防止发电机及调相机损坏事故的重点要求.doc

防止发电机及调相机损坏事故的重点要求10.1 防止定子绕组故障10.1.1 防止定子绕组端部绝缘损坏10.1.1.1 200MW及以上汽轮发电机、燃气轮发电机、100Mvar及以上调相机，新建、投运1年后及每次大修时应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，存在松动、磨损情况应及时处理；并按照相关标准进行模态试验，试验结果应与历史数据进行比较。试验数据不合格时应综合历史数据和运行情况进行分析，制定相应的检修及运维措施。多次出现松动、磨损情况时，应重新对绕组端部进行整体绑扎；多次出现大范围松动、磨损情况时，应对绕组端部结构进行改造或加装绕组端部振动在线监测系统监视运行。10.1.1.2 新机出厂时应进行定子绕组端部起晕试验，并提供试验报告。定子绕组运行于空气介质的，应根据检修计划定期进行电腐蚀检查，并进行电晕试验确定起晕电压及放电点位置，根据电晕试验结果及发展趋势制定处理方案。定子绕组运行于氢气介质的，当端部检查存在明显电腐蚀特征时，应开展起晕试验，并根据试验结果指导修复工作。10.1.1.3 加强大型发电机和调相机的环形引线、过渡引线、主引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等部位的绝缘检查。交接及大修时，应对定子绕组手包绝缘进行试验，及时发现和处理缺陷。定子绕组采用水内冷的，大修时应尽可能在通水或充水条件下进行。10.1.1.4 抽蓄机组定子线棒端部接头应采用全封闭环氧浇注绝缘结构，对于已投运的采用其他绝缘结构的机组，应要求制造厂重新进行端部绝缘设计，及时改造。10.1.2 防止定子绕组槽部绝缘损坏10.1.2.1 新机投运满1年后及每次大修时，应对定子槽部进行检查或试验，当出现以下情况时采取更换槽楔、部分或全部重打槽楔等措施：(1) 同一槽内连续多个槽楔发生松动；(2) 铁心端部槽楔发生松动；(3) 大面积槽楔松动（如超过25%）或较上次检查松动槽楔数量明显增加；(4) 发现槽楔开裂等严重缺陷；(5) 槽内半导体垫条、绝缘垫条大面积窜出。10.1.2.2 机组运行或检查中出现以下问题时，应及时查明原因，怀疑存在槽部防晕层损坏的应进行槽电位测量或槽放电探测，试验结果异常的应及时处理：(1) 在线局放监测数据随负荷增加而急剧增加；(2) 空冷机组冷却空气中出现大量臭氧；(3) 运行中测温元件电位升高；(4) 定子槽楔大面积松动；(5) 铁心通风道内、槽楔附近可见绝缘磨损产生的粉末或黑色油泥；(6) 相出线端高电位线棒上有局放蚀损或燃弧迹象。10.1.3 防止绝缘受潮10.1.3.1 氢冷发电机应配置具有强制氢气循环功能的氢气干燥器，干燥塔宜采用循环再生结构，吸湿和再生环节应能自动循环切换保证连续对氢气进行干燥，吸附剂宜选用活性氧化铝，氢气干燥器应配备精度合格、具备防爆和防油污等基本功能的湿度检测仪表。10.1.3.2 氢冷发电机运行中，应严格控制机内氢气湿度。保证氢气干燥器始终处于良好工作状态，并定期进行在线监测和手工检测比对，防止单一指示误差造成误导。机组停机状态下，处于空气环境中的绕组应根据环境湿度采取保温驱潮措施；充氢状态下，应根据氢气湿度情况启动氢气干燥器强制除湿功能。10.1.3.3 密封油系统回油管路应保证回油畅通并加强监视，防止密封油进入发电机内部影响氢气湿度。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，并定期检测密封油含水量等指标，密封油质量应符合相关标准要求。10.1.3.4 新建水内冷机组应有单独引出的汇水管接地端子，方便检修及启动前进行绝缘电阻、直流泄漏电流测量。10.1.4 加强定子绝缘局部放电在线监测10.1.4.1 300MW及以上发电机、100Mvar及以上调相机，宜配备定子绕组绝缘局部放电在线监测装置，并优先选用具备模式分析、噪声分离功能的监测装置。10.1.4.2 监测装置报警时，应先排除封闭母线段关联设备的干扰，并结合历史趋势、报警频次、放电特征、负荷相关性等信息进行综合分析，如存在局放量异常增高并持续增长的情况，应及时停机检查。10.2 防止定子铁心故障10.2.1 加强铁心制造阶段质量控制，防止由于制造缺陷引起的绝缘损伤或片间短路。