发电机氢气纯度降低原因防范措施（优选10篇）

发电机氢气纯度降低原因防范措施

1、发电机本体方面

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《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:

①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。 ②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。 ③氢气冷却器水压试验。 ④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%)。

2、发电机外端盖方面

①在发电机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。 ②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。

3、氢气冷却器方面

①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。 ②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、发电机出线罩处泄漏

发电机出线罩安装完后应及时烧密封焊，一旦穿入出线将无法内部焊接，若运行中确认发电机出线罩处泄漏，往往因位置狭窄或运行安全考虑无法处理。

5、发电机轴密封装配方面

轴密封装置是氢密封系统中一个很重要的环节，机组大多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0.085±0.01mpa)，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。

①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。 ②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。 ③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。 ④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。 ⑤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。 ⑥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。 ⑦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。 ⑧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，无铁屑、锈皮等杂物。 ⑨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。 ⑩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。 ⑾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、发电机气体管道方面

①气体管道法兰密封垫均采用δ=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。 ②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。 ③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。 ④气体管道安装完后，单独进行气密性试验。

7、密封油系统方面

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0.085±0.01mpa)，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。

①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。 ②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。 ③在密封油循环阶段，必须安排对密封瓦进行翻瓦清理。④氢密封油箱端盖应密封严密，无泄漏。

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。

二、发电机氢气纯度下降原因分析及防范措施

1、密封油差压阀、平衡阀及相关表计故障

在正常的情况下，发电机轴封装置内密封瓦中的空侧和氢侧密封油具有相同的压力，空侧和氢侧密封油各自保持相对独立的状态进行循环。若密封油系统的平衡阀跟踪不好，或是由于平衡阀空侧、氢侧压力取样管中的压力损失不同，虽然从平衡表上观察空、氢两侧的密封油压是平衡的。

①若空侧密封油压高于氢侧密封油压，则含有大量空气的空侧密封油向氢侧密封油窜油，此时窜到氢侧的空侧密封油将随氢侧密封油一起回到发电机的氢侧回油腔，即消泡箱，然后经氢侧回油管，返回到氢侧密封油箱中，由于空侧密封油箱中含有多量的空气和水分，当含有空气的油通过密封瓦与氢气接触时，根据分压定律，油中分离出来的气或汽会进入到发电机内，造成氢气纯度下降、湿度上升将空侧密封油内所含的空气带入发电机内。

②若氢侧密封油压高于空侧密封油压，则氢侧密封油向空侧密封窜油，此时将使氢侧密封油箱中的密封油量减少，油位降低，系统为了保证安全运行，将自动向氢侧密封油箱中补油。这样就将含有大量空气的空侧密封油补进了氢侧密封油箱，使氢侧密封油中的空气含量增加，氢气纯度下降、湿度上升得更快。按厂家要求，密封瓦空、氢两侧的密封油压是平衡的，空、氢压力平衡阀安装在氢侧主管路上(立式倒装)，通过调整阀体内的弹簧可以调整压力平衡，调整精度可达50mm水柱，大约在1kpa以下。热控专业进行压力表的效验，通过分析判断氢气纯度下降是汽端或励端造成的，以便有针对性的进行分析处理。

2、发电机进油方面

了解机组以前或现在是否存在发电机进油的问题，若大量的氢侧密封油漏入发电机内，将使氢侧密封油箱油位降低，在系统的自动补油过程中，会将含有大量空气的空侧密封油补进了氢侧密封油箱，从而使氢侧密封油中的空气含量增加，导致发电机纯度下降。

3、氢密封油箱浮子阀故障

密封油系统中的自动补、排油的浮球阀卡涩，所导致的浮球阀不能正常开启或关闭，或因浮球阀的浮球内漏后进油，不能正常浮起造成浮球阀不能正常开启或关闭。这样将导致密封油系统中自动补、排油的功能失常，此时又分以下3种情况:

①若是排油阀出现故障，处于常排状态，则系统为了氢侧密封油箱油位的稳定，就会不断地将含有大量空气的空侧密封油补入氢侧密封油箱，此时补油阀也将进行连续的补油;②若是补油阀出现故障，处于常补状态，系统就会不断地将含有大量空气的空侧密封油补入氢侧密封油箱，使氢侧密封油中的空气含量增加。此时排油阀也将进行连续的排油;③补排油阀都失去了正常的功能，此时发电机密封油系统中的氢侧密封油箱则处于一个连续补排油的动态平衡状态，将大量含有空气的空侧密封油补进了氢侧密封油箱，使氢侧密封油中的空气含量增加。

4、密封油补油方式方面

从补油方式的合理性去分析，其中哈尔滨电机厂300mw发电机密封油的备用油源主要是:汽轮机主油泵来的1.6~1.8mpa高压油;主油箱通过氢侧密封备用油泵过来的润滑油;汽轮机轴承润滑油泵提供的0.035~0.105mpa低压油。

5、发电机密封瓦间隙超标

在汽轮发电机正常运行的工况下，由于转轴高速运转的机械甩油作用，以及回油温度升高的热作用，含有空气和水份的密封油在密封瓦里侧的回油腔内被汽化或雾化，形成油烟，被风扇负压吸入机内，并随机内氢气一起在机内风路里循环，导致氢气纯度下降，氢气受到污染。

6、油质监督重视不够

对于新投产的机组，对油质的工作不够重视，油质往往难以达到要求，使密封瓦或轴颈磨损，造成间隙增大、超标，氢气漏量加大。一方面补氢次数增加，另一方面使平衡阀和差压阀的控制精度降低，同时因运行人员紧张，使每八小时应对刮片式滤油器进行旋转清理并排污的要求不能保质保量完成。

7、空侧密封油箱排烟风机(即防爆风机)存在抽油或出力不够的问题。

若密封油防爆风机整体布置在6m标高，而空侧密封油箱实际上是一段直径加大的回油管，布置在运转层楼板上面，标高约11m左右。在风机的进口挡板前或风机底部装有一直径约40mm的排污管，正常运行时用来排去管道中极少量的油水混合物等液体杂质。从此系统来看，风机只要克服油箱顶部上的一段排烟管道(垂直段)所造成的静压头，就可以把油抽走，而此管道段高约0.3m，由于风机的全压头一般在3500pa左右，可见风机是完全能够将油从油箱抽出的。

三、发电机氢气纯度湿度不合格原因分析及防范措施

1、制氢站及气源方面

通过长时期的跟踪取样分析，测得制氢站氢气，发电机补氢口基本一致，确证氢气纯度和湿度了制氢站来氢纯度合格，排除了因制氢站来氢导致发电机内部氢气纯度和湿度下降的可能性.(因为现在露点在-40度左右，而氢气纯度99。8%，不含有硫化氢。)。

2、氢气干燥装置方面

①氢气干燥装置设计不够合理。目前300 mw以上大型发电机基本都是由转子两端的风扇随转子旋转产生风压差，在机内形成氢气封闭循环流动，当发电机在停运备用状态下，机内氢气差压消失，依靠压差进气的氢气干燥器氢气无法流动，干燥器不能对氢气进行干燥。(通过检测湿度和纯度均合格，不应该是此原因造成)。②氢气干燥器安装位置不合理，设备存在缺陷，发电机运行中干燥器投运不正常。部分电厂氢气干燥器设计安装在6 m层，但大多数电厂的氢气干燥器设计安装在0 m层，由于管路长、管径小、阻力大、漏氢点多，自动装置不可靠，加之冷凝式氢气干燥器运行2 h后要停2 h进行除霜排湿，而设计配套是1机1台(部分电厂是1机三台)，便形成了停停开开的运行方式。

