防止电气设备调试、试运事故措施.doc

防止电气设备调试试运事故措施1防止发电机损坏事故为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行《发电机反事故技术措施》、《关于转发20万千瓦氢冷发电机防止漏氢漏油技术措施细则》、《发电机反事故技术措施补充规定》、《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》和《汽轮发电机运行规程》等各项规定，主要措施如下：1.1防止定子绕组相间短路。1.1.1安装时检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。200MW及以上的发电机在定子安装后（不穿转子）做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94-115Hz之间）的发电机，结合发电机的结构特点进行分析，防止定子绕组相间短路。1.1.2加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。对定子绕组端部手包绝缘进行直流电压测量，发现问题及时处理。1.2.3严格控制氢冷发电机氢气的温度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。1.2.4严格控制空冷发电机干燥空气的温度和湿度在规程允许的范围内。1.2防止定水路堵塞、漏水。1.2.1防止水路堵塞过热。1.2.1.1机组应安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网应为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。1.2.1.2安装时，对水内冷定子线棒应分路做流量试验。1.2.1.3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。1.2.2为防止发电机漏水，重点应对绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。⑴离子交换器出水电导率高：通过人工化验方法核实离子交换器出水电导率应在1.5μS/cm以下，否则应更换树脂。如电导仪故障，可拆下处理；⑵定子绕组进水电导率高：定子绕组进水电导率高达5μS/cm时应检查流经离子交换器的水量是否过小，树脂是否失效，并对内冷水箱进行部分换水，使电导率符合规定标准；⑶定子绕组进水电导率高达9.5μS/cm且呈继续升高趋势时，应申请停机处理，高达9.9μS/cm时应立即停机。1.3防止转子匝间短路。1.3.1调峰运行的发电机，应在安装时分别进行动态、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。1.3.2如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。1.4防止漏氢。1.4.1安装后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。1.4.2为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处要装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。1.4.3应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1％时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3％时报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20％时，应停机处理。1.4.4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。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理，复装时严禁上、下密封瓦互换。1.5防止发电机非全相运行。发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。1.6防止发电机非同期并网。1.7防止发电机局部过热。1.7.1应对氢内冷转子进行通风试验。1.7.2发电机绝缘过热监测器过热报警时，有条件的立即取样进行色谱分析，发现定子线棒出口风温差达到8℃，应立即停机处理。1.8当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如表11－1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表11－1的要求确定。当定子接地保护报警时，应立即停机。200MW及以上容量的发电机的接地保护装置宜作为跳闸。表11－1发电机定子绕组单相接地故障电流允许值发电机额定电压（KV）发电机额定容量(MW)接地电流允许值(A)10.5100313.8-15.75125-2002(对于氢冷发电机为2.5A)18-22300-60011.9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。1.10防止励磁系统故障引起发电机损坏。1.10.1有进相运行工况的发电机，