国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生〔2007〕883 - 号(4)

10.3.8 汽机油系统安装检修中，应彻底清理油系统杂物，防止遗留杂物堵塞管道。开口处必须包扎严密，法兰垫圈孔径应略大于管径，加装临时滤网或堵头应留有标识和记录。油系统管口封堵、开封必须做好文字记录。

10.3.9 油系统检修中应注意检查主油泵出口逆止门的状态，确保开闭灵活，防止停机过程中断油。

10.3.10 机组进行 A 级检修时，应彻底清除油系统油箱内的沉淀、油泥等杂物，油管、油箱清理后须验收合格方可注油。 10.3.11 汽轮机油装入系统后，应采取连续过滤循环方式进行系统冲洗，在取样分析各项指标合格后方可以停止连续过滤循环。

10.3.12 汽轮发电机组进行 C 级以上检修及轴承检修后，应调整并记录顶轴油泵开启后各轴瓦处转子的顶起高度。运行中应定期记录各轴瓦油膜压力，并监视其变化趋势。

10.3.13 严格按照相关定值，在线进行报警、联锁、保护等润滑油低油压开关动作的校对试验。润滑油压低时应能正确、可靠地联动交流、直流润滑油泵。 10.3.14 直流润滑油泵电源系统应具有足够容量，防止因熔断器熔断导致直流润滑油泵失去电源。交流润滑油泵电源接触器应具备低电压延时释放功能，并确保自投装置动作可靠。 10.3.15 油系统禁止使用铸铁阀门，各阀门安装位置应能防止因门芯脱落引起断油。主要阀门应加挂“禁止操作”警示牌。润滑油管道不宜装设滤网，如装设滤网必须采取防止滤网堵塞、破损措施，并且安装位置应远离汽轮机轴系。

10.3.16 润滑油系统、密封油系统、顶轴油系统的压力信号测点不应贴近汽轮机轴系，否则压力信号监测设备应采取可靠的位移补偿和防震动损坏措施。 10.4 防止汽轮机叶片和围带损坏

10.4.1 机组 A 级检修期间，应加强对转子、叶片和围带的金属监督和探伤检查。如制造厂有叶片测频要求，应按制造厂技术要求进行叶片测频工作。

10.4.2 机组启动过程中，应确保热工控制逻辑完整，保护完善可靠；开、闭环控制回路中各反馈变量（阀位、行程开关等）测量准确可靠。

10.4.3 加强机组运行控制，特别注意运行中对汽温的控制，防止或减少机组某级工作在湿蒸汽区的情况。

10.4.4 高中压缸联合启动机组应特别注意以下问题。

10.4.4.1 高排通风阀的通流能力和高压缸冷却流量应能保证汽轮机高转速长时间空转时，高压缸内任何位置的温度不会持续升高到危险值。

10.4.4.2 高排逆止门应关闭严密，能够避免因高排逆止门漏汽影响高压缸内蒸汽的流向，造成高压缸排汽温度高保护失效。

10.4.4.3 机组空转和初负荷阶段应加强对高压缸各温度点的监视，特别是高压缸排汽温度和一段抽汽温度，如出现温度异常升高应及时采取措施或停机。

10.4.4.4 机组进行汽门严密性试验时，在高转速、高再热汽压条件下，应加强对高压缸各温度点的监视，如温度异常升高应立即降低再热汽压力。 10.4.5 中压缸启动机组应特别注意以下问题。

10.4.5.1 高压缸采用真空防鼓风措施的机组在启动过程中应确保高排通风阀或疏水应具有足够的通流能力。高压缸通汽前能够使高压缸内真空达到或接近凝汽器的真空值。高排逆止门应关闭严密，避免因高排逆止门漏汽影响高压缸建立真空。

10.4.5.2 启动过程中高压缸采用蒸汽逆流冷却措施的机组，逆流流量应能够将高压缸温度控制在合理的温度水平。高压缸转顺流前应加强对高压缸各温度点的监视，发现温度异常应及时采取措施或停机。

