发电机反事故技术措施

发电机反事故技术措施

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发电机反事故技术措施

一、发电机部分

1.国产200MW发电机，定子端部采用18块压板固定的机组，结合大修要进行补强加固工作。其他结构类型的2OOMW机组，大修中也要仔绷检查端部有无松动部件，必要时也需采取可靠措施加固，通过加固工作，必须增强端部各部件整体性，提高抗振能力和抵御短路冲击的能力。加固后应测量引线接头处的固有频率，所测值尽可能远离100Hz。

2.哈尔滨电机厂1987年以前出厂的200MW发电机中，有一批产品在定子端部接头附近，存在着绝缘弱点。制造厂已通知有关电厂处理。对这些机组应结合大修，对端部绝缘弱点彻底消除。线棒主绝缘末端加包绝缘后伸入绝缘盒内的长度不得少于3Omm，新装绝缘盒必3须填满环氧泥。

3.对新安装的发电机要重视投产后的第一次大修。通过第一次大修，要尽可能把投运以来暴露的和同型号机组发生过的所有缺陷全部消除。转子氢内冷的发电机，第一次大修后必须进行温升试验，摸清转子温升裕度。以后每隔数年，还需进行温升试验一次，核查设备状况有无变化。

4.为解决氢内冷侧面铣槽转子温升偏高的间题，应有计划地通过大修，在定子上加装风区气隙隔环，两端气隙隔板也从边段铁芯内侧移到铁芯

外侧。加装前后应进行温升试验，比较核查。此外，对这种类型转子，运行中要注意监视，检修时要仔细检查，发现通风量降低，匝间短路或其他异状时应及时采取有效对策。

5.1OOMW及以上容量的氢冷发电机应建立制度，每月定期实测漏氢量一次，作为考核机组技术状况的依据。测量时应使用标准压力表，温度计需校核。漏氢量的计算，统一使用(88)电生火字第17号文附件2所列公式。

6.为降低氢气湿度，各厂应改进氢管路，控制氢温和内冷水温，严格限制补氢管路内氢气湿度，努力把机内氢气湿度降到15g/m'以下。这一标准，换算成常压下数值时，需将上述标准值除以用0·lMPa表示的运行氢压的绝对压力值(例如，200MW机组为15/(3十1)二3，75·g/m3)。

7.发电机的补氢管路必须直接从储氢罐引出。从电解槽引至储氢罐管路不得与补氢管路联结，在储氢罐内，二者也不得相连。

8.为防止机内结露，200MW机组运行中需要提高内冷水温到40士2℃，氢气进风温度到35-40℃。

9.为监视2OOMW机组绝缘状况，每昼夜从发电机排污门排放液体一次;每昼夜从内水箱顶部测试水中含氢量一次(今后，可用漏氢监测装置连续检

测代替);每昼夜从四角氢冷器下部排放积水一次(需加装排水管及双重阀门)。不论排放、测试结果如何，都应作好记录。同时，还应逐步开展绝缘连续监测。根据这些情况，对运行中机组绝缘状况进行综合判断。

10.为正确显示定子内冷水的通水状况和保证断水保护动作的正确性，定子进水流量表孔板应装在直接进入发电机的进水管路上。从孔板起至发电机之间的进水管路上不得接其他管路。

11.为防止发电机定子内冷水断水，内冷水及其冷却水的滤网应及时清洗，冷却器定期清除杂物水垢应彻底，冷却泵电机过热元件应注意调试，联动回路应经常检查试验。

12.在300MW双水内冷发电机转子上使用的T62型复合绝缘引水管，每次大修时必须进行更换，结合小修，每年还应对该型引水管，用内窥镜检查一次。内壁应光洁、无鼓泡、无裂纹。如发现缺陷应及时安排更换。

13.运行中对水内冷转子进行绝缘电阻测量时，应将转子一点接地保护装置退出运行。必要时，可将转子一点接地保护装置的退出/投入回路接到转子绝缘检测装置的切换开关上，以确保测量完毕后转子一点接地保护装置投入运行。

14.100MW及以上的发电机，每次大修都必须对护环进行装配状态下的探伤检查。如有必要，还需拔下护环进行检查，发现有2mm以下的裂纹时，应打磨处理。发现2mm长度以上的裂纹时，应报主管局，由主管局主持研究确定处理措施。

15.发电机在安装或大修过程中，应严防在定子膛内和端部各部件缝隙间遗留异物。穿入转子和扣端盖前均应仔细检查，彻底清除可能遗留在机内的各种金属碎块、断头、绝缘杂物及一切渣粒、粉末和污垢。