3、氢气冷却器冷却水量及水温调整控制不当

发电机启动升负荷或低负荷运行，氢气冷却器冷却水量调整控制不当或冷却水温过低，流量过大，导致氢温过低产生凝露。内冷水系统机内接头和氢冷器微细渗漏也可能导致机内氢气湿度增大。

4、运行值班人员巡视检查维护不到位

发电机油水指示计失效、无远传报警功能或消泡箱液位开关报警故障，运行值班人员巡视检查维护不到位，未按规定进行排污排油水，造成油水长期沉积在发电机内蒸发，影响氢气湿度升高。

5、发电机进油

电厂大多采用双流环式密封瓦，此种结构的密封瓦，要求装配间隙精度相当严，如果制造、安装达不到要求，间隙过大等，都极易造成密封油进入发电机。

发电机氢气纯度降低原因防范措施：某风井发电机专项

兴裕公司风井区采用单回路供电，供电电源来自五矿南风井6kv配电室605出线柜，正常五矿供电线路，如主供线路停电时启用自备发电机供电，为预防主供线路无计划异常停电，保证安全顺利、及时有序的启动自备电源，特制定如下安全措施。

一、 公司成立预防风井区主供线路无计划停电应急领导组。

二、组织机构:

总指挥:高卫星

成员:蔡廷军、刘海、武志鹏、吴风红、马海

三、安全措施:

1、地面配电室值班人员严格执行24小时值班制度，必须坚守岗位，严禁脱岗。

2、使用五矿供电线路作为矿井供电电源时，如遇无计划停电，地面配电室值班人员应立即汇报风井区负责人，风井区负责人及时汇报公司调度，调度接到汇报后要迅速报告当日值班长及公司相关领导。

3、应急领导组成员，接到汇报后要立即赶往现场指挥，组织协调。

4、当日值班长、机电副总、总工程师、通风区长兼总经理助理、接到汇报后安排井下撤人，并安排专人将回风井井口防爆门打开，以便矿井自然通风。

5、机电副总接到调度汇报后，立即下达指示组织相关人员进行处理，机电部门接到指示后立即赶往风井区查明停电原因，如线路问题无法短时间处理，机电部门请示启动自备保安电源，征得机电副总同意后汇报调度，同时组织人员立即启动自备保安电源(柴油发电机)。

6、在启动自备保安电源以前，必须先将五矿主供电源的进、出线柜开关、刀闸全部拉到分闸位置并闭锁、挂牌，将配电室低压柜开关、全部拉到分闸位置(以防造成反送电)，将发电机房低压柜380v双电源切换刀闸合到自备保安电源线路上。

7、在启动发电机以前，操作人员要对发电机进行详细检查，检查机油、柴油、水位及其它设施，符合要求方可开启发电机。

8、发电机启动后，操作人员要认真观察电压、频率、机油压力和水温，并注意倾听发电机的运转声音，一切正常后汇报调度请示送电。

9、调度接到送电请示后，请示当日值班长、总工程师、通风区长兼矿长助理，安排瓦检员检查风机房和回风井瓦斯浓度，经检查瓦斯符合送电要求后通知调度送电，调度接到送电命令后请示机电副总，由机电副总下达指示，生产技术部(机电)按照顺序组织机电队长向风机房送电，待主风机启动运转平稳后再送生活保安负荷用电。

10、发电机在运行中机电队要设专人看护，看护人员严禁脱岗，每半小时巡查一次电压、频率、机油压力、水温指示，并认真填写记录。

11、自备电源只允许供主要通风机、生活保安负荷用电，严禁带其它负荷。

12、在使用自备电源供电时，如线路问题得到处理，正常供电后，配电室岗位人员汇报公司调度，调度按照相关顺序逐级请示，机电部门请示机电副总征得同意后，机电部门负责人按照配电室正常送电顺序执行指挥操作。

13、发电机及其附属设施以及线路，机电队要安排专人负责日常的检查维修，发电机房要储存适量的柴油，确保发电机随时启动，机电队长每3天检查一次，每星期启动发电机空载试运转一次，运转时间不少于30分钟。

四、本措施未尽事宜严格按《煤矿安全规程》及集团公司有关规定执行。

生产技术部

____年5月27日

发电机氢气纯度降低原因防范措施：发电机耐压

1.编制依据

1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(____年版)》

1.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》的有关规定

1.3《电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》dl408-91

1.4《火电机组达标投产考核标准(____年版)及其条文解释》

1.5《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

1.6《电力设备交接和预防性试验规程》华北电力集团公司

1.7《华北电网反事故措施汇编》(发电厂部分)

1.8《火电工程厂用受电前质量监督检查典型大纲》

1.9《电气装置安装工程电气设备交接试验标准____版》

等规程要求特编制本措施，本措施应经电气专业小组讨论、报试运指挥部批准后执行。

2.工程概况

中电投集团石家庄良村热电a标段中，汽轮发电机为三相两极同步发电机，由汽轮机直接拖动。本型号汽轮发电机的冷却采用水氢氢方式，即定子线圈采用水内冷，转子线圈采用氢内冷，定子铁芯及端部结构件采用氢气表面冷却。集电环采用空气冷却。

基座内部的氢气由装于转子两端的轴流式风扇驱动，在机内进行密闭循环。励磁采用机端变压器静止整流的自并励励磁系统。

发电机是由东方电机股份有限公司制造，额定电压20kv，功率为300mw。本次试验包括发电机的定子直流电压耐压试验和交流电压耐压试验。

3.试验准备

3.1发电机已安装完毕，通过验收。

3.2发电机水正常循环，水质合格。

3.3发电机定子各绕组绝缘电阻的不平衡系数不应大于2，吸收比不小于1.3。

3.4发电机定子绕组直流电阻符合厂家及规程要求。(相间差别不应超过最小值的2%，同温下与厂家值比较变化不应大于2%)

绕组

绝缘电阻(gω)试验前

绕组直阻(mω)

厂家值

实测值

u-vwg

v-uwg

w-vug

备注

3.5发电机平台清扫干净，将试验设备运至发电机平台。

3.6试验区域内，场地整洁干净，照明充足，消防设施良好，满足试验要求。

3.7试验区域周围设置明显的分界标志并悬挂警示牌或围栏。

3.8将发电机出线的电流互感器二次端子、定子测温元件、封闭母线短路接地。

3.9准备好对讲机，工器具等。

3.10发电机出线处及试验区域周围设专人负责安全监护，无关人员远离。

3.11 本措施已得到批准，并经学习和交底完毕。

4.试验方法

对发电机进行以下试验:

测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比及极化指数;测量转子绕组的绝缘电阻;

试验合格后，方可进行以下试验

直流耐压试验:

4.1试验接线见附图

4.2试验步骤

4.2.1 按图示接线，全面检查，确认无误。

4.2.2 空载调整试验设备，不接高压引线。接通电源，空升试验变压器到额定试验电压，在升压过程中读取12kv、24kv、36kv、48kv、60kv电压下空载泄漏电流值，检查电压表指示正确，试验变压器无异常。维持一分钟。然后降压、断电、放电。

4.2.3将高压引线接到u相绕组，首尾相连，并将v、w相可靠接地，升高电压，每升高12kv读一次数(在升压过程中严禁断开短接表计的刀闸)，每阶段停留一分钟。并读取泄漏电流值，做好试验纪录。然后降压、断电、放电。确认放电完毕且彻底。