铁心出厂前应进行铁心磁化试验，并出具试验报告。现场安装过程中避免铁心表面擦碰导致的叠片表层绝缘损伤。10.2.2 运行中，加强对机座振动及异音的监测，存在异常时应对振动频谱进行分析，当存在显著增长的100Hz频率分量时，应分析铁心松动的可能性，并制定停机检查计划。10.2.3 检修时，应结合运行振动数据、外观检查情况，采用插刀试验或穿心螺杆预紧力复核等方法对铁心紧固情况进行判断。运行中机座存在明显振动的机组，应对绕组端部固定情况、定位筋与铁心接触情况、穿心螺杆紧固情况、隔振结构性能进行重点检查，存在异常时应采取措施及时处理，防止缺陷扩大。10.2.4 检修中应检查铁心是否存在局部松齿、叠片短缺、局部烧熔或过热、外表面附着黑色油污等问题，结合实际异常情况必要时进行发电机定子铁心故障诊断试验（ELCID）或铁心磁化试验，检查铁心片间绝缘有无短路以及铁心发热情况，分析缺陷原因及时进行处理。对测温元件绝缘电阻进行检查，防止因测温元件及引线绝缘损伤导致片间短路。10.2.5 水轮发电机新机设计时，定子铁心穿心螺杆宜采用全绝缘结构，若采用分段绝缘结构，应有可靠措施防止穿心螺杆和铁心间脏物进入造成穿心螺杆绝缘下降（如对穿心螺杆本体进行绝缘处理）。10.2.6 应根据机组接地方式合理配置定子单相接地保护定值和出口方式。机组单相接地故障电流应满足制造厂要求，当制造厂没有明确规定时，单相接地故障电流宜限制在15A以内；对于电容电流较大的机组，可与制造厂协商适当放宽单相接地故障电流限制，但不宜超过25A。10.3 防止转子绕组故障10.3.1 防止转子绕组匝间短路10.3.1.1 加强转子制造过程的质量管控，防止因制造工艺问题导致转子绕组匝间短路。转子在运输、存放过程中应满足防尘、防冻（储存温度不应低于5）、防潮和防机械损伤等要求，严格防止转子内部落入异物。10.3.1.2 运行中应监视密封油系统运行情况，确保密封油系统平衡阀、压差阀动作灵活、可靠，避免发电机进油造成转子运行环境劣化。10.3.1.3 加强机组运行数据分析，当出现以下情况时应分析转子绕组存在匝间短路的可能性，必要时降低负荷运行：(1) 转子振动增加并与励磁电流变化有明显相关性；(2) 在相同工况或试验条件下，励磁电流值明显增大；(3) 对于定子膛内安装有探测线圈等磁通传感器的机组，监测波形异常；(4) 转子磁化造成轴电压异常升高。当判断发电机转子绕组存在严重的匝间短路时，应尽快停机检修。10.3.1.4 停机检查（如发现转子磁化等）、例行试验或运行中怀疑存在匝间短路的转子，应开展重复脉冲法（RSO）试验或转子频域阻抗分析（FIA）试验进行综合诊断。有条件时，应在交接及历次检修时开展频域阻抗分析试验，留取阻抗频谱数据，对转子绝缘状态进行跟踪分析。10.3.1.5 转子在运行中存在异常，但静态试验数据无明显异常时，应进行动态匝间短路诊断试验。10.3.1.6 对于确认存在匝间短路缺陷的机组，应根据匝间短路的严重情况，制定安全运行条件及检修消缺计划。当存在较严重转子绕组匝间短路时，应尽快消缺，防止转子、轴瓦等部件磁化。发电机转子、轴承、轴瓦发生磁化（参考值：轴瓦、轴颈>10×10-4T，其他部件>50×10-4T）应进行退磁处理。退磁后剩磁参考值为：轴瓦、轴颈小于2×10-4T，其他部件小于10×10-4T。10.3.1.7 运行超过20年的机组，宜加装转子绕组匝间短路在线监测装置，并对在线监测数据进行定期分析。10.3.1.8 水轮发电机新机设计时，制造厂应核算转子励磁回路突然断路、定子绕组短路或缺相等事故工况下磁极线圈匝间过电压分布，磁极线圈匝间绝缘设计应能承受发生上述故障时产生的过电压冲击。10.3.2 防止转子绕组接地短路10.3.2.1 当转子励磁回路接地保护报警时，应先对转子外部励磁回路进行检查并尝试消缺，经分析确定为稳定性的金属接地且无法排除故障时，应立即停机处理。10.3.2.2 机组启动时，根据相关标准要求进行额定转速下转子绕组绝缘测量，及时发现动态接地隐患。10.3.2.3 机组停机及检修时，应采取相关措施防止转子受潮及异物进入风道。10.3.3 防止转子绕组引线故障10.3.3.1 大修时应利用内窥镜检查等方法，检查转子绕组引线及固定结构等是否存在松动、过热、开裂等迹象，并进行转子直流电阻测量和分析，当消除测试条件影响后直流电阻存在明显增大时，应进一步检查绕组引线是否存在异常。