火力发电厂安全性评价依据--电气一次设备部分(共63页).doc

精选优质文档-倾情为你奉上电气一次设备3.3.1 发电机3.3.1.1 本条评价项目（见评价）的查评依据如下。【依据1】隐极型同步电机技术要求（GB/T 70642008）。4.16 突然短路 用外部方法将短路时相电流限制到不超过三相突然短路所产生的最大相电流值，则电机在额定负载和1.05倍额定电压下运行时，应能承受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形。 如果供需双方同意要在新电机上做空载突然短路试验，应在耐电压试验结束后按下列要求进行： 与系统直接连接的电机，在空载额定电压下于出线端进行三相突然短路试验。通过变压器、电抗器（通常经分相隔离母线）接至电网的发电机，经供需双方同意可在发电机出线端降低电压进行突然短路试验，使在此电压下产生的电流相当于运行时在变压器高压侧三相变然短路产生的短路电流。 突然短路试验后如无需修理或对定子绕组稍加补修并能经受附录E表E1中规定的耐电压值的80%，试验就认为合格。稍加补修是指对端部绕组支撑和绝缘略加维修，但不能更换线圈。 注：发电机运行时若近端发生短路或远端故障切除，重合闸或误同期均能引起异常大的电流和力矩。此时，为谨慎起见需彻底检查发电机，尤其是定子绕组，为避免以后由振动引起的进一步损坏，在电机重新投运前应消除任何紧固件或填充物的松弛。同时应检查联轴器螺钉、联轴器和轴可能发生的变形。【依据2】国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生技2007883号）11.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路 200MW及以上发电机安装或大修时应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并进行模态试验，试验不合格（振型为椭圆、固有频率在95Hz-112Hz之间）或存在松动、磨损情况应及时处理。多次出现大范围松动、磨损情况应对发电机端部结构进行改造。【依据3】大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定（DL/T 7352000）。7 评定准则7.1 绕组端部整体模态评定7.1.1 新机交接时，绕组端部整体模态频率在94115Hz范围之内为不合格。7.1.2 已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94115Hz范围内，且振型为椭圆，应采取措施对绕组端部进行处理。7.1.3 已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94115Hz范围内，振型不是椭圆，应结合发电机历史情况综合分析；若绕组端部磨损严重或松动，应及时处理并复测模态；若无明显磨损，应加强监视，在具备条件时对绕组端部进行处理。7.2 线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率评定7.2.1 线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94115Hz范围之内为不合格。7.2.2 已运行的发电机，个别线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94115Hz范围内，应结合发电机历史情况综合分析处理。7.3 相邻两次试验的结果对比 模态振型和频率有明显差异时应对绕组端部固定结构进行检查处理。 在频率响应函数的幅频特性曲线上，94115Hz范围内的固有频率点，幅值有明显增大时，应进行加固处理。【依据4】透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定GB/T20140-20066 评定准测6.1固有频率及模态试验6.1.1 线棒、引线固有频率和端部整体的椭圆固有频率避开范围见表1。表1 透平型发电机定子绕组端部局部及整体椭圆固有频率避开范围额定转速/(r/rim)支撑形式线棒固有频率/Hz引线固有频率/Hz整体椭圆固有频率/Hz3000刚性支撑95，10695，10895，110柔性支撑95，10695，10895，1126.1.2 整体椭圆固有频率不满足表1规定的发电机，应测量运行时定子绕组端部的振动(评定准则见6.2)。