4.2.4做完u相绕组试验后，用相同的方法依次做v、w相绕组的试验。

绕组的直流泄漏

电压

----------12kv

24kv

-36kv

--------------------48kv

--------------------------60kv

μa

泄漏

绕组的交流试验:

4.3 试验接线见附图

4.4试验步骤

4.4.1 按图示接好线，全面检查，确认无误。

4.4.2 接通电源，调节试验变压器，应可靠灵活。

4.4.3空载调整试验设备，不接高压引线。接通电源，空升试验变压器到额定试验电压，检查电压表指示正确，试验变压器无异常。

4.4.4 将试验变压器引线接到u相绕组，u相首尾相连，将v、w相短接接地，升压到试验电压，在试验电压停留一分钟。

4.4.5 做完u相绕组试验后，用相同的方法依次完成v、w相绕组的试验。

施加电压32800v

绕组对地电容电流

电阻性电流

试验后的绝缘电阻

v

a

ma

gω

w-uvg

5.质量要求

5.1 发电机耐压完毕后，由有关部门进行检查和验收。

5.2 各项试验数据项目齐全，内容完整。

5.3对现场做到工完料净场地清。

5.4强制性条文

gb50169—____

第3.0.1条发电机的试验项目，应包括下列内容:

1测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数;

4 定子绕组交流耐压试验;

5测量转子绕组的绝缘电阻;

18测量相续;

6.安全及文明施工措施

6.1 严格执行电业安全工作规程。

6.2确认短路接地的所有测温元件的出线端子、三相出线封母、转子绕组、出

线电流互感器接地完好。

6.3试验过程中的一切操作必须有专人监护，所有非试验人员必须撤离现场。

6.4发电机出线处及试验区域周围设专人负责安全监护，严禁无关人员靠近。

6.5试验过程中必须有人在发电机出口引线处、发电机本体监听监视。

6.6试验区域周围设置明显的分界标志并悬挂警示牌及围栏。

6.7试验人员分工明确，各司其职。

6.8试验过程中保持各处应用对讲机联系，通讯畅通。

6.9试验过程中发现异常情况必须立即汇报，降下电压，查明原因后再继续升压。

6.10 试验接线图内所标接地点必须可靠、牢固接地。

6.11 倒线过程中要将高压引线放电接地。

7.组织机构

领导小组:

组长:岳志勇

成员:董磊张璟赵德润何健

工作小组:

组长:李 峰

成员:郝云立郝宏亮刘海涛周钦蔡坤

米湛江张岩王志友张士斌李会杰

8.应急预案

8.1试运工作在试运指挥部的统一领导、组织下，由相关分部试运组指挥进行。

8.1.1建设单位:全面协助试运指挥部做好试运中的组织管理，协调各种关系，解决有关问题。

8.1.2施工单位:完成单体试运工作并提交记录;做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施;负责现场的安全、消防、消缺检修工作。

8.1.3调试单位:负责编制相关调试措施;进行技术交底和现场技术指导;提出技术问题的方案或建议;准备有关测试用仪器、仪表及工具;负责调试的指挥工作;负责试验数据的记录及整理工作;填写试运质量验评表;编写调试报告。

8.1.4 生产单位:进行生产准备;提供电气整定值;完成系统隔离和设备启停操作;提供有关工具。

8.1.5 监理单位:检查、督促本措施的实施，参加试运工作并验收签证。

8.2应急呼应程序

8.2.1领导小组组长负责施工作业协调、总体指挥，突发事件发生时负责

组织抢救工作并及时向项目部汇报。

8.2.2工作组成员在工作组长的领导下，负责施工全面监测和观察工作，在发生紧急事件时遵照指示进行救治工作。

8.3应急措施

8.3.1突发事件发生后在现场领导组长的指挥下，组织现场医务人员立即抢救伤者，同时指派专人拨打紧急救护电话。

8.3.2立即组织警卫人员对事件发现场进行封闭警戒，无关人员不得进入。

8.3.3现场人员应积极配合医务人员对伤者进行救治。

9.附图

tyq—调压器 t— 变压器

d—整流硅堆 r1—保护水阻(kω)

v1—电压表 v2—电压表

g1—放电间隙 r2—间隙保护水阻(kω)

k—短路刀闸 g—接地

10.危险源辨识

ohs危害辨识与危险评价登记表

编号:填表日期: ____年10月20日

序

号

作业活动

危害因素

可能导致的事故

判别

依据

作业条件危险性

评价

危险

级别

现有控制措施

备注

l

e

c

d

1

检查电气设备

绝缘后放电

触电

人员触电

v

3

2

1

6

1

及时放电

2

冲击变压器

变压器

爆炸

人员炸伤

v

0.1

0.5

3

0.15

1

人员离开设备于安全距离

3

测试电压

触电

人员触电

v

3

0.5

1

1.5

1

发电机氢气纯度降低原因防范措施：发电机大修试验预防性试验危险点预控

作业内容

危险点

控制措施

依据

7.12.1办理工作票

开工前工作负责人办理工作票，确认安全措施完善，组织好工作组成员宣读工作票内容，作业危险预知卡签字，方可开工

《安规》第227条、228条

7.12.2接试验设备电源和接地线

人身触电

1.确定试验电源电压等级及容量。

2.使用有明显断开点的刀闸。

3.试验设备金属外壳可靠接地

《安规》第230条、242条

7.12.3测量定子绕组绝缘电阻

人身感电

1.试验现场监护和装设围栏。

2.确认接线无误，各接地点可靠接地。

3.测量绝缘前后必须将试品放电

《安规》

第251条、252条、253条、231条

7.12.4定子绕组直流耐压、交流耐压及测量漏泄电流

1.人身感电

1.试验现场设专人监护和装设围栏。

2.操作人员应站在绝缘垫上。

3.变更接线时先断开电源、放电，将高压输出接地。

4.加压前所有人员撤离被试设备，得到负责人许可后方可加压，加压时监护人员呼唱

《安规》第231条、232条、233条、234条

2.误加压

1.加压前确认试验接线、表计倍率、量程、调压器零位及仪表初始状态正确。

2.加压过程中精力集中，注意异常现象发生

《安规》第232条、233条、234条、235条

7.12.5拆除试验接线

试验后对试品充分放电，不得先拆除地线，确认试品无剩余电荷后方可清理现场

发电机氢气纯度降低原因防范措施：某火力发电厂发电机同期定相

1 编制目的

为确保**电厂三期2×1000mw工程#5机组同期定相工作的安全、顺利地完成，并使同期定相工作合理化、程序化，特制定本措施。

2 编制依据

2.1 西北电力设计院的**电厂三期2×1000mw工程的施工图纸、设备说明书及有关的设计变更。

2.2 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》gb50150(____年版)。

2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(1996年版)。

2.4 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》dl/t 5437-____。

2.5 《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》dl5009-____。

2.6 《继电保护和安全自动装置技术规程》gb14285-____。

2.7 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求(2000年版)》。

2.8 《工程建设标准强制性条文-电力工程部分(____版)》。

2.9 **电厂三期2×1000mw工程《设备、系统命名、kks编号标准》及设备命名清单。

3 概述

3.1 系统简介

**电厂三期2×1000mw工程#5机组采用发电机-主变压器组单元接线，发电机出口设置断路器，发电机出口封母上连接励磁变压器。主变压器低压侧连接#5a厂高变、#5b厂高变，主变压器经一个半断路器接入500kv电网。

3.2 措施的执行

3.2.1 本措施经批准后，工作人员应遵照执行。

3.2.2 受电前须组织对系统进行联合大检查。

3.2.3 受电前须成立受电领导小组，组织协调受电工作。

3.2.4 未尽事宜，经受电领导小组协调后交有关方面执行。

4 受电范围

#5机组发电机机端pt和封闭母线。

5 受电应具备的条件

5.1 列入受电范围的一、二次电气设备已按设计全部安装完毕，并经验收合格。受电范围内的一、二次设备单体试验全部结束，记录完整并经验收合格。

5.2 受电设备的继电保护装置已校验完毕，已按有效定值通知单整定结束，符合保护校验规程及有关技术文件的要求，相关的各种仪表均经校验合格，均已验收合格，保护带开关传动试验已完成。