10.3.3.2 机组每次空载启动时，应记录转子励磁电流、电压及相关温度数据，并与历史数据进行比较，如出现明显异常应进行运行数据及绝缘过热监测数据的分析。运行中如存在励磁电流和无功功率异常下降，应分析转子引线过热的可能性，并采取降负荷或停机等措施，防止故障扩大。10.3.3.3 抽蓄机组新机设计时，磁极连接线应采用抗疲劳结构，若采用刚性磁极连接线，应采用整板加工的一体铜排，不应使用拼焊成型结构，连接线的受力情况要经计算分析。磁极连接线铜排直角平弯时，弯曲半径应不小于2d（d为铜排厚度），经计算应力较大部位，应优化磁极连接线结构，改善磁极连接线应力。转子励磁引线穿轴段宜采用一体化铜排连接或分段焊接连接结构，对于已投产采用穿轴螺杆的机组，存在隐患的应要求制造厂重新进行设计，并及时改造。10.3.3.4 水轮发电机新机设计时，磁极连接线在磁轭与磁极上均设有固定点时，应在连接中设计补偿装置，以吸收磁极与磁轭的相对位移、振动产生的拉伸应力。10.3.3.5 水轮发电机现场安装磁极连接铜排过程中，应保持铜排在自由状态下连接固定，安装矫正时不应引起连接线受损；定期检查或检修时，应检查磁极引出线根部、磁极连接线弯曲处等应力集中部位有无裂纹情况，通流部件有无过热、螺栓松动等情况。10.3.4 防止调峰机组转子绕组故障10.3.4.1 对于参与调峰运行的新建发电机，应在设备订货时提出针对性要求，确保满足调峰运行需要。10.3.4.2 对于通过技术改造参与调峰运行的机组，改造前应对机组改造方案进行评估，保证改造方案满足机组调峰运行要求，并制定针对调峰运行的运行措施及检修计划，防止转子绕组发生热变形、匝间短路等故障。10.3.4.3 对参与调峰运行的 300MW 及以上容量的汽轮发电机，尤其是结构上未针对调峰进行改造的机组，机组投运 1 年后应进行专项检修。利用内窥镜检查转子绕组端部和极间连接线有无过热变色、变形、端部垫块松动、匝间绝缘移位等问题，必要时拔下转子护环检查与本体嵌装部位有无裂纹和蚀坑。 10.3.4.4 对于频繁调峰的机组，应加装转子绕组匝间短路在线监测装置或定期开展针对性的转子运行相关数据分析工作，已安装在线监测装置的应对在线监测数据进行定期分析。10.4 防止转子大轴及护环损伤10.4.1 水平放置转子在到货存储、安装及检修期间，应采取转子中部增加合适支撑或定期（不超过两周）翻转180°等措施防止转子大轴弯曲。10.4.2 转子在运输、存放及大修期间应避免受潮和腐蚀。大修时，应对转子护环进行金属探伤和金相检查，检出有裂纹或蚀坑应根据严重程度进行局部处理或更换。测量并记录护环与铁心轴向间隙，与出厂及上次测量数据比对，以判断护环是否存在位移。10.4.3 转子转轴非接地端轴承（座）与底板和油管间应设置绝缘结构，便于在运行中测量该轴承（座）与底板间的绝缘电阻，防止产生轴电流损坏轴瓦。运行中应定期测量轴电压，轴电压升高时，应首先检查转子大轴接地是否良好、励磁回路阻容吸收装置是否正常，必要时分析轴电压成分，确定成因后制定相应处理措施。10.4.4 水轮机组运行中，轴承轴电流保护或轴绝缘监测回路应正常投入，出现轴电流或轴绝缘报警应及时检查处理，禁止机组长时间无轴电流保护或无轴绝缘监测运行。10.5 防止内冷水系统故障10.5.1 防止水路堵塞10.5.1.1 定子绕组端部引线水路通流截面应达到设计值，引出线外部水路的安装应严格按照厂家的图纸和要求进行，保证（总）水管焊接位置有效截面积满足设计要求。10.5.1.2 水内冷转子进水支座安装时应严格按照制造厂的安装图纸和技术规范进行，保证安装精度，防止盘根等部位磨损造成转子水路堵塞。10.5.1.3 定子、转子冷却系统应采用耐蚀性能不低于S30408不锈钢材质的水泵、管道和阀门，防止锈蚀产物进入内冷水系统。10.5.1.4 水内冷系统中管道、阀门的橡胶密封圈应全部使用聚四氟乙烯垫圈，并应定期（不宜超过1个大修期）更换。检修过程中涉及水回路再密封时，应严格按照制造厂施工工艺要求开展，禁止随意更改密封措施。10.5.1.5 绕组线棒在制造、安装、检修过程中，若放置时间较长，应将线棒内的水放净并及时吹干，防止空心导线内表面产生氧化腐蚀。有条件时可进行充氮保护。10.5.1.6 定期对定子线棒进行反冲洗（线棒出水端安装节流孔板的发电机除外），反冲洗回路不锈钢滤网应达到200目（75m），并定期检查和清洗滤网。