10.4.5.3 高压缸由逆流转顺流时，高、中压调速汽门开启应顺畅平稳，防止调速汽门大幅波动。

11 防止汽轮发电机损坏事故

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。

11.2 防止定子绕组绝缘损坏

11.2.1 加强大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等部位的绝缘检查，并对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验，及时发现和处理设备缺陷。 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。 11.2.3 定子绕组内冷水箱应加装氢气含量检测装置。具备条件的宜加装定子绕组绝缘局部放电和绝缘局部过热监测设备。

11.2.4 新机出厂时应进行定子绕组端部起晕试验，起晕电压不低于 1.0 倍线电压。空冷发电机及绕组端部表面有明显电晕特征的氢冷发电机，大修时应进行起晕试验，并根据试验结果指导防晕层检修工作。

11.3 防止定、转子水路堵塞过热、漏水 11.3.1 防止水路堵塞过热

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为聚四氟乙烯垫圈。 11.3.1.2 装设定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗，定期检查和清洗滤网，宜使用激光打孔的不锈钢板新型滤网，反冲洗回路不锈钢滤网应达到 200 目。

11.3.1.3 机组大修时，应对水内冷定子、转子线棒分路做流量试验，必要时应做热水流试验。

11.3.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以利于清除母管中的杂物。 11.3.1.5 水内冷发电机的定子内冷水 pH 值应控制在 8.0～9.0 之间，含铜量不大于 20.0??g/L。

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，防止石棉材料破损物进入转子分水盒内。

11.3.1.7 加强监视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。温差控制值应依照制造厂的有关规定；制造厂未明确规定的，在机组新投产或大修后应通过温升试验确定定子线棒各测温元件的有效性，并参考以下控制值：发电机定子线棒层间最高与最低温度间的温差达 8K或定子线棒引水管出水温差达 8K 时应报警，此时应查明原因和加强监视，并降低负荷。经采取措施无效且确认测温元件无误后，出现任一以下情况应立即降负荷或停机处理：定子线棒层间温差达 14K；定子线棒引水管出水温差达 12K；任一定子槽内测温元件温度超过 90℃；任一出水温度超过 85℃。

11.3.1.8 绝缘引水管不得交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。运行中应加强绝缘引水管检查，引水管外表应无伤痕。 11.3.2 防止转子漏水

11.3.2.1 认真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。

11.3.2.2 水内冷转子绕组复合引水管应更换为具有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。 11.3.2.3 为防止转子线圈拐角断裂漏水，100MW 及以上机组的出水铜拐角应全部更换为不锈钢材质。

11.3.2.3 机组大修期间，应按照制造厂家的有关技术要求，进行定子绕组水压试验。双水内冷发电机宜用气密试验代替水压试验。 11.4 防止转子绕组匝间短路

11.4.1 频繁调峰运行或运行时间达到 20 年的发电机，在机组检修时应通过交流阻抗试验、测量分包压降、匝间短路波形法测试等进行动态及静态匝间短路检查试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。

11.4.2 经确认发电机转子存在绕组匝间短路应尽快消缺，防止转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。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。退磁后要求剩磁参考值为：轴瓦、轴颈不大于 2×10-4T，其他部件小于 10×10-4T。 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 0.3 m3/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。 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。 11.7 防止发电机内遗留金属异物

11.7.1 严格现场作业标准化管理，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留定子内部，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。

11.7.2 发电机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心边缘矽钢片有无断裂等进行检查。

11.8 防止护环开裂。发电机转子在运输、存放及大修期间应避免受潮和腐蚀。发电机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进行消缺处理，必要时更换为 18Mn18Cr 材料的护环。 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。

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。 11.11 发电机转子绕组发生一点接地时,应立即查明故障点（在机内还是机外）及性质，如为转子绕组稳定性金属接地应立即停机处理。如发电机仅设转子一点接地保护，宜设置为两段式保护，第一段保护动作于发信号，第二段保护动作于停机。 11.12 送出线路具有串联补偿的发电厂，应准确掌握汽轮发电机组轴系扭转振动频率，以配合电网管理单位或部门共同防止次同步谐振。

12 防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)事故 12.1 防止机组飞逸

12.1.1 设置完善的停机过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置。过速保护装置应定期检验，并正常投入。