5.3 受电部分的测量、计量及远动回路已完善，具备受电条件。

5.4 受电部分电流、电压回路已调试完毕，电流差动极性配置正确。

5.5 受电部分控制、信号等回路已调试完毕，且符合有关技术、设计要求，并具备投运条件。

5.6 受电范围内所有设备传动试验结束，符合设计要求。

5.7 一、二次设备代号已命名，标识清晰、齐全，符合命名标准。

5.8 受电部分工作接地，安全接地符合标准，达到设计要求，并经验收合格。

5.9 所有受电系统的盘、柜、设备及地面干净，无杂物。

5.10 通讯及出口道路畅通，受电范围内施工用脚手架杆已拆除干净，沟盖板齐全。

5.11 受电范围内照明充足，有足够的数量且在有效使用期内的适合扑灭油气火灾的消防器材、通讯设备足够可靠。

5.12 所有与受电系统有关设备的刀闸、开关均在分断位置，控制及合闸电源开关、保险均在断开状态。

5.13受电系统一、二次设备绝缘电阻及变压器吸收比测试符合标准要求。

5.14 受电范围内所有设备操作及保护用交流、直流电源已可靠接入。

5.15 监检检查提出的问题已整改完毕。

5.16 检查确认操作、保护及电压互感器一、二次熔断器完好。

6 安全技术措施

6.1 #5机组电机机端出口与主封母之间的软连接已解开，发电机机端已可靠接地。

6.2 #5机组励磁变压器高压侧与主封母软连接已解开，励磁变高压侧已可靠接地。

6.3 操作人员不得少于2人，一人操作，一人监护。操作完毕后向指挥人汇报。

6.4 任何人在未征得受电指挥人的许可的情况下，不得擅自在受电区域内进行检查、检修工作。

6.5 所有受电设备应有清晰的铭牌或标识，防止走错间隔或误合开关。

6.6 组织参加受电相关单位人员学习本措施并进行安全技术交底。

7 同期定相步骤

7.5.1 检查确认发电机机端与主封母软连接已解开，发电机机端已可靠接地，并在此处设专人监视。

7.5.2 检查确认励磁变高压侧与主封母连线已解开，励磁变高压侧已可靠接地，并在此处设专人监视。

7.5.3 解掉#5发电机出口开关05至同期屏的合位接点二次线。

7.5.4 推发电机机端pt至工作位，合上二次空开。

7.5.5 在dcs远方分发电机出口断路器间隔发电机侧接地刀闸0517，确认已可靠分闸。

7.5.6 在dcs远方合发电机出口断路器间隔隔离开关052，确认已可靠合闸。

7.5.7 在dcs操作同期屏“单侧无压”方式合发电机出口断路器05，对发电机机端pt进行充电。

7.5.8 在发电机机端pt端子箱测量机端pt二次电压的幅值、相序应正确。

7.5.9 在dcs操作“同期装置上电”，检查同期屏整步表应指示为同期位置。

7.5.10 上述同期定相结束后，dcs操作“复归同期装置”，并在dcs远方分#5发电机出口开关05及隔离开关052，在dcs远方合#5发电机出口断路器间隔接地刀闸0517，并确认已可靠合闸。

7.5.11 恢复#5发电机出口开关05至同期屏的合位接点二次线。

发电机氢气纯度降低原因防范措施：发电机调相机电动机防火

1 发电机、调相机和电动机

1.1 额定容量为10mw及以上空冷发电机、水轮发电机应设水喷雾、卤代烷等固定式灭火装置。

新建或扩建的单机容量为200mw及以上的发电机的消防设施应能满足火灾初期发出警报，能进行火灾的集中监视及消防装置的远方和现场启动。

1.2 水轮发电机的采暖取风口和补充空气的进口处应设置阻风门(防火阀)，当发电机着火时应自动关闭。

1.3 当发电机失火时，为了迅速限制火势发展，应迅速与系统解列，并立即用固定的灭火装置灭火。如果没有固定的灭火装置或灭火装置发生故障而不能使用时，应利用一切灭火设备来及时灭火，但不得用泡沫灭火器或用干砂灭火。当地面上有油类着火时，可使用干砂灭火，但注意不使干砂落到发电机或励磁机的轴承上。

1.4 电动机的基础，其外围与建筑物或其他设备之间应留出净距不少于1m的通道。电动机与墙壁之间，或成列装设的电动机，当一侧已有通道时，则另一侧的净距可不少于0.3m。电动机与低压配电设备的裸露带电部分的距离不得小于1m。

1.5 当运行中的电动机发生燃烧时，应立即将电动机电源切断，并尽可能把电动机出入通风口关闭，然后才可用二氧化碳、1211灭火器进行灭火，禁止使用泡沫灭火器及干砂灭火。无二氧化碳、1211灭火器时，可用消火栓连接喷雾水枪灭火。

1.6 扑灭同期调相机燃烧方法同1.3条。

2 氢冷发电机和制氢设备

2.1 氢冷发电机及其氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度和含氧量，必须在运行中按专用规程的要求进行分析化验，氢纯度和含氧量必须符合规定的标准。氢冷系统中氢气纯度须不低于96%，含氧量不应大于2%;制氢设备中，气体含氢量不应低于99.5%，含氧量不应超过0.5%。如不能达到标准，应立即进行处理，直到合格为止。

2.2 氢冷发电机的轴封必须严密，当机组开始起动时，无论有无充氢气，轴封油都不准中断，油压应大于氢压，以防空气进入发电机外壳或氢气充入汽轮机的油系统中而引起爆炸起火。

2.3 氢冷发电机运行时，排烟机应保持经常运行，并定期(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制造厂规定(无制造厂规定的按2%)。如超过则应查明原因并予消除。

2.4 密封油系统应运行可靠，并设自动投入双电源或交直流密封油泵联动装置，备用泵(直流泵)必须经常处于良好备用状态，并应定期校验。两泵电源线应用埋线管或外露部分用耐燃材料外包。

2.5 氢冷发电机密封油箱应设置火灾检测和水喷雾灭火设施。

2.6 在氢冷发电机及其氢冷系统上不论进行动火作业还是进行检修、试验工作，都必须断开氢气系统，并与运行系统有明确的断开点。充氢侧加装法兰短管，并加装金属盲(堵)板。

2.7 动火前或检修试验前，应对检修设备和管道用氮气或其他隋性气体吹洗置换。

在置换过程中应有专职人员定期取样，分析混合气体的成分。取样点应选在排出母管和气体不易流动的死区。取样前先放气1~2min，以排出管内余气。

氮气置换时，氮气中含氧量不得超过3%。置换结束后，系统内混合气体的含量必须连续三次分析合格，并应有二台以上测爆仪进行现场监测。

2.8 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。

2.9 机组漏氢量实测计算每月进行一次，用以考核漏氢水平。

2.10 设备和阀门等连接点泄漏检查，可采用肥皂水或合格的携带式可燃气体防爆检测仪，禁止使用明火。

2.11 管道阀门和水封装置冻结时，只能用热水或蒸汽加热解冻，严禁用明火烤烘。

2.12 不得在室内排放氢气。

2.13 放空管。

(1)放空管出口应在远离明火作业的安全地区。若室内放空管出口近屋顶，应高出屋顶2m以上;在墙外的放空管应超出地面4m以上，周围并设置遮栏及标示牌;室外设备的放空管应高于附近有人操作的最高设备2m以上。排放时周围应禁止一切明火作业。