局部固有频率不满足表1规定的发电机，对于新机应尽量采取措施进行处理，已运行的发电机应结合历史情况综合分析处理。【依据5】防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施（能源部电发199187号文附件2）。一、提高发电机端部线圈固定性的改进措施：（1）200MW汽轮发电机定子端部采用18块压板的老式固定机组，应结合近期大修在鼻端采用组合楔块加切向支撑板（俗称小扁担）和绝缘支架间增设切向横梁与绑扎的加固措施。（2）为了能承受短路电流的冲击，定子端部绝缘制造厂应采用性能良好、检验合格的环氧玻璃丝布层压板或其他新型绝缘材料，做到不变形和不撕裂。（3）为了加强引线的固定性，对于引线过长、支撑点较少的固定结构，制造厂在设计施工中必须在引线上增设支撑梁（俗称盲肠段）的固定措施。（4）发电机端部过渡引线轴向、横向加固较薄弱的机组，制造厂应采取有效的紧固措施。（5）发电机弓形连接线应采用绝缘夹板的加固方式，制造厂还应采用其他可靠的固定措施。（6）发电机端部及引线必须躲开100Hz固有频率，并将测量数据提供给用户，以便定期监测核对。改型后的发电机，制造厂家在能源部指定的运行电厂中对端部引线等关键部位进行不同运行方式下的振幅及频率测量、测量结果必须在规定的范围内。（7）发电机定子绕组槽口垫块与绕组接触面间，制造厂必须垫以涤纶毡并要求用涤玻绳绑紧。对于已出厂的口部垫块与绕组之间无涤纶毡的机组，大修中电厂必须尽快采用相应有效措施，防止垫块磨损绝缘造成事故。3.3.1.1.2 本条评价项目（见评价）的查评依据如下。【依据1】国家电网公司发电厂重大反事故措施 （国家电网生技2007883号）11.10 防止发电机定子铁心损坏。结合发电机检修对定子铁心进行检查，发现异常现象，应结合实际情况进行发电机定子铁心诊断试验（ELCID），或温升及铁损试验，检查铁心片间绝缘有无短路以及铁心发热情况，查找缺陷原因，并及时进行处理，禁止带缺陷长时间运行。【依据2】发电机反事故技术措施（水电部86电生火字第193号文附件1）。三、防止定子铁芯烧损1.检修中应采取措施保护铁芯不受碰撞损伤，膛内保持清洁。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。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，应立即停机，将其消除。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，如发现有松弛现象，必须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。4.运行中的发电机，如铁芯温度显著升高，应及时查明原因，抓紧处理，防止铁芯损坏。5.10万kW及以上的发电机应尽可能装设100%的接地保护。3.3.1.1.3本条评价项目（见评价）的查评依据如下。【依据】防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施（电发199187号文附件2）。二、提高发电机手包引线绝缘部分的绝缘强度，制造厂在设计、材料使用及工艺上应采取下列改进措施：（1）对于已出厂的采用沥青云母绝缘结构及目前厂内采用玻璃丝黄蜡带的发电机，由于上述二种绝缘性能不好，有关发电厂和制造厂应抓紧更换为环氧粉云母绝缘，并严格做到边包边刷无溶剂胶的措施，同时采用有效的烘焙工艺。（2）手包引线绝缘与模压绝缘处，施工时应严格按工艺规定施工，绝缘搭接良好，模压绝缘要做成有一定尺寸的锥体外形。（3）引出线接头间距离设计时应规定适当尺寸，保证施工后不出现接头间距离过小的问题。三、加强鼻部绝缘，制造厂应采取如下改进措施：（1）应采用二种规格带凸轮的绝缘盒，防止绝缘盒缝口在运行中进油及涤玻绳滑落到绝缘盒边缘处的不良现象。（2）伸入绝缘盒内的模压绝缘应制成一定锥体形状，施工时绝缘搭接面尺寸严格按设计要求施工。（3）引水管水接头处的绝缘也应按设计要求施工，保证该部位有良好的搭接，对于手包绝缘采用黑玻璃漆布带的发电机必须改为粉云母绝缘结构。