12.1.2 机组调速系统必须进行水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试验和导叶关闭规律检验等，各项指标合格方可投入运行。

12.1.3 新机组投运前或机组大修后必须通过甩负荷和过速试验，验证水压上升率和转速上升率符合设计要求，过速整定值校验合格。

12.1.4 工作闸门（主阀）应具备动水关闭功能，导水机构拒动时能够动水关闭。应保证工作闸门（主阀）在最大流量下动水关闭时，关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。

12.2 防止立式水轮发电机组旋转部分抬机。立式水轮发电机机组应安装抬机监控、保护装置，当旋转部分抬机量超过设计值时快速停机。 12.3 防止水轮机损坏

12.3.1 防止水轮机通流部件损坏

12.3.1.1 水轮机导水机构必须设有防止导叶破坏的安全装置,包括装设剪断销、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。

12.3.1.2 水轮机在各种工况下运行时，应保证顶盖垂直振动和主轴摆动不大于《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T 8564－2003）规定的允许值。机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。

12.3.1.3 水轮机水下部分检修应检查转轮体与泄水锥的连接牢固可靠。

12.3.1.4 水轮机通流部件应定期检修，重点检查通流部件裂纹、磨损和汽蚀，防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成通流部件损坏。水轮机通流部件补焊处理后应进行修型，保证型线符合设计要求，转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验合格。 12.3.2 防止水轮机导轴承烧损

12.3.2.1 油润滑的水导轴承应定期检查油位、油色，并定期进行油质化验。

12.3.2.2 水润滑的水导轴承应保证水质清洁、水流畅通和水压正常，水导润滑水应能够自动切换主、备用供水，流量计、压力变送器和示流器等装置应正常工作。

12.3.2.3 应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常, 信号整定值正确。对设置有外循环油系统的机组，其控制系统应正常工作。 12.3.3 防止液压装置破裂和失压

12.3.3.1 压力油罐的自动补气阀应定期检查清洁。

12.3.3.2 压力油罐油位计应选择钢质磁翻板液位计或其它不易老化破裂的原料生产的液位计，不得采用有机玻璃管型磁珠液位计。

12.3.3.3 机组大修后应做低油压事故停机试验。 12.4 防止水轮发电机重大事故

12.4.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路

12.4.1.1 定子绕组在槽内应紧固，槽电位测试应符合要求。 12.4.1.2 定期检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象。 12.4.2 防止定子绕组绝缘损坏

12.4.2.1 加强大型发电机环形接线、过渡引线绝缘检查，并定期按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596－1996）的要求进行试验。

12.4.2.2 定期检查发电机定子铁心螺杆紧力，发现铁心螺杆紧力不符合出厂设计值应及时处理。定期检查发电机硅钢片叠压整齐、无过热痕迹，燕尾槽无开裂和脱开现象，发现有硅钢片滑出应及时处理。

12.4.2.3 定期对抽水蓄能发电/电动机线棒端部与端箍相对位移与磨损进行检查,发现端箍与支架连接螺栓松动应及时处理。

12.4.3 防止转子绕组匝间短路。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。 12.4.4 防止发电机局部过热损坏

12.4.4.1 发电机出口、中性点引线连接部分应可靠，机组运行中应定期对励磁变至静止励磁装置的分相电缆、静止励磁装置至转子滑环电缆、转子滑环进行红外成像测温检查。 12.4.4.2 定期检查电制动刀闸动静触头接触情况，发现压紧弹簧松脱或单个触指与其它触指不平行等问题应及时处理。

12.4.4.3 制造、运输、安装及检修过程中，应注意防止焊渣或金属屑等微小异物掉入定子铁心通风槽内。

12.4.5 防止发电机机械损伤

12.4.5.1 在发电机风洞内作业，必须设专人把守发电机进人门，作业人员须穿无金属的工作服、工作鞋，进入发电机内部前应全部取出禁止带入物件，带入物品应清点记录，工作完毕撤出时清点物品正确，确保无遗留物品。

12.4.5.2 主、辅设备保护装置应定期检验，并正常投入。机组重要运行监视表计和装置失效或动作不正确时，严禁机组启动。机组运行中失去监控时，必须停机。 12.4.5.3 加强机组运行调整，尽量避开机组运行的高振动区或气蚀区。 12.4.6 防止发电机轴承烧瓦