(2)应有防止雨雪侵入和外来异物堵塞放空管和排污管的措施。

(3)放空阀应能在控制室远方操作或放在发生火灾时仍有可能接近的地方。放空阀能力应与汽轮机破坏真空停机的惰走时间相配合。

2.14 氢气管道。

(1)氢气管道宜架空敷设，其支架应为非燃烧体，架空管道不应与电缆、电线敷设在同一支架上。

(2)氢气管道与燃气管道、氧气管道平行敷设时，中间宜有非燃物体将管道隔开，或净距不少于250mm。分层敷设时，氢气管道应位于上方。

(3)氢气管道与建筑物、构筑物或基他管线的最小净距应符合现行的gb4962《氢气使用安全技术规程》的规定。

(4)室外地沟敷设的管道，应有防止氢气泄漏、积聚或窜入其他沟道的措施，埋地敷设的管道埋深不宜小于0.7m，含氢气的管道应敷设在冰冻层以下。室内管道不应敷设在地沟中或直接埋地。

(5)管道穿过墙壁或楼板时应设套管，套管内的管段不应有焊缝，管道和套管之间应用非燃材料填塞。

(6)管道应避免穿过地沟、下水道、铁路及汽车道路等，必须穿过时应设套管。

(7)管道不得穿过生活间、办公室、配电室、控制室、仪表室、楼梯间和其他不使用氢气的房间，不宜穿过吊顶、技术(夹)层。当必须穿过吊顶或技术(夹)层时，应采取安全措施。

2.15 氢气瓶使用。

(1)因生产需要，必须在现场(室内)使用氢气瓶时，其数量不得超过5瓶。

(2)氢气瓶与盛有易燃、易燃、可燃性物质、氧化性气体的容器的间距不应小于8m。

(3)氢气瓶与明火或普通电气设备的间距不应小于10m。

(4)氢气瓶与空调设备、空气压缩机和通内设备等吸风品的间距不应小于20m。

2.16 氢冷器的回水管必须与凝汽器出水管分开，并将氢冷器回水管接长直接排入虹吸井内。若氢冷器回水管无法与凝汽器出水管分开，则严禁使用明火对凝汽器管铜找漏。

2.17 防止氢冷发电机封闭母线爆破失火事故的措施按原水利电力部(87)电生字第8号文关于转发“防止国产氢冷发电机封闭母线爆破事故技术措施”的通知执行。

2.18 当氢冷发电机失火时，应迅速切断氢源和电源，使发电机解列停机，并使用固定的灭火装置进行灭火。机旁应设置大中型二氢化碳或1211灭火装置作灭火备用。

2.19 由于漏氢而着火时，首先应断绝氢源或用石棉布密封漏氢处，不使氢气逸出。

2.20 制氢站(供氢站)平面布置的防火间距及厂房防爆设计应符合现行的gbj16《建筑设计防火规范》和现行的gb4962《氢气使用安全技术规程》的规定。其中泄压面积与房间容积的比例应超过上限0.22。

2.21 制氢站(供氢站)宜布置于厂区连缘，车辆出入方便的地段，并尽可能靠近主要用氢地点。

2.22 制氢站(供氢站)和其他装有氢气的设备附近均严禁烟火，严禁放置易燃易爆物品，并应设“严禁烟火”的标示牌。制氢站(供氢站)储氢罐周围(距10m处)应设有围墙。如条件不允许时，距离可以适当减少，但需经单位保卫(消防)部门同意，并报当地公安部门批准。

2.23 制氢站(供氢站)屋顶应做成平面结构，防止出现积聚氢气的死角。地坪尽可能做到平整，耐磨，不发火花。

2.24 制氢站(供氢站)应通风良好，保证空气中氢气最高含量不超过1%，建筑物顶部或外墙的上部设气窗(楼)或排气孔(通风口)，排气孔应面向安全地带。室内排气次数每小时不得少于3次，事故通风每小时换气次数不得少于7次。

2.25 采用自然通风时，排气孔应设在屋顶最高部位，每个排气孔直径不应少于200mm。屋顶如有梁隔成2个以上的间隔，或井字结构、助字结构，则每个间隔内应设排气孔。排气孔的下边应与屋顶内表面齐平，以防止氢气积聚。

2.26 每周应对制氢站(供氢站)空气中的含氢量进行一次检测，最高不得超过1%。

2.27 一般氢气化验室不得设在生产氢气的场合。如化验室设在生产氢气的同一建筑内，则应用防火墙隔开，门应直通厂房外。

2.28 氢气生产系统的厂房和贮氢罐等应有可靠的防雷设施。避雷针与自然通风口的水平距离，不应少于1.5m，与强迫通风口的距离不应少于3m;与放空管口的距离不应少于5m。避雷针的保护范围应高出管口1m以上。

2.29 制氢站(供氢站)应采用防爆型电气装置，并采用木制门窗，门应向外开。电线应穿密封金属套管，并经气密试验检查合格。仪表等低压设备应有可靠绝缘，电话电铃应安装在室外。

2.30 氢气设备生产系统各部位，必须使用铜质或铍铜合金工具。

2.31 制氢设备要动火检修，或进行能产生火花的作业时，应尽可能将需要修理的部件移到厂房外安全地点进行。如必须在现场动火作业，应按各单位“动火工作票制度”执行。

3 电力变压器、油浸电抗器、消弧线圈和互感器

3.1 变压器容量在120mva及以上时，宜设固定水喷雾灭火装置，缺水地区的变电所及一般变电所宜用固定的1211、二氧化碳或排油充氮灭火装置。

新建、扩建或改建的单机容量为200mw及以上的发电厂，其主变压器和厂用高压变压器均应装设固定水喷雾灭火装置。

水喷雾灭火装置应定期进行试验，使装置处于良好状态。

3.2 油量为2500kg及以上的室外变压器之间，如无防火墙，则防火距离不应小于下列规定:

35kv及以下 5m

63kv 6m

110kv 8m

220~500kv 10m

油量在2500kg及以上的变压器与油量在600kg及以上的充油电气设备之间，其防火距离不应小于5m。

3.3 若防火距离不能满足3.2条的规定时，应设置防火隔墙。防火隔墙应符合以下要求:

(1)防火隔墙高度宜高于变压器油枕顶端0.3m，宽度大于储油坑两侧各0.6m。防火隔墙高度与宽度，应考虑变压器火灾时对周围建筑物损坏的影响。

(2)防火隔墙与变压器散热器外缘之间必须有不少于1m的散热空间。

(3)防火隔墙应达到国家一级耐火等级。

3.4 室外单台油量在1000kg以上的变压器及其他油浸式电气设备，应设置储油坑及排油设施;室内单台设备总油量在100kg以上的变压器及其他油浸式电气设备，应在距散热器或外壳1m周围砌防火堤(堰)，以防止油品外溢。