（4）同相相邻鼻端绝缘间所处电压虽较低，当设计及工艺不良时仍有可能发生事故，因此在设计、施工时除保证高电位的隔相接头绝缘可靠及固定良好外，对于非隔相接头制造厂同样要精心设计和施工，不能麻痹，对高电位引出线接头与相邻鼻端接头间应保证有一定的距离，切勿造成相碰磨损绝缘等不良后果。（5）端部固定用的涤玻绳，施工时必须做到浸胶透、固化良好及不粘留脏物。（6）鉴于引出线手包绝缘及鼻端绝缘盒绝缘目前无有效的检测手段，要求近3年内（19911994年）生产的发电机应在制造厂内及安装后第一次大修中采用“电位外移法”进行检查，对已运行的发电机中对该处绝缘性能有怀疑时也应采用此法进行检查，当发现电位严重外移者应设法消除。对于“电位外移法”的试验方法及判断标准两部指定哈尔滨大电机研究所和华北电力试验研究所提出。3.3.1.1.4 本条评价项目（见评价）的查评依据如下。【依据1】 火力发电厂金属技术监督规程（DL/T 4382009）。13 汽轮发电机转子的技术监督13.1 汽轮机大轴、叶轮、叶片和发电机大轴、护环等部件，必须有制造厂合格证书，在安装前应查阅制造厂提供的有关技术资料。若发现资料不全或质量有问题，应要求制造厂补检或采取相应处理措施。11.2 汽轮发电机转子安装前应进行如下检查：a）根据DL 5011的要求，对设备的完好情况和是否存在制造缺陷进行外观检查，对常有缺陷的部件和部位应重点检查，对汽轮机轴、调节级叶轮突角处和热槽等部位进行硬度检查；b）带轴向键槽的套装叶轮，应对键槽底部R处进行超声波检查；c）对容量大于或等于200MW汽轮发电机大轴中心孔部位和焊接转子焊缝，若制造厂未提供完整的检查报告或对其所提供的报告有怀疑时，必须进行无损探伤检查。11.3 机组投运后第一次大修时，根据机组情况应对如下部件（或部位）进行宏观和探伤检查，以后检查周期为5万h。叶片超声波检验方法按DL/T 714规定进行。注：末级叶片检查周期为每次大修。a）汽轮机叶片根部和中部；b）末级叶片；c）叶片拉筋、拉筋孔和复环等部位；d）轮缘小角及叶轮平衡孔部位；e）套装并用轴向键固定叶轮的键槽部位；f）调节级叶轮根部的变截面的R处和热槽等部位；g）发电机护环，尤其是内表面；h）发电机风扇叶。11.4 对100MW及以上机组投运后第一个大修时，应对转子本体外表面进行如下检查：a）对汽轮机转子进行硬度检查；b）对发电机转子进行宏观和探伤检查；运行10万小时进行第二次检查，以后检查周期为5万小时。11.5 运行10万小时汽轮发电机大轴中心孔部位进行如下检查，以后检查周期为10万小时。a）采用内窥镜对表面状态进行宏观检查；b）采用磁探等方法对表面缺陷进行检查；c）超声波探伤检查，重点是近表面区。大轴中心孔超声波检验方法及验收标准按DL/T 717规定进行。11.6 对运行10万小时的汽轮机焊接转子的大轴对接焊缝进行超声波探伤检查，以后检查周期为5万小时。超声波检查方法及验收技术标准按DL 505规定进行。11.7 根据检查结果采取如下处理措施：a）对表面较浅缺陷，应磨除；b）热槽和变截面R过渡区失效层应去除；c）叶片产生裂纹时，应更换；d）叶片产生严重冲蚀时，应修补或更换；e）对存在超标缺陷的转子，应进行安全性评定和寿命评估，此项工作必须由上级单位认可的单位承担。带缺陷、需监督运行的转子，应根据情况制定安全运行技术措施，并报上级单位批准执行。11.8 大型机组超速试验时，大轴温度不应低于该大轴材料的脆性转变温度。【依据2】发电机反事故技术措施（水电部86电生火字第193号文附件1）。四、防止发电机转子套箍及零部件断裂飞逸1.因套箍、心环设计结构不合理，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，应结合大修有计划地进行改进处理。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。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。风扇固定应用力矩搬手，及其他专用工具，防止紧力过度。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。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，方可施行。6.对大机组滑环，除选用优质电刷外，应注意加强运行和维护工作，建立责任制，明确专人负责。