16.发电机大修时，特别是事故后，应检查大抽有无磁化情况，发现严重磁化时必须立即进行退磁，使铀端磁密降到lOGS以下。

17.东方电机厂1986-1989年出厂的200MW机组，凡是滑环上有轴向通风孔的，机组有检修机会时都要注意检查滑环内圆部位有无裂纹。

18.氢冷发电机应从改善密封系统、提高检修质量、加强运行调整几方面着手，严防密封油带水进入机内。一旦发生机内大量进油事件，应立即查明原因，采取有效对策予以防止。

19.各电厂在日常油务管理工作中，应将对密封油的油质监督列入工作日程。油中含水量应定期取样分析;油中杂质应及时净化清除。

20.对密封油系统中压差阀、平衡阀跟踪不良、灵敏度差的问题，各厂要积极采取措施，设法使其投入使用。同时要加强运行监视和维护，防止两阀失灵时，手动又调整不及时的情况出现。为监视氢侧一空侧的油压差，目前不少厂使用的大量程压力表应及早更换为小量程压力表(例如，量程为-20～+2O0mmH2O)。

21.采用抽真空方法进行氢气置换的电厂，应尽快创造条件改为中间介质置换。

22.为防止漏氢漏油，1988年2月22日水电部生产司以(88)电生火字第17号文转发了《国产QFQS(QFSN)-200-2型发电机防止漏氢漏油技术措施细则》。该措施细则中总结的不少具体措施，特别是涉及汽机、热工、化学等专业范围内的工作，在很多厂还未落实。各厂要继续按上述通知的要求，结合本单位具体情况，认真执行。

二、励磁系统部分

1.自动励磁调节器应有备用，单一元件故障应不影响发电机运行。主调节器故障时使能自动转换到备用调节器，双回路并列运行的调节器，一回故障时，应有监测电路。没有自动切换到备用调节器电路的励磁装置应增设自动切换电路。备用调节器一般应有跟踪电路，如无跟踪电路，可根据运行情况固定在某一值，AVR事故切换时产生一些波动是允许的。

2.AVR应有转子过电流限制电路，并应与发电机转子过流掉闸保护配合。当AVR故障误强励时，首先过流限制动作，将发电机励磁电流限制到不超过发电机额定转子电流的1.05～1.1倍。

3.AVR应有最低励磁电流限制功能，以适应发电机进相运行的要求，同时可防止误操作失磁。最低励磁限制应与发电机失磁保护配合。低励限制动作时，应将发电机励磁电流限制在发电机P-Q曲线允许范围内，并能稳定运行，不发生无功摆动。

4.为了提高AVR元部件的可靠性，要求制造厂对AVR元部件进行严格的老化筛选，并要求制造厂对AVR进行整组出厂试验(交流励磁机励磁系统包括SCR)，在厂内进行120小时整机通电老化(带等负荷)。对于调压用旋转电位器、电介质电容器等易损部件应定期(6年左右，两个发电机大修周期)更换。

5.个别调节器因缺陷经常手动运行的机组，应及时查明原因，进行处理，使能投入自动运行，如缺陷严重可进行改造和更换。

6.网总调及省中调要加强对励磁调节器性能的管理，要检查励磁调节器是否在自动运行，备用调节器能否有效地自动切换、过励磁、低砺磁限制及切换单元是否良好，调差系数、励磁系统增益等是否合适。

7.25MW及以上调相机励磁如无自动调节器的应配置自动励磁调节器，已有自动励调节器但未投入运行的应及时投入运行。

8.对哈尔滨电机厂生产的交流励磁机齿型套筒联轴器端盖螺栓，如尚未加强的应按制造厂建议加强，并应增加限制轴向窜动的止挡环并在检修时检查有无磨损、裂纹。要设法减少副励磁机振动，防止扫膛。副励磁机的可控硅自励恒压电路应尽量改为简单相复励，以提高可靠性。

9.发电机转子滑环用的电刷牌号、电刷质量、刷握内壁光洁度、压指弹簧质量、压力等应有严格要求。各厂应有专人负责监督订购的电刷质量，进行刷、滑环系统的维护。对主副砺磁机电刷滑环的维护也不应忽视。为增加运行可靠性，励磁机滑环每极电刷数可由4块增加到6块。

10.改善励磁调节器及整流装置安装地点的环境条件(降低环境温度，提高清洁度等)必要时可增设防尘通风等措施，200MW及以上机组装设AVR小间的，有条件时应增设空调装置。

11.对功率柜应保证良好的绝缘水平及均流、均压等要求。冷却风机故障被迫自然冷却时，允许限制发电机励磁电流，但不应断开发电机。

12.励磁系统可靠性及各项性能应满足国际要求，不符合要求的应向制造厂提出并报部电力司，运行中机组不符部标的应予提高或改造。

13.发电机小修时应对励磁系统各部件进行清扫，并检查其元部件有无过热、接触不良等。发电机大修时应核对励磁调节器部件及功率元件的特性，如有明显变化应找出原因及时消除或更换。励磁柜内的继电器按继电保护规程进行检查。