储油坑容积应按容纳100%设备油量或20%设备油量确定。当按20%设备油量设置储油坑，坑底应设有排油管，将事故油排入事故储油坑内。排油管内径不应小于100mm，事故时应能迅速将油排出。管口应加装铁栅滤网。

储油坑内应设有净距不大于40mm的栅格，栅格上部铺设卵石，其厚度不小于250mm，卵石粒径应为50~80mm。

当设置总事故油坑时，其容积应按最大一台充油电气设备的全部油量确定。当装设固定水喷雾灭火装置时，总事故油坑的容积还应考虑水喷雾水量而留有一定裕度。

应定期检查和清理储油坑卵石层，以不被淤泥、灰渣及积土所堵塞。

3.5 变压器防爆筒的出口端应向下，并防止产生阻力，防爆膜宜采用脆性材料。

3.6 室内的油浸变压器，宜设置事故排烟或消烟设施。火灾时，送风系统应停用。室内(或洞内)变压器的顶部，不宜敷设电缆。

3.7 高层建筑内的电力变压器、消弧线圈等设备，应布置在专用的房间内，外墙开门处上方应设置防火挑檐，挑檐的宽度不应小于1m，而长度为门的宽度两侧各加0.5mm。

3.8 室外变电站和有隔离油源设施的室内油浸设备失火时，可用水灭火，无放油管路时，则不应用水灭火。

发电机变压器组中间无断路器，若失火，在发电机未停止惰走时，严禁人员靠近变压器灭火。

3.9 互感器如发生故障停用时，应先停电后切除故障互感器，不宜直接去拉开故障互感器。

4 电 缆

4.1 防止电缆火灾延燃的措施有:封、堵、涂、隔、包、水喷雾和其他。

4.2 涂料、堵料必需经国家技术鉴定合格，并由公安部门颁发生产许可证的工厂生产，其产品应是适用于电缆的不燃或难燃材料，并符合规范规定的耐火时间。在涂刷时要注意稀释液的防火。

4.3 凡穿越墙壁、楼板和电缆沟道而进入控制室、电缆夹层、控制柜及仪表盘、保护盘等处的电缆孔、洞、竖井和进入油区的电缆入口处必须用防火堵料严密封堵。发电厂的电缆沿一定长度可涂以耐火涂料或其他阻燃物质。靠近充油设备的电缆沟，应设有防火延燃措施，盖板应封堵。

4.4 如需在已完成电缆防火措施的电缆层上新敷设电缆，必须及时地补做相应的防火措施。

4.5 电缆廊道内宜每隔60m划分防火隔段。

4.6 严禁将电缆直接搁置在蒸汽管道上，架空敷设电缆时，电缆与蒸汽管净距不应少于1m(电力电缆)和0.5m(控制电缆)，与油管道的净距应尽可能增大。

4.7 电缆夹层、隧(廊)道、竖井、电缆沟内应保持整洁，不得堆放杂物，电缆沟洞严禁积油。

4.8 汽机机头附近、锅炉灰渣孔、防爆门以及磨煤机冷风门的泄压喷口，不得正对着电缆，否则必须采取防火措施(如采用罩盖、封闭式槽盒)。

4.9 在电缆夹层、隧(廊)道、沟洞内灌注电缆盒的绝缘剂时，熔化绝缘剂工作应在外面进行。

4.10 在多个电缆头并排安装的场合中，应在电缆头之间加隔板或填充阻燃材料。

4.11 进行扑灭隧(廊)道、通风不良的场所的电缆头着火时，应戴上氧气呼吸保护器及绝缘手套，并穿上绝缘鞋。

4.12 电力电缆中间接头盒的两侧及其邻近区域，应增加防火包带等阻燃措施。

4.13 防止施工中动力电缆与控制电缆混放，电缆分布不均甚至堆积乱放。在动力电缆与控制电缆之间，应设置层间耐火隔板。

4.14 火力发电厂汽机，锅炉房、输煤系统宜使用铠甲电缆或阻燃电缆，不适用普通塑料电缆。

新建或扩建的300mw及以上机组应采用满足gb12666.5-90《电线电缆燃烧实验方法》中a类成束燃烧试验条件的阻燃型电缆;对于重要回路如直流油泵、消防水泵及蓄电池直流电源线路等，应采用满足gb12666.6-90《电线电缆燃烧实验方法》中a类耐火强度试验条件的耐火型电缆。

5 酸性蓄电池室

5.1 严禁在蓄电池室内吸烟和将任何火种带入蓄电池室内。蓄电池室门上应用红漆书写“蓄电池室”“严禁烟火”或“火灾危险，严禁火种入内”的标语。

5.2 蓄电池室可装设整个管路焊接的暖气装置，严禁采用明火取暖。

5.3 蓄电池应装置在单独的室内，开启式蓄电池室用耐火二级、乙类生产建筑与相邻房间隔断，防酸隔爆型蓄电池室用耐火二级、丙类生产建筑与相邻房间隔断。蓄电池室门应向外开。

5.4 蓄电池室应装有通风装置，通风道应单独设置，不应通向烟道或厂房内的总通风系统。离通风管出口处10m内(含10m)有引爆物质场所时，则通风管的出风口至少应高出该建筑物屋顶2m。

5.5 蓄电池室应使用防爆型照明和防爆型排风机，开关、熔断器、插座等应装在蓄电池室的外面。

蓄电池室的照明线应采用耐酸导线，并用暗线敷设。检修用的行灯应采用12v防爆灯，其电缆应用绝缘良好的胶质软线。

5.6 凡是进出蓄电池室的电缆、电线，在穿墙处应用耐酸瓷管或聚氯乙烯硬管穿线，并在其进出口端用耐酸材料将管口封堵。

5.7 当蓄电池室受到外界火势威胁时，应立即停止充电，如充电刚完毕，则应继续开启排风机，抽出室内不良气体。

5.8 蓄电池室火灾时，应立即停止充电，并采用“1211”或二氧化碳灭火器扑灭。

5.9 蓄电池室通风装置的电气设备或蓄电池室的空气入口处附近火灾时，应立即切断该设备的电源。

6 其他电气设备

6.1 油断路器火灾时，严禁直接切断起火断路器电源，应切断其两侧前后一级的断路器电源，然后进行灭火。

首先采用“1211”、二氧化碳、干粉灭火器进行扑救，不得已时可以用泡沫灭火器扑救。如仅套管外部起火，亦可用喷雾水枪扑救。

6.2 断路器内部燃烧爆炸使油四溅，扩大燃烧面积时，除用灭火器灭火外，可用干砂扑灭地面上的燃油，用水或泡沫灭火器扑灭建筑物上的火焰。

6.3 室内布置的电力电容器群体总油量超过100kg时，应有贮油设施或挡油栏。电容器室的建筑物应是耐火二级丙类生产标准。所采用的防火门应向外开。

室外布置的电力电容器与高压电气设备需保持5m及以上的距离，防止事故扩大。

6.4 电容器室内布置时，基坑地面宜采用水泥沙浆抹面并压光，在其上面铺以100mm厚的细砂。如室外布置，则基坑宜采用水泥沙浆抹面，在挡油设施内铺以卵石(或碎石)。

6.5 电力电容器火灾时，应立即断开电源，并把电容器投向放电电阻或放电电压互感器。

6.6 500kv的穿墙套管，其内部的绝缘体充有绝缘油，应作为消防的重点对象，需备有足够的消防器材和蹬高设备。

6.7 500kv直流阀或阀厅火灾时，应立即切断电源，并关闭通风机，使阀厅的大气压力与外界大气压力相等。

6.8 低压配线的选择，除按其允许载流量应大于负荷的电流总和外，其所选型号与所使用的场合应相适应。

发电机氢气纯度降低原因防范措施：物业辖区柴油发电机异常情况处置

1.柴油发电机"飞车"的位置:柴油发电机发生"飞车"现象时，值班电工需沉着、冷静、迅速果断地采取措施:

1.1切断油路:将油门开关拉到停机位置，如果柴油机停不下来，可以拆掉油泵进油管或高压油管;

1.2切断气路:用棉衣等物品直接包住空气滤清器，或将空气滤清器拆下，直接用棉衣等物品塞住进气口(切断气路时，一定要注意安全);

1.3绝对禁止减少或去掉负载;

1.4柴油机停机后，应立即查找原因。排除故障后，试机运行，一切正常后方可正式使用。

2.柴油发电机房发生火灾时按《火灾应急处理流程图》处置。

3.柴油发电机房发生水浸时的处置:

3.1视进水情况关掉机房内运行的柴没发电机;

3.2堵住漏水源;

3.3如果漏水较大，应立即通知机电处主管，同时尽力阻滞进水;

3.4漏水源堵住后，应立即排水;

3.5排干水后，应立即对湿水设备设施进行除湿处理。如用干的干净抹布擦拭、热风吹干、自然通风、更换相关管线等;

3.6确认湿水已消除、各绝缘电阻符合要求后，开机试运行;如无异常情况出现则可以投入正常运行。

3.值班电工应按时开关柴油发电机。对于手动操作的柴油发电机，在停"市电"时，应在15分钟内启动柴油发电机并开始供电;在来"市电"时，应在20分钟内关停柴油发电机。

4.对于柴油发电机，值班电工应根据其负荷的变化，适当调整其油门的大小，使其功率得到充分的利用。

发电机氢气纯度降低原因防范措施：防止发电机损坏预防

为了防止发电机的损坏事故发生，结合实际情况，制定本措施。

1 适用范围

本措施适用于50mw及以上各类型的发电机设备。

2 主要依据

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求(国电发[2000]589号)

大型汽轮发动机定子绕组端部动态特性的测量及评定(dl/t 735—2000)

电力设备预防性试验规程(dl/t 596—1996)

氢冷发电机氢气湿度技术要求(dl/t 651—1998)

运行中氢冷发电机用密封油质量标准(dl/t 705)

大型发电机内冷水质及系统技术要求(dl/t 801—____)

电工术语旋转电机(gb/t 2900.25—94)

3 术语及定义

匝间短路——指电机线圈同一绕组的匝与匝之间绝缘损坏并形成电气通路。

相间短路——指电机线圈不同绕组之间绝缘损坏并发生不正常的电气通路。

4防止定子绕组端部松动引起相间短路

检查定子端部线圈的磨损、紧固情况。200mw及以上的发电机在新安装和大修时应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94hz~115hz之间)的发电机，应依据《大型汽轮发动机定子绕组端部动态特性的测量及评定》(dl/t 735-2000)进行综合评定，有条件时加装在线振动检测系统。对已经出现大范围松动、磨损情况的发电机，应进行端部结构改造。

5防止定子绕组相间短路

5.1 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。按照《电力设备预防性试验规程》(dl/t 596—1996)，对定子绕组端部手包绝缘和绝缘盒处施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。对进口发电机可参照执行。

5.2 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规定允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施，包括确保氢气干燥器处于良好的工作状态、停机时仍可以继续除湿、防止湿度检测仪表指示误差误导运行人员等。

5.3密封油系统回油管路必须保证回油状态畅通，防止因密封油消泡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，应按《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》(dl/t 705)严格控制，并列入定期检测项目。

5.4 监测定子绕组内冷水箱中氢气含量，在氢气含量超标或急剧增加时，应及时查找原因和处理。

6 防止定、转子水路堵塞、漏水

6.1 防止水路堵塞过热。

6.1.1 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垫圈。

6.1.2 安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。

6.1.3 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验，采用“热水流流量”试验方法。

6.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。

6.1.5 水内冷发电机水质应严格控制规定范围。为减缓铜管腐蚀，必须控制ph值在7.0~9.0之间。

6.1.6 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。

6.1.7 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。

6.2 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。

6.3 防止转子漏水。

6.3.1 水内冷发电机发出漏水报警信号，经判断确认是发电机漏水时，应立即停机处理。

6.3.2 选装灵敏度可靠的漏水报警装置，应做好调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠。

6.3.3 转子绕组复合引水管应更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。

6.3.4 为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将qfs2-100-2型和qfs-125-2型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。

6.3.5 推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。

7 防止转子匝间短路

7.1 调峰运行的发电机，应在停机过程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。

7.2 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。退磁后要求剩磁参考值为:轴瓦、轴颈不大于2×10-4t(特斯拉)，其他部件小于10×10-4t。

8 防止漏氢

8.1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。

8.2 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线发生氢爆事故，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。应按时检测氢冷发电机封闭母线外套内氢气体积含量，当氢气含量超过1%时，应停机查漏消缺。

8.3 应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、内冷水箱内的氢气体积含量，超过1%时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时应报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时，应停机处理。

8.4 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。

9 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。

10 防止发电机非同期并网

为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如下工作:

10.1 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)。

10.2 倒送电试验(新投产机组)或发变组带空母线升压试验(检修机组)。

10.3 进行假同期试验。

10.4 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(以防止自动准同期装置故障)，然后再“投入”自动准同期装置并网。

10.5断路器操作控制二次回路电缆绝缘满足要求。

10.6核实发电机电压相序与系统相序一致。

11 防止发电机局部过热

11.1 发电机绝缘过热监测器过热报警时，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。

11.2 应对氢内冷转子进行通风试验。

12 防止发电机内遗留金属异物

12.1 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。

12.2 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。

13 防止励磁系统故障引起发电机损坏

13.1 对有进相运行或长期高功率因数运行要求的发电机应进行进相运行试验，按电网稳定运行的要求、发电机定子边段铁芯和结构件发热情况及厂用电压的要求来确定进相运行深度。进相运行的发电机励磁调节器应放自动运行，低励限制器必须投入，并依据进相试验结果进行整定，自动励磁调节器应定期校核。有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内，并定期校验。

13.2 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。

13.3 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、开关等操作系统均能正常工作。

13.4 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。

14防止转子一点接地

14.1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。

14.2对参与调峰运行的200mw及以上容量的汽轮发电机，尤其对结构上未做调峰运行考虑的大型汽轮发电机，机组投运1年后，应进行检查和必要的修理。重点是拔下转子护环检查与本体嵌装部位有无裂纹和蚀坑，转子绕组端部有无变形，端部垫块有无松动和移位等。

14.3为杜绝护环飞裂恶性事故应采取以下措施:发电机转子在运输、存放及大修时应避免受潮及有腐蚀性气体;大修时应对转子护环进行全面的金属探伤。对已检出有裂纹、裂纹群及蚀坑者，应进行消缺处理，或更换为18mn18cr材料的新护环。

15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，允许的接地电流值如表15-1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表15-1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15-1 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

10.5

100

3

13.8~75

125~200

2(氢冷发电机为2.5)

18~20

300~600

1

16为实现定子铁心故障的早期诊断及预防，应以检查为主，辅以测试手段相结合的综合方法进行监控。

检修时若发现铁心存在较轻微的松弛现象，有条件时采取措施进行处理;当铁心存在严重松弛时，例如局部铁心出现裂齿、断齿等现象，必须采取措施及时处理，并查找形成缺陷的原因，及时纠正，避免故障现象的重复产生，防止扩大为定子绕组绝缘事故。