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。3.3.1.1.5本条评价项目（见评价）的查评依据如下【依据】 国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生技2007883号）11.6 防止发电机局部过热11.6.1 发电机绝缘过热监测器发生报警时，运行人员应及时记录并上报发电机运行工况及电气和非电量运行参数，不得盲目将报警信号复位或随意降低监测仪检测灵敏度。经检查确认非监测仪器误报，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。11.6.2 定期对氢内冷转子进行通风试验，发现风路堵塞及时处理。11.6.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8K，应立即停机处理。3.3.1.2 发电机运行状况3.3.1.2.1 本条评价项目（见评价）的查评依据如下。【依据】 国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生技【2007】883号）5.3.6 集电环（滑环）表面应无变色、过热现象，其温度应不大于120。对励磁电流大的发电机，电刷数目多，尤应注意其发热现象。6.3.4 运行中还应对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进行监视。温差控制值应按制造厂规定执行。制造厂无明确规定则参照如下限额执行：定子线棒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、查明原因并加强监视。此时可降低负荷。一旦定子线棒温差达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，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。对于全氢冷发电机，定子线棒出口风温差达到8或定子线棒间温差超过8时，应立即停机，排除故障。7.1.1 水内冷发电机的水冷系统应满足下列基本要求：b.正常情况下，应保证进入发电机的内冷水温度为4050（PN200MW）；2045（PN200MW）。200MW及以上容量的发电11.3.1.7 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。3.3.1.2.2本条评价项目（见评价）的查评依据如下。【依据1】 汽轮发电机运行规程（国电发【1999】579号）4.4.1 参与调峰运行的发电机，应优先采用变负荷调峰方式。负荷增减的速度应遵守制造厂规定。4.4.2两班制调峰机组由于启动频繁，应加强检查。对已发现缺陷的发电机，应酌情缩减检修间隔。【依据2】 国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生技【2007】883号）12.4.3.防止（水轮发电机）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。11.4.1 调峰运行的发电机，应在停机过程中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。11.4.2 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。退磁后要求剩值为：轴瓦、轴颈不大于2×104T，其他部件小于10×104T。3.3.1.2.3；3.3.1.2.4 本条评价项目（见评价）的查评依据如下。【依据1】 国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生技【2007】883号）11.5 防止漏氢11.5.1 发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在出线箱顶部适当位置设排气孔。同时应加装漏氢监测报警装置，当氢气含量达到或超过1%时，应停机查漏消缺。11.5.2 严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量，确保避开含量在4%75%的可能爆炸范围。