机组运行期间发电机水路反冲洗门应关闭严密并上锁。反冲洗时应按照相关标准要求进行，反冲洗的流量、流速应大于正常运行中的流量、流速（或按制造厂的规定），冲洗直到排水清澈、无可见杂质，进、出水的 pH值、电导率基本一致且达到要求时终止。10.5.1.7 交接及大修时应进行水系统流通性检查，分支路进行流量试验或进行热水流试验。10.5.1.8 内部水回路充水时应彻底排气，防止由于环形引线“气堵”导致的过热烧损。10.5.1.9 水内冷机组的内冷水质应按照相关标准进行优化控制，长期不能达标的发电机应选择适用的内冷水处理方法进行设备改造。机组运行过程中，应在线连续测量内冷水的电导率和pH 值，定期测定含铜量、溶氧量等参数。10.5.1.10 严格按规范安装温度测点，做好防止感应电影响温度测量的措施，防止温度跳变、显示误差。运行中实时监测发电机各部位温度，当发电机（绕组、铁心、冷却介质）的温度、温升、温差与正常值有较大的偏差时，应立即分析查找原因。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：对于水内冷定子线棒层间测温元件的温差达8或定子线棒引水管同层出水温差达8应报警，并及时查明原因，必要时降低负荷或停机；当定子线棒层间温差达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，应立即降低负荷，在确认测温元件无误后应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。经反冲洗无明显效果时，应依据相关标准综合分析内冷水系统结垢的可能性，并委托专业机构进行化学清洗。10.5.1.11 对于内冷水系统存在漏氢隐患的机组，应加强出水温度的监测，防止由于气堵造成线棒过热。10.5.1.12 运行中严格保持水内冷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。10.5.2 防止内冷水系统断水10.5.2.1 内冷水系统中的主要部件，如水泵、冷却器和过滤器等应采用冗余设计，确保系统的连续运行。内冷水系统内所有部件的容量或处理能力应有相应的裕度。主水泵及备用水泵应由两段不同母线供电。10.5.2.2 加强定子内冷水泵的运行维护，备用水泵应处在正常状态，防止切换时因备用水泵故障造成定子水回路断水，严防水箱水位偏低或水量严重波动导致断水故障。10.5.2.3 断水保护装置的信号宜采用直接测量流量的方式或采用流量孔板测量方式，信号宜选择流量测量装置的前后差压开关量，并满足三取二原则，三个信号应独立取样。运行中定子绕组断水最长允许时间应符合制造厂规定，开关量信号以硬接线方式送至发电机断水保护，并作用于跳闸。10.5.2.4 发电机定冷水压力测量应考虑测点位差影响，管道条件允许时，定冷水流量装置应装设在反冲洗支管接口之后的定子内冷水管道，确保准确体现实际进入发电机的冷却水流量。10.5.3 防止定子、转子绕组漏水10.5.3.1 绝缘引水管不得交叉接触，不得附着、捆绑其他附属装置，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。检修中应加强绝缘引水管检查，引水管外表面应无伤痕。10.5.3.2 做好漏水报警装置调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠，并定期对管路进行疏通检查，确保管路畅通。10.5.3.3 水内冷转子绕组复合引水管应采用具有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。10.5.3.4 100MW及以上发电机、100Mvar及以上调相机的出水拐角应采用不锈钢材质，以防止转子线圈拐角断裂漏水。10.5.3.5 机组大修期间，应对水内冷系统密封性进行检验。当对水压试验结果不确定时，宜用气密试验查漏。10.5.3.6 对于不需拔护环即可更换转子绕组导水管密封件的特殊机组，大修期应更换密封件，以确保转子冷却的可靠性。10.5.3.7 水内冷机组发出漏水报警信号，经判断确认是内部漏水时，应立即停机处理。10.5.3.8 机内氢压应高于定子内冷水压，其差压应按厂家规定执行。如厂家无规定，差压应大于0.05MPa。