发电机氢气纯度降低原因防范措施：汽轮发电机基础二次灌浆 施工

一、工程概况

(一)、概述:

聊城新厂2×600mw机组汽轮发电机基础运转层二次灌浆材料采用两种:台板下及台板外100mm范围内采用上海宝山环宇材料厂生产的合格无收缩灌浆料h-40，其余部分均用c40细石砼(厚度为76mm)。

(二)、主要工程量:

二次灌浆料:30t细石砼:12m3

(三)、措施性材料:破布: 50kg

二、施工依据

1、山东电力工程咨询院设计图纸《汽轮发电机基座图》t0219(2)。

2、《火电施工质量检验及评定标准》土建工程篇。

3、《电力建设安全工作规程》。

三、主要施工机具

手电钻式搅拌器2台空压机1台电锯1台

灰斗1个水准仪1台钢尺(5m)2把

四、施工技术措施

(一)二次灌浆料施工

1、接到汽轮机基础二次浇灌通知单后，首先要按设计要求并针对二次浇灌部位，及时做好浇灌前的准备工作。

①将二次灌浆料根据需用量运至现场，并堆放整齐。

②检查设备底板的下表面是否有锈、油污等，若有应用棉纱清除干净。

③对浇灌部位基础表面和很弱的砼层应进行凿毛处理并进行彻底清扫。

④检查原来设备就位前焊接的挡灰板与孔洞四周是否有间隙，如有空隙应用海棉条或灰浆进行堵塞，以防止灌浆料泄漏。

⑤根据需要灌浆部位支设外侧木模，用空压机将基础表面上的粉尘、泥土、垃圾进行吹扫后，对其表面洒水湿润24小时，清除表面积水并经验收合格灌浆单经总工签发后方可二次浇灌。

⑥根据现场条件，加工制作一些专用小工具。

⑦浇灌前进行技术交底。

2、浇筑

① 二次灌浆料采用手电钻式搅拌器在搅拌桶内进行搅拌，一般每次一袋(25kg装)、规定用水量为4kg，即水、料比为16%，在满足流动条件下，用水量可在3.5~4.0kg范围内变动。

② 先在搅拌桶内加入规定量的水，然后将约一半料(12.5kg)倒入桶内搅拌约30s，再将剩余的料倒入一起搅拌，总搅拌时间约为2分钟，搅拌时叶片应沿桶周边上下左右缓慢移动，以便使桶底和桶壁粘附的料能得到充分拌和。搅拌叶片不得提至浆料液面之上，以免空气被过多带入。

③ 搅拌用水应采用干净的水，水温以5~30℃为宜。

④ 浇灌应按规定留置试块。

⑤ 浇筑顺序:高压缸→中压缸→1号低压缸→2号低压缸→发电机→励磁机

3、养护

灌浆料终凝时间为2~4小时，须在终凝前对灌浆层表面抹压光，终凝后立即用湿布袋覆盖养护，此后每天2~3次用喷壶对其喷水，使其湿润，养护期为14天。

(二)细石砼施工

1、施工前首先对基础表面进行凿毛清理，将原预留φ6插筋整理好，并浇水湿润。

2、根据二次灌浆细石砼标号由检测中心出具配合比，并严格按照配合比进行拌和。

3、浇灌过程中要振捣密实;浇灌完毕要及时进行浇水养护。

五、质量保证措施

1、汽轮机基座二次灌浆质量要求高，且工作难度大，因此施工前要对施工人员进行详细技术安全交底，使每个施工人员都明白操作程序，做到心中有数。

2、浇灌过程中应有安装专业人员现场监督指导。

3、加强施工组织领导，明确责任制。每道工序都要有专人负责，施工技术员做好每道工序施工记录，以便跟踪检查。

4、对二次灌浆料用量，现场要有磅秤进行计量。在施工过程中，为避免空气对浇灌质量的影响，只能从一侧或一个角落注入，且浇灌应连续进行，不允许出现施工缝和施工中断。

5、在二次灌浆料浇灌完毕后24小时内不要使其受到振动。

6、细石砼浇灌应按规定留置试块。

六、环保注意事项

1、要注意施工机械的日常保养，避免过大的噪音。

2、加强施工用水的管理和控制，杜绝常流水现象的发生。

3、要加强和提高全体施工人员的环保意识，认清环保的重要性。

4、严禁污染设备，浇筑过程中应对设备采取防护措施。施工中严禁碰撞和污染设备，施工现场要保持清洁，灌浆料袋及落地灰浆要随时清理，做到工完料尽场地清。

七、危险因素辩识与控制

发电机氢气纯度降低原因防范措施：某小型发电机的防雷

当雷击电波传导至发电机上时，波的陡度直接威胁匝间绝缘，尤其是头几匝。波越陡，头几匝间所承受的电压越大，匝间绝缘越易受到破坏。雷电波的幅值大小则威胁发电机的主绝缘。雷电波的幅值越大，导线与铁心间的电压就越高，绝缘就越易被击穿。因此，必须对发电机采取防雷措施。现简介发电机的防雷措施及常用避雷器的选用，供参考。

对发电机来讲，防雷措施的要求是要把雷电波的幅值和陡度限制在容许的范围内，以消除对发电机的危害。

1.对有架空直配线路的发电机的防雷措施当流过发电机母线上fgd系列阀型避雷器的电流不超过3ka时，发电机的耐雷水平为50ka，发电机的防雷保护接线及其设备的选择都按此条件考虑。其防雷方式一般包括两部分:一部分是装设在母线上的阀型避雷器及吸收电容器，避雷器的作用是限制雷击波的幅值，吸收电容器的作用是限制波的陡度;另一部分是进线保护，它的作用是对进线上传来的较强雷电波先进行一次削弱。发电机的防雷方式很多，可根据发电机容量、雷电活动的强弱和对供电可靠性的要求确定。不论采用哪一种保护方式，一般应将母线处的来波陡度限制在7.5kv/s以下;发电机处的来波陡度限制在5kv/s以下;流过母线上的冲击电流幅值限制在3ka以下。图1为1500kw以下发电机防雷保护接线图。

2.当发电机和变压器直接连接时的防雷措施此时，变压器对发电机的防雷保护能起一定的作用，因此，对于发电机一变压器组连接方式的发电机，只要可靠地保护了变压器，就不需对发电机再采取保护措施。但是，如果发电机与变压器之间是由裸露的组合导线或母线桥连接的话，那么，这一段导线还需装设防止直击雷和感应过电压的保护措施。对于直击雷的防护，可以利用独立的避雷针来达到，而对感应过电压的防护则主要依靠吸收电容器。图2为发电机-变压器单元的防雷接线(扩大单元的保护类似)。

采取了上述的防雷措施后，并不能说发电机的雷害事故就可以完全避免了，因为一则避雷器的特性与发电机的绝缘水平之间总会存在一些差距;二则某些发电机绝缘可能存在一些弱点。所以，对运行人员来说，除了应尽可能多地掌握一些防雷知识和了解设备的绝缘弱点外，在打雷时，还需做好事故预想，特别是甩负荷、着火等方面的事故处理准备。

3.避雷器的选用传统防雷用避雷器有fs、fz、fcd等系列阀型避雷器和gb系列管型管型避雷器，但这些避雷器存在间隙，击穿前后电压陡度较大。氧化锌避雷器具有优异的非线性伏安特性，且当过电压一出现时就开始吸收能量，使过电压受到限制，其性能远胜于传统的阀型和管型避雷器。