内冷水系统中含氢（体积含量）超过2%应加强对发电机的监视，超过10%应立即停机消缺。内冷水系统中漏氢量达到0.3m3/d时应在计划停机时安排消缺，漏氢量大于5m3/d时应立即停机处理。11.5.3 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。发现发电机大轴密封瓦处轴颈存在磨损沟槽，应及时处理。【依据2】汽轮发电机运行规程（国电发1999579号）。8.7.9 当封闭母线内含氢量超过1%时，应立即停机找漏。3.3.1.2.5本条评价项目（见评价）的查评依据如下国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生技【2007】883号）11.2.2 严格控制氢气湿度11.2.2.1 按照氢冷发电机氢气湿度技术要求（DL/T651-1998）的要求，严格控制氢冷发电机氢气湿度。在氢气湿度超标情况下，禁止发电机长时间运行。应确保氢气干燥器处于良好工作状态，在发电机停机时仍可继续除湿。11.2.2.2 密封油系统回油管路必须保证回油畅通，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，应达到运行中氢冷发电机用密封油质量标准（DL/T 705-1999）的规定要求。3.3.1.2.6 本条评价项目（见评价）的查评依据如下。【依据1】汽轮发电机运行规程（国电发1999579号）。7.1.2 在发电机定子和转子内冷水的进水处及水冷器的出口处，均应装设过滤器。过滤器应有备用，以便在运行中能够切换冲洗。滤网应采用不锈钢板冲孔制成。7.1.7 外部水系统管道应该便于冲洗和排除积水，在定子和转子绕组的进出水口、补给水入口和排污管的出口等处应设有取样阀门。为了便于检查水系统的运行情况，定子绕组和定子端部冷却元件的内冷水管、进出口法兰应加有机玻璃环连接，其两端应装好连接线。外部水系统的管道、阀门、水泵、水冷却器、水箱、过滤器等均应有适当的防腐措施，宜采用不锈钢或铜材制品，但不准涂漆，以防漆脱落堵塞水回路。7.2.3 进入发电机的内冷水水质应符合如下要求：a.水质透明纯净，无机械混杂物。b.20时水的电导率：0.51.5S/cm。c.pH值7.08.0。d.硬度10微克当量/升（PN200MW）；2微克当量/升（PN200MW）。e.NH3：微量。为保证进入发电机内的水质合格，水系统安装或大修结束后应进行冲洗、连续排污，直至水路系统内可能存在的污物和杂物除尽为止。水质合格后，方允许与发电机的水路接通。制造厂有特殊规定者应遵守制造厂的规定。【依据2】国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生技【2007】883号）11.3.1.1 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯热圈。11.3.1.2 安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止漏网破碎进入线圈。11.3.1.3 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。11.3.1.4 扩大发电机两则汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。11.3.1.5 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值大于7.0。11.3.1.6 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。3.3.1.2.7 本条评价项目（见评价）的查评依据如下国家电网公司发电厂重大反事故措施（国电发1999579 号）3.6.1 200MW及以上容量的发电机，或只允许在主变压器高压侧短路的发电机，其与主变压器及厂用变压器连接的回路应装设分相的封闭母线。3.6.2 封闭母线应焊接良好、严密、不漏水，并应有监视接头温度的窥视窗；导体及外硐的运行温度不应超过制造厂的规定。制造厂无规定时按国标执行。3.6.3 封闭母线的外壳应可靠接地，其截面应具备承受短路电流的能力。3.6.4 为防止氢冷发电机的氢气漏人封闭母线，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。