10.6 防止发生局部过热10.6.1 防止铁心及绕组过热10.6.1.1 新机制造时，定子铁心、定子线圈层间埋入式测温元件应采用冗余设置，保证各测点有备用替换元件。10.6.1.2 定子绕组现场装配时，绕组端部所有的接头和连接应采用银铜焊接工艺，接头处的载流能力不得低于同回路的其它部位。10.6.1.3 水轮发电机励磁引线及磁极连接线的接头应采用镀银或搪锡工艺，制造厂应对接触面的电流密度进行计算校核，确保机组运行时接触面的温升在安全范围内。10.6.1.4 交接及大修时，应对定子铁心通风槽进行检查，防止由于油污、灰尘或异物等造成通风槽堵塞引起铁心局部过热。对风冷转子进行通风试验，发现风路堵塞时及时处理。穿转子前应再次检查所有通风孔，避免因遗留异物造成堵塞。10.6.1.5 运行中，应加强氢气冷却器、空气冷却器水流量监测，当出现水流量不足或断水情况时及时处理。氢内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，应立即停机处理。10.6.1.6 对于运行中多次过励的机组，检修时应重点检查铁心背部是否存在过热痕迹；对于深度进相的机组，运行中加强对铁心端部的温度监测，检修时应重点对端部结构件和铜屏蔽等进行检查。10.6.1.7 加强交接及历次大修时对定子绕组直流电阻的测量及结果分析，对于直流电阻有增长趋势或超标的，应结合敲击法或大电流红外成像法等手段进行缺陷定位并及时处理。10.6.2 加强绝缘过热监测装置管理10.6.2.1 300MW及以上汽轮发电机、燃气轮发电机及100Mvar及以上调相机宜安装绝缘过热监测装置，监测装置应具备对0.1m以下烟气微粒的检测能力，当绝缘存在早期过热（对于F级绝缘达到230）时应可靠报警。10.6.2.2 装置发生报警时，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，就地核对监测装置是否正常，并排除油污、气流变化等影响，不得盲目将报警信号复位或随意降低监测装置检测灵敏度。10.6.2.3 经检查确认非监测装置误报后，应立即取样进行色谱分析。对于铁心局部过热可能引发的单次短时报警，不应简单视为误报，应作好报警信息及相关运行数据的记录分析，必要时停机进行消缺处理。当出现持续、频繁报警并核对无误后，应停机处理。10.7 防止氢冷发电机漏氢10.7.1 防止经冷却系统漏氢10.7.1.1 水氢氢冷发电机内冷水箱应加装氢气含量检测装置，量程范围应满足0%20%（体积浓度）测量要求，定期进行巡视检查，做好记录。氢气含量检测装置的探头应结合机组检修进行定期校验。 10.7.1.2 内冷水箱漏氢监测数据应以未进行补排水、水箱液位稳定时为准。当含氢量（体积含量）超过2%应报警，并加强对发电机的监视，超过10%应立即停机消缺。对于闭式水箱，氢气浓度应在排气阀开启状态下，水箱上部气体达到动态稳定时测量。10.7.1.3 加装气体流量表的机组，应定期记录流量表的示数，并对单位时间内增量进行趋势分析。当单位时间内增量明显增大时，应首先排除保护气体、水温或水位变化等因素的影响，实际增量超出制造厂规定值时，应安排消缺或停机，制造厂未做规定时按照以下标准执行：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。10.7.1.4 有条件时开展水内溶解氢量检测（或监测），通过与同类机组及历史数据比较或计算等效漏氢量，判断是否存在漏氢缺陷。10.7.1.5 运行中内冷水质明显变化时（如pH值减小、电导率上升），应结合以上分析判断是否存在漏氢。10.7.1.6 氢气冷却器的冷却水压异常上升时，应检查是否存在漏氢问题，并及时处理。10.7.2 防止经油系统漏氢10.7.2.1 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475的可能爆炸范围。10.7.2.2 机组安装和检修时应严格按要求调整密封瓦间隙，密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，运行应监视氢油压差变化。发现发电机大轴密封瓦处轴颈存在磨损沟槽，应及时处理。