12.4.6.1 带有高压油顶起装置的推力轴承设计应保证在高压油顶起装置失灵的情况下，推力轴承不投入高压油顶起装置时安全停机无损伤。应定期对高压油顶起装置进行检查试验，确保其处于正常工作状态。

12.4.6.2 润滑油油位应具备远方自动监测功能，并定时检查。定期对润滑油进行化验，油质劣化应尽快处理，油质不合格禁止启动机组。

12.4.6.3 冷却水温、油温、瓦温监测和保护装置应准确可靠，并加强运行监控。

12.4.6.4 机组出现异常运行工况可能损伤轴承时，必须确认轴瓦完好后，方可重新启动。 12.4.6.5 定期对轴承瓦进行检查，确认无脱胎、脱壳、裂纹等缺陷，轴瓦接触面、轴领、镜板表面应符合设计要求。对于巴氏合金轴承瓦，应定期检查合金与瓦坯的接触情况，必要时进行无损探伤检测。

12.4.6.6 轴承轴电流保护回路应正常投入，出现轴电流报警必须及时检查处理，禁止机组长时间无轴电流保护运行。

12.4.7 防止水轮发电机部件松动

12.4.7.1 旋转部件联接件应做好防止松脱措施，并定期进行检查。旋转风扇应安装牢固，叶片无裂纹、变形，导风板安装应牢固并与定子线棒保持足够间距。

12.4.7.2 定子(含机座)、转子各部件、定子线棒槽楔等应定期检查。水轮

发电机机架固定螺栓、定子基础螺栓、定子铁心螺栓和调节螺栓应紧固良好，机架和定子支撑、转动轴系等承载部件的承载结构、焊缝、基础、配重块等应无松动、裂纹、变形等现象。临时配重应固定牢靠。

12.4.7.3 水轮发电机风洞内应避免使用在电磁场下易发热材料或能被电磁吸附的金属联接材料，否则应采取可靠的防护措施，且强度应满足使用要求。

12.4.7.4 定期检查水轮发电机机械制动系统，制动闸、制动环应平整无裂纹，固定螺栓无松动，制动瓦磨损后须及时更换，制动闸及其供气油系统应无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷。制动回路转速整定值应定期进行校验，严禁高转速下投入机械制动。 12.4.7.5 定期校验同期装置，防止水轮发电机非同期并网。 12.5 防止抽水蓄能机组相关事故

12.5.1 抽水蓄能电厂应具备黑启动能力，各系统应满足机组黑启动相关技术要求，并制订完善的黑启动预案。

12.5.2 抽水蓄能机组的蓄电池容量应考虑发生全厂停电后，满足机组黑启动的需要。 12.5.3 防止抽水蓄能机组自动控制、保护系统事故

12.5.3.1 抽水蓄能电厂同期装置应配置多套参数，以适应抽水、发电等工况并网要求。同期装置应定期检验，并满足在电网事故频率降低或升高时，仍能完成机组启动同期并网。 12.5.3.2 机组监控系统应能够对机组工况转换做到过程监视，过程阻滞时应报警，并自动将机组转换到安全工况或停机。

12.5.3.3 紧急停机应设置为与 DCS 分开的独立操作回路。

12.5.3.4 加强水泵水轮机机械保护跳闸系统和主要监视仪表巡视、检查和试验，跳闸电源必须可靠，跳闸保护信号作用于出口跳主开关、关工作闸门（进水阀）、关导叶的控制通道必须多路配置，闭锁继电器、输出继电器必须做到定期校验。

12.5.3.5 水泵水轮机应独立配置进水阀控制系统，设置完善的电气、机械闭锁装置，开闭顺序控制逻辑应可靠完善，进水阀应与尾水事故门相闭锁，阀门位置信号异常时禁止开机。机组抽水启动过程中，进水阀实际未打开时不允许调速器开导叶。

12.5.3.6 机组启动回路应装设转子阻滞保护、过电流保护或失步保护，保证机组变频启动或背靠背启动过程的运行安全。

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