还应加装漏氢监测装置。3.6.5 封闭母线应有防止结露、积水的措施。3.3.1.2.8本条评价项目（见评价）的查评依据如下【依据】汽轮发电机运行规程（国电发1999579号）。4.2.3 密闭式冷却的发电机的最低进风温度应以气体冷却器不出现凝结水珠为标准。通常这一温度不低于20。水氢冷或双水内冷的发电机应保持定子内冷水温度高于进风温度，以防发电机内结露。4.2.4 发电机冷却介质出口温度不予规定，但应监视进、出口温差。若温差显著增大，则表明发电机冷却系统已不正常，或发电机内部的损失有所增加，应分析原因，采取措施，予以解决。5.2.1 所有安装在发电机仪表盘上的电气表计指示值，必须每小时记录一次；发电机定子绕组、定子铁心和进出水、进出风温度，必须每小时检查一次，每两小时记录一次。若有特殊要求时，可以缩短抄表时间。如果装有自动记录仪表，其抄表时间可以延长，具体间隔时间，由现场规程规定。3.3.1.2.9 本条评价项目（见评价）的查评依据如下。【依据1】国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生技【2007】883号）10.1.4 防止发电机非同期并网及发电机非全相运行。11.9 防止发电机非同期并网11.9.1 微机自动准同期装置应安装独立的同期鉴定闭锁继电器。11.9.2 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：11.9.2.1 对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动。11.9.2.2 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定继电器进行实际校核。11.9.2.3 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。【依据2】发电机、汽轮机事故汇报会议纪要（能源部安保安199274号文）。（二）防止发电机组非全相运行造成转子损坏事故：1.施工和运行单位要严格认真按安装和检修规程规定，保证发电机主开关的安装、调试及检修质量；2.设计部门在设备选型时要充分考虑到发电机出口开关的特殊性，尽可能采用三相连动开关；3.发电机开关的失灵保护必须正常投入，并应在动作条件上考虑发电机组非全相运行情况；4.对于故障时负序电流I2或t超出规定值的发电机，一般应停机进行抽转子检查处理，并在停机时对处理过的有关部件进行复查。（三）防止发电机组非同期起动、异步运行：1.要加强同期装置、回路和厂用系统电源开关的检修、维护工作，防止因同期装置、回路发生问题和厂用系统电源开关误动造成发电机非同期起动、异步运行；2.对100MW及以上参加起停调峰的机组，停机时必须拉开发电机开关出口刀闸，100MW以下调峰机组由网、省局根据情况自定。（四）为了加强运行监视，应采取以下手段：1.在同期开关接点上加装监视灯（或其他装置），作为辅助判据以检验同期开关动作是否完好；【依据3】同步发电机在非全相故障时运行操作技术研究通报（水电部（87）技电第88号文）。1.加强对发电机变压器组出线开关的检修、维护和校验，保证三相都能正常跳闸。2.在出现非全相故障时，应一面尽快排除开关故障，同时调节汽轮机的有功功率和发电机的励磁电流，使机组的有功和无功功率接近于零。此时不应关闭汽轮机的主汽门和切除发电机的励磁电流，因为这样不仅不能减少发电机的负序电流，反而会加大负序电流。【依据4】发电机反事故技术措施水电部（86）电生火字第193号文附件1。十一、防止发电机非全相运行，烧坏转子1.当发电机发生两相短路，t大于允许值时，应及时停机，抽出转子详细检查，必要时需拔下套箍检查，如发现过热区有熔渣或微观裂纹，必须全部打磨消除后才能继续运行，以免扩大事故造成更严重的损失。2.对10万kW及以上的发电机，应装设负序电流表和负序保护装置，负序保护采用反时限过电流断时器。为了及时监视稳态负序电流，应加装报警装置，并应按制造厂提供允许值及国家标准规定值整定。负序电流超过规定限值时，应立即切机。3.鉴于负序电流烧伤转子的事故中，有50%系由于断路器原因所引起，因此除要求制造厂提高产品质量外，确保断路器的检修质量至关重要。此外，运行中还应加强监视，使断路器能正确动作。