10.7.3 防止经密封结合面、外部管路及转子漏氢10.7.3.1 发电机端盖密封面、密封瓦法兰面以及氢系统管道法兰面、水系统、监测系统的管路法兰和阀门、氢干燥器内部管路法兰和阀门等所使用的密封材料（包含橡胶垫、圈等），经检验合格后方可使用。严禁使用合成橡胶、再生橡胶制品。10.7.3.2 发电机内外进出水管、氢气管路、排污管等的焊缝应在每次大修中进行全面检查，防止焊口运行中开裂泄漏。10.7.3.3 交接和大修时应对发电机转子进行气密性试验，防止运行中经导电螺杆漏氢，宜在发电机励磁罩壳内安装危险气体探头，并定期校验。10.7.3.4 整机气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。10.7.4 防止经出线箱及封闭母线漏氢10.7.4.1 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，排气孔上端应具有防止异物掉落的措施。10.7.4.2 出线箱内应加装漏氢监测报警装置，当有漏氢指示时应及时查明原因，当氢气含量达到或超过1%时，应停机查漏消缺。10.8 防止励磁系统故障引起设备损坏10.8.1 防止集电环及直流母线故障10.8.1.1 集电环小室内附属部件、固定螺栓应安装牢固，电缆应靠近小室边缘布置，防止部件脱落掉入集电环与碳刷之间，引起集电环、碳刷故障。集电环小室底部与基础台板间不应留有间隙，防止异物进入造成转子接地故障。10.8.1.2 运行中应定期利用红外成像仪检查集电环及碳刷本体发热情况（重点检查碳刷与集电环接触面附近温度），并测量碳刷载荷电流分布情况。当集电环温升过高时应检查风路是否通畅、进口滤网是否堵塞；出现碳刷过热、载荷分布不均或打火现象时，应对碳刷磨损情况、电刷是否抖动、弹簧压力是否正常、刷盒安装间隙和位置情况进行检查和处理，必要时应利用频闪仪检查集电环表面情况。若打火严重或形成环火，且无法消除时必须立即停机。10.8.1.3 应明确碳刷长度更换标准，并使用制造厂家指定的或经过试验验证的同一牌号电刷。碳刷使用前，应研磨使其接触面弧度与集电环表面一致，防止碳刷接触不良引起打火、过热等故障，并应避免短时间内同一刷架更换多个碳刷。10.8.1.4 加强对转子集电环、刷架系统的运行维护，及时清理积留的碳粉，防止由于碳粉堆积导致集电环对地绝缘下降。10.8.1.5 检修时应根据运行情况检查集电环表面伤蚀及椭圆度，存在异常及超标情况应进行处理。停备时间较长时应对集电环采取涂抹硅脂等防锈措施，防止集电环表面锈蚀造成碳刷与集电环接触不良。10.8.1.6 机组检修期间应对交直流励磁母线箱内部进行清擦，检查相关连接设备状态。机组投运前励磁绝缘应无异常变化。10.8.2 防止励磁调节器故障引起发电机损坏10.8.2.1 进相运行的发电机，其低励限制的定值应根据发电机进相试验实测值设定且在制造厂给定的容许值及保持发电机静稳定的范围内，并定期校验。10.8.2.2 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。10.8.2.3 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。10.8.2.4 机组起动、停机和相关试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。10.8.2.5 机组检修期间，应对灭磁开关进行检查，触头接触压力、触头烧伤面积和烧伤深度应符合产品要求，必要时进行更换。10.8.3 防止励磁变压器故障损坏发电机10.8.3.1 励磁变压器引线各部件装配尺寸应符合设计要求。低压绕组引出线裸露铜排（尤其是靠近铁心拉板的铜排），应喷绝缘涂料或加装绝缘带、绝缘热缩套，防止短路故障。10.8.3.2 励磁变压器外罩应能有效防止异物落入、小动物进入、进水短路等，做好预防措施。机组检修时，应对励磁变压器铁心和线圈的固定夹件、绝缘垫块以及连接螺栓等进行检查紧固，防止铁心线圈松动位移或零部件脱落引起短路故障。10.9 防止出线及外部回路设备故障10.9.1 防止出线故障导致发电机跳机或损坏10.9.1.1 对于采用新工艺和新结构的出线套管，在采购过程中应加强对套管的选型和质量要求。制造厂在供货过程中加强对套管的质量管控并提供全套技术资料。10.9.1.2 套管现场安装或更换前应按照规程要求单独进行相关试验检查，套管与引出线连接螺栓应按照厂家提供的力矩要求进行紧固，紧固后的接触电阻应符合要求。