电机失步、振荡发电机失步、振荡是难以完全避免的故障，处理的对策应兼顾系统和发电机两者的需要。当失步振荡中心位于发电机变压器组以外的线路上时，机组可以短时间运行。失步振荡中心位于发电机升压变压器组内部时，对机组将产生较大的危害，应立即将发电机从系统中解列，以保护汽轮发电机轴系免于疲劳寿命损失。为防止系统或发电机运行中出现振荡，保证发电机及系统各设备在发生振荡时的安全，特制定以下安全措施：1、现象：1） 发电机有、无功波动。2） 定子电流、

28、电压周期性的波动，电流波动超过正常值，定子电压周期性的波动并降低。3） 转子电流、电压在正常值附近波动。4） 发电机发出鸣音，其节奏与表计合拍。5） 失去同步的机组表计波动幅度大。6） 强励间歇动作。7） 系统发生振荡时，距离保护的“振荡闭锁”信号可能发出。8） 低电压继电器和过负荷保护可能动作报警。9） 单机失步引起振荡时，一般来说，失步发电机的表计幌动幅度要比其他发电机激烈，有功负荷表的幌动幅度可能为满刻度，其他发电机则在正常负荷值附近摆动。而且失步发电机有功负荷表指针的摆动方向与其他正常机组相反。系统性振荡时，所有发电机表计的幌动是同步的。2、技术措施为防止发电机振荡、失步，随着电力系统的逐渐完善，采取了以下措施：1） 采用双回线并网运行；2） 装设了先进的快速自动调节励磁装置；3） 使用快速微机继电保护装置；4） 投入励磁调节器PSS功能等。在运行调整及操作上采取以下措施：1） 发电机正常运行中投入自动励磁调节装置，不得随意停用。2） 发电机励磁系统强励投入运行并不得随意停用，因振荡引起的强励动作，20秒内不得人为断开。3） 发生振荡时，现场值班人员应手