容量为20万kW及以上的发电机的出口断路器应加装失灵保护，一旦这台断路器不能全相断开时，能切断所有电源，不使发电机遭受损伤。3.3.1.2.10 本条评价项目（见评价）的查评依据如下【依据1】发电机反事故技术措施（水电部86电生火字第193号文附件1）。九、防止氢爆或着火1.运行中氢冷发电机及其氢系统5米范围内严禁烟火。如需进行明火作业或检修试验等工作，事先必须检测漏氢情况，对气体取样分析。确认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。2.在发电机本体及其氢系统上进行检修、试验工作时，必须断开氢系统，并与运行氢系统有明显的断开点。充氢侧加装严密的堵板。3.发电机附近严禁放置易燃物品。禁止在充氢管线上搭焊电焊地线，更严禁用电焊把在充氢管线上打火。4.氢设备附近的电气接点压力表最好采用防爆表。若非防爆表，则仅适用于装在空气流通的地方。5.在气体介质置换过程中，应定期取样，分析混合气体的成分。取样点应选在排出口母管和气体不易流动的死区。取样前先放气12min，以排出管内余气。6.气体介质的置换避免在起动、并列过程中进行。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。7.氢冷发电机运行时，排烟机要经常运行，应定期（每周一次）从排烟机出口和主油箱顶取样（漏氢增大时应随时取样检查），监视含氢量是否超过厂家规定（无厂家规定按2%），如超过时应查明原因并予消除。8.密封油泵的备用泵（直流泵）必须经常处于良好备用状况，保证能随时联动成功。9.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落。【依据2】汽轮发电机运行规程（国电发【1999】579号）。3.1.8 发电机应有适当的灭火装置。空气冷却的发电机内部必须装置灭火管或二氧化碳管，管路的端头必须引出机座外；氢气冷却的发电机，应该用二氧化碳灭火，二氧化碳应该到二氧化碳木管上。此外，在主控室和主机室内，还应按有关规定配置电气设备专用的灭火器并定期检验更换。6.3.8当发电机（包括同轴励磁机）着火时，值班人员应立即采取下列措施：a.立即打下危急保安器或操作紧急停机按钮，并通知主控室值班人员。b.发电机设有水灭火装置时，值班人员应根据现场的水灭火装置使用规程，立即向机内配水，知道火焰完全熄灭为止。氢冷却的发电机则应切断氢源和电源，用二氧化碳灭火。水内冷发电机应使水泵继续运行，直至火焰熄灭为止。3.3.1.2.11本条评价项目（见评价）的查评依据如下【依据】安全生产客观需要3.3.1.3发电机专业技术管理3.3.1.3.1本条评价项目（见评价）的查评依据如下。【依据】发电厂检修规程（SD 2301987）。2.2 主要设备的检修项目2.2.1 发电厂主要设备的大修项目分标准项目和特殊项目（包括重大特殊项目）两类。2.2.1.1 标准项目的主要工作内容如下：a.进行较全面的（对已掌握规律的老机组可以有重点地进行）检查、清扫、测量和修理；b.消除设备和系统的缺陷；c.进行定期的监测、试验和鉴定，更换已到期的、需要定期更换的零部件；d.“四项”监督中一般性检查工作（对已运行15万h以上的火电机组要注意老化问题）。2.2.1.2 特殊项目（指标准项目以外的检修项目）中，技术复杂、工作量大、工期长、耗用器材多、费用高或对系统设备结构有重大改变的项目称为重大特殊项目。重大特殊项目的检修由电厂提出报告，经主管局批准后列入大修计划。2.2.2 主要设备的小修项目也分为标准项目和特殊项目。标准项目的主要内容是：2.2.2.1 消除运行中发生的缺陷；2.2.2.2 重点清扫、检查和处理易损、易磨部件，必要时进行实测和试验；2.2.2.4 大修前的那次小修，应进行较细致的检查和记录，并据此确定某些大修项目。附 录 B设备大修参考项目表三、汽轮发电机大修参考项目表部件名称标 准 项 目特 殊 项 目重大特殊项目（一）定子1.检查端盖、护板、导风板、衬垫等2.检查和清扫定子绕组引出线和套管3.检查和清扫铁芯连接片、绕组端部绝缘、绑线、隔木（垫块）、支持环或压紧螺栓，消除缺陷4.更换少量隔木（垫块）5.绕组端部喷漆6.检查清扫通风沟及通风沟处线棒绝缘，检查槽楔、铁芯，必要时，更换少量不合格槽楔7.灭火装置检查清扫8.检查和校验温度表（包括埋入式）9.