10.9.1.3 对于水冷套管，运行中应严密监测出线套管处的出水温度。若出线套管出水温度高于线棒的平均出水温度，或出现异常增长或波动，应及时查明原因并处理。10.9.1.4 对于氢气冷却套管，运行中应加强密封油的管理，防止密封油沉积堵塞套管风冷回路，导致套管过热。10.9.1.5 运行中应定期开展套管及其接头部位的温度检测，对于封闭在出线箱内不能直接检测的套管，可采取加装无线测温或红外测温装置等措施进行监测。10.9.1.6 检修时，应对出线套管进行检查、清洁，氢冷套管要特别注意内部风道积油的检查和清理，并按照规程要求连同定子绕组开展相关试验，必要时单独对套管进行试验检查。按照厂家说明书规定周期更换套管相关密封组件。10.9.1.7 发电机出线软连接设计时应保证其热伸缩性能、机械性能、电气性能满足负荷变化的需要并留有足够裕度。现场安装时应严格按照制造厂图纸进行，防止运行中异常受力。检修时应对软连接进行检查，出现松动、位移、断裂、过热等情况时应查明原因并处理。10.9.2 防止出口电压互感器故障 10.9.2.1 出口电压互感器选型时，应保证相关参数留有足够裕度。采购后应根据规程要求严格开展交接试验，同台套产品应保证性能一致。10.9.2.2 机组检修时，应开展出口电压互感器一、二次线圈直流电阻及一次保险直流电阻测试，一、二次回路接线检查等检修项目，及时发现设备隐患并处理。应定期开展空载电流测量、交流耐压试验，试验周期不超过3年；对分级绝缘式的电压互感器应进行倍频感应耐压试验，大修时应进行局部放电试验。10.9.2.3 运行中，定期开展红外测温和外观检查，环氧浇注干式互感器外绝缘如有裂纹、沿面放电、局部变色、变形，应立即更换。10.9.3 防止离相封闭母线故障10.9.3.1 机组安装、检修时，应对室外封闭母线密封情况重点检查，对封闭母线内部附属设施（如伴热带、密封条、电源线、互感器二次线等）应注意检查其布置和接线是否满足规范要求，安装是否牢固。封闭母线外壳封闭前，应对内部进行全面清洁，防止封母内留有异物。10.9.3.2 应按照相关标准要求，开展离相封闭母线的维护、检修及防结露装置的配置和运行管理，防止母线受潮凝露、异常放电等导致机组跳机。10.9.3.3 使用微正压装置的机组，运行中应注意微正压装置单位时间启停次数、压力保持时间，辅助判断母线密封性是否良好。封闭母线密封性下降时，应根据母线密封情况调整微正压装置的运行方式，避免微正压装置长时间充气或频繁启动造成设备损坏，并及时利用检修机会对母线进行密封性改造。10.9.3.4 采用微正压充气（或微风循环）的封闭母线最低处应设置排污装置，定期检查是否堵塞、积液，并及时排污。不采用微正压充气的自然冷却封闭母线应在母线最低处通过干燥器与大气连通，并定期检查干燥剂变色情况。10.10 防止非正常运行造成设备损坏10.10.1 防止发生非同期并网10.10.1.1 微机自动准同期装置应安装独立的同期检定闭锁继电器，同期闭锁继电器应同时具备压差、频差、角差检查闭锁功能。对于新建或改造的同期装置，宜选择双通道相互闭锁的同期装置。 10.10.1.2 新投产、大修机组及同期回路（包括交流电压回路、直流控制回路、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，在第一次并网前应进行以下工作： (1) 对装置及同期回路进行全面的校核、传动；(2) 利用发变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；(3) 进行机组假同期试验，试验应包括自动准同期合闸试验、同期（继电器）闭锁等内容。10.10.1.3 自动准同期装置不正常时不应强行手动准同期并网，自动准同期合闸脉冲宜与同期闭锁继电器接点串联后出口。10.10.1.4 为防止发生非同期并网，应保证机组并网点断路器机械特性满足规程要求。10.10.2 防止发生非全相运行10.10.2.1 采用发变组接线方式的新建220kV 及以下电压等级机组，并网断路器应选用机械联动的三相操作断路器。10.10.2.2 与 220kV 及以上系统连接的机组，与系统解列出现非全相运行时，应及时启动断路器失灵保护。10.10.2.3 已装设发电机出口断路器的机组，应配备发电机非全相运行保护。10.10.2.4 发变组各断路器检修时应检查其三相动作一致性是否合格，接触是否良好。 10.10.2.5 断路器检修时校验发变组各断路器非全相保护回路的完好性，以保证出现非全相时断路器可靠断开。10.10.3 防止发生误上电10.10.3.1 300MW及以上机组应配置发电机误上电保护并定期校验，机组解列后应能自动投入，并网后应能自动退出。10.10.3.2 发变组并网断路器和隔离开关做好日常检查和维护，停机解列后应就地检查开关是否分合到位。10.10.3.3 机组停机状态下，应做好高厂变低压侧开关误合闸的防范措施，防止通过厂用分支将发电机误上电。10.10.3.4 厂站直流系统应做好防止一点和两点接地的措施，及时排除接地点，防止因控制回路原因引起机组各断路器误合闸。10.10.3.5 机组误上电保护出口，跳开并网断路器时，应同时启动断路器失灵保护，避免断路器失灵引起机组继续上电。10.10.4 防止发生次/超同步振荡10.10.4.1 存在的次/超同步振荡风险的机组，应做好抑制和预防机组次/超同步振荡的措施，同时应装设次/超同步振荡监测及保护装置（参见5.1.9）。10.10.4.2 应做好机组轴系扭振保护装置（或监测装置）的数据记录和机组轴系疲劳累计与状态分析，必要时进行检测评估，及时采取相应措施。10.11 防止水轮发电机启停故障10.11.1 水轮发电机解列时，发电机出口断路器应先于磁场断路器断开，防止机组解列前失磁。10.11.2 水轮发电机电气制动应在机组励磁退出且转动部分完全停稳（转速为零）后退出。10.11.3 抽蓄机组新机设计时，发电机出口断路器应具备低频开断故障电流的能力，最小开断频率不高于20Hz，制造厂供货时应提供相应的型式试验报告。10.11.4 新建常规水轮发电机及抽蓄发电电动机出口SF6断路器宜装设灭弧触头剩余电气寿命监测装置以及灭弧室外壳温度监测装置，在运电站可结合实际情况进行改造。10.11.5 抽蓄机组背靠背调相启动时，应设计有防止拖动机组出口断路器开断允许频率范围外故障电流的措施。10.11.6 抽蓄机组发电机电压设备操动机构（含断路器、隔离开关、接地开关）应配置足够的常开和常闭的辅助位置接点供外部用户的控制、信号及联动回路用，新建项目不允许通过中间继电器扩展。10.11.7 水轮发电机组电气制动设计应采取防止电气制动刀闸（或开关）三相不一致合闸情况下投入励磁的措施。10.11.8 常规水电站及抽蓄机组应定期检查频繁操作的隔离刀闸本体操作拉杆是否松动或变形，防止隔离刀闸拒动。10.12 加强在线监测装置运行管理10.12.1 应根据机组冷却方式和容量等级、运行工况特点制定在线监测装置配置方案，具体装置选型时，应对设备技术可行性及适用性进行论证确认。监测装置报警信号宜接入机组分散控制系统（DCS）统一监测。10.12.2 安装过程中，与高压设备直接相连的元部件，应保证安装稳固，绝缘可靠，二次测量回路走线及固定方式应满足设计要求。10.12.3 与氢气回路相连的监测管道，应满足密封性和防爆要求。10.12.4 机组投运后应对在线监测装置进行功能核对，确保装置软硬件功能正常，运行中应对装置运行状态和监测数据进行定期检查。10.12.5 机组检修中，应对测温元件、局放耦合装置等直接安装在一次设备上的元件进行检查及相关试验。对于监测装置所用表计应开展定期校验。10.13 防止检修不当造成设备损坏10.13.1 防止机内遗留异物10.13.1.1 规范检修区域进出人员管理，严格执行人员进出记录和工具登记制度，并设置 24小时值班岗位。进入膛内工作人员应着无金属的连体服和软底鞋。工作完毕撤出时清点物品正确，确保无遗留物品。10.13.1.2 规范现场检修、试验等环节的标准化管理，防止锯条、螺钉、螺母、工具、试验材料等异物遗留定子内部，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。对于进行水系统检修的，还应防止临时封堵材料、焊渣等异物进入水系统。10.13.1.3 定、转子表面喷漆前，做好其表面油污清理工作。防止运行中漆皮脱落，造成定、转子通风孔堵塞。10.13.1.4 穿转子前，应对膛内进行全面清理和检查。10.13.2 防止发生磕碰及机械损伤10.13.2.1 在定子膛内施工前，应在膛内铺设橡胶垫，防止铁心受损或异物