水内冷发电机进行通水反冲洗及水压试验10.电气预防性试验1.更换部分定子线棒或修理线棒绝缘2.定子端部绕组接头重新焊接3.更换25%以上槽楔和端部隔木（垫块）或重扎绑线4.铁芯局部修理5.改进绕组端部结构6.抽查水内冷、氢内冷发电机大接头6个以上7.更换水内冷发电机组25%以上的引水管8.更换测温元件1.更换全部定子线棒2.铁芯解体重装（二）转子1.测量空气间隙2.抽转子（对通风系统严密性好的密闭式空冷和氢冷发电机可每两次大修抽一次转子）3.抽出转子时应进行下列工作：检查和吹扫转子端部绕组；检查转子绕组槽楔有无松动、位移、变色等；检查套箍嵌装情况；检查和测量套箍有无位移、变形，分段套箍的接缝处间隙有无变化；检查心环、风扇、轴颈及平衡重块；检查内冷转子通风孔应逐个检查通流情况4.检查及清扫刷架、滑环、引线，调整电刷压力，更换电刷（包括接地电刷），打磨滑环，必要时进行车旋5.水内冷发电机进行通水反冲洗与水压试验6.更换水冷机组的全部丁氰橡胶管或复合管7.转子大轴中心孔探伤8.电气预防性试验1.移动发电机定子，调整空气间隙2.处理绕组匝间短路，接地拉出套箍清扫端部绕组3.更换风扇叶片、转子槽楔、滑环及引线1.更换转子绕组绝缘2.更换转子套箍、芯环等重要结构部件（三）冷却系统1.检查及清理冷却器及冷却系统（包括水箱、滤网、阀门、水泵、管道）等，进行冷却器水压试验，消除泄漏2.清扫气冷室，检查严密情况，消除漏风，检查及清扫气体过滤器，必要时油漆气冷室3.检查氢气系统、二氧化碳系统的管道、阀门、法兰、表计及自动装置等，消除漏气，必要时更换氢冷发电机密封垫4.氢外冷发电机静态和额定转速下的整体漏风试验（内冷机在静态下进行）5.冷却器铜管内壁酸洗更换冷却器（四）轴承和油系统1.检查轴承及油挡磨损，钨金脱胎、裂纹等缺陷以及轴瓦球面、垫铁的接触情况，测量间隙、轴承紧力，检查油系统和滤油装置，检修密封油泵2.检查氢冷发电机的密封瓦3.检查清扫励磁机侧轴承座及螺丝的绝缘垫，必要时更换4.清扫油管道，检查法兰的绝缘垫，必要时更换1.更换主轴承、密封瓦2.修刮轴承座、台板或基础加固灌浆3.全部清洗油管道（五）励磁机及励磁系统（五）励磁机及励磁系统1.检查及清扫端盖2.测量调整空气间隙，抽转子3.检查及清扫定子、转子，包括绕组接头、绑线、铁芯、槽楔、轴颈、风扇、整流子及其焊头等，更换不合格槽楔4.检查电刷，调整电刷压力及中心位置，更换电刷，检查和调整刷架，必要时更换刷架5.测量、修刮及打磨整流子，必要时车旋整流子6.检查无刷励磁或静态励磁机组的整流元件及有关控制调节装置7.检查励磁回路的一切设备8.检查清理滤风装置、冷却器，进行冷却器水压试验9.励磁开关解体检修10.轮修备用转子或备用励磁机组11.电气预防性试验1.更换磁极、电枢绕组2.更换整流子3.全部重焊整流子与电枢绕组接头4.处理或更换转子绑线5.更换励磁开关、灭磁电阻6.更换整组整流元件及控制部分的插件（六）其他1.检查清扫和校验、修理发电机的配电装置、母线、电缆、监测仪表、继电保护装置和控制信号装置等2.其他根据设备情况需要增加的项目3.发电机外壳油漆更换配电装置、较多电缆、继电器或仪表 注 本表标准项目中带*者并不是每次大修的必修项目，只在必要时才在某次大修中进行。3.3.1.3.2本条评价项目（见评价）的查评依据如下 注：本条原内容属于继电保护条款，现改为“发电机非正常和特殊运行”【依据1】大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护DL/T970-20054技术要求4.1进相运行4.1.1一般要求 进相运行属于正常运行范畴的特殊运行方式。 大型发电机应当具备按照电网需求随时进相运行的能力，以便为系统提供较好的动态无功储备，确保电网的电压质量和经济运行。按照GB/T 7064-2002第5.13条的要求，汽轮发电机在设计时已具备了带额定负荷进相运行范围可以达到超前功率因数0.95的能力，但设计和制造时仅能考虑励磁调节性能和定子端部附加发热的限制，实际进相运行时还必须考虑发电机与系统之间相关的限制条件，如发电机静稳定、系统电压以及厂用电压降低等。4.1.2实际进相能力的确定 进相运行时定子端部的附加发热问题通常已由专门的设计加以解决，但某些早期生产的汽轮发电机（如部分双水内冷发电机）定子端部可能仍存在发热较高的问题；当励磁系统设计适当时，一般都可以满足发电机静稳定的要求；厂