11．2．2．4 切实采取有效措施确保压差阀、平衡阀跟踪特性良好，防止向发电机内漏油。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DL／T 705《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》严格控制，并应列入定期检测项目。
11．3 防止定、转子水路堵塞、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成聚四氟乙烯垫圈。 11．3．1．2 安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。定期检查和清洗滤网，对内冷水系统及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。
11．3．1．3 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。
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，以便清除母管中杂物。
11．3．1．5 水内冷发电机水质应严格控制规定范围。水中铜离子含量超标时，为减缓铜管腐蚀， 125MW及以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂，但必须控制 PH值为 7． 0～8．5范围内。
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，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。
11．3．1．7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的温差达8K或定子线棒引水管出水温差达8K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14K或定子引水管出水温差达12K，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。
11．3．1．8 加强内冷水水质监督，当电导率和铜离子超标时，采取换水、投运内冷水小混床等措施使电导率和铜离子合格。对于PH值偏低及系统腐蚀问题，可以增强系统严密性，采取内冷水箱充氮措施，减少或防止氧气及二氧化碳进入内冷水系统方面加以改善；以除盐水为补充水时，可加入微量碱化剂使其pH值在 7.0－ 8.5范围内，确保水质合格。
11．3．2 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瑞罩之间应保持足够的绝缘距离。 11．3．3 防止转子漏水。
11．3．3．1 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。
11．3．3．2 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。 11．3．3．3 水内冷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。 11．3． 3．4 为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将 QFSZ－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。
11．3．3．5 推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。 11．4 防止转子匝间短路。
11．4．1 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。 11．4．2 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。退磁后要求剩磁值为：轴瓦、轴预不大干 23104T，其他部件小干103104T。
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11．4．3 对新机转子、返制造厂进行技术改造和修理的转子，在制造厂内必须进行绕组匝间绝缘的动态检验试验，对达不到 JB／T 8446《隐极式同步发电机转子匝间短路判别方法》规定要求的，应进行处理直至合格。 11．5 防止漏氢。
11．5．1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。
11．5．2 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应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢在线监测装置。
11．5．3 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。当内冷水箱内的含氧量达到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。
11．5．3．1 应注意防氢爆（氢气爆炸条件：在空气中体积含量在 4％－ 75％、起爆能量0.02mJ），有条件的应在氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内等地方安装漏氢在线监测装置，并有防氢爆措施。
11．5．4 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。
11．6 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。
11．6．l 在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后由经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”，以独立的时间元件的第一时限，启动独立的跳闸回路重跳本断路器一次，并发出“断路器三相位置不一致”的动作信号。
11．6．2 发电机变压器组的电气量保护应启动失灵保护，启动失灵保护的原则按本实施细则中23．5．1、23．5．2要求执行。 11．7 防止发电机非同期并网
11．7．1 发电机组配置的同期装置及其辅助设备应是定型、合格产品，并有成熟的运行经验。
11．7．2 为避免发电机非同期并网事故的发生，对于新投产机组和大修时对同期装置（包括交流电压回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手开关等）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：
11．7．2．1 对同期回路及同期装置进行全面、细致的校核和试验，其原理正确并满足设计要求，包括电压回路的极性校核，尤其是同期检查继电器、整步表和自动准同期装置应定期校验。条件允许时，可在电压互感器二次回路加电压（加电压时，应做好安全措施，防止电压反冲到一次侧）进行模拟试验，同时检查交流电压回路和整步表、同期检查继电器和自动准同期装置的一致性。确保其性能达到规定要求。
11．7．2．2 进行倒送电试验（新投产机组）或发变组带空母线升压试验时（检修机组），对并列点两侧电压进行幅值、相位、相序校核，并对同期检查继电器、整步表、自动准同期装置的二次回路进行校验。
11．7．2．3 进行假同期试验；并列点开关的两侧隔离刀闸断开，带同期电压二次回路进行手动准同期及自动准同期合闸试验。检查同期检查继电器、整步表、自动准同期装置动作的一致性及同期电压二次回路的正确性，检查断路器合闸控制回路的正确性、可靠性。
11．7．2．4 在进行同期系统设计时，应设计有同期检查继电器闭锁合闸回路功能，不能以任何理由取消同期检查继电器闭锁回路。
11．7．2．5 自动准同期装置、手动准同期装置、整步表和同期检查继电器每年应校核一次。重要的二次回路电缆（如开关合闸二次回路电缆）应安排定期进行绝缘检查。 11．7．2．6 自动准同期装置导前时间、导前相角、频差闭锁动作值、压差闭锁动作
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值与整定值的误差不得大于整定值的5％。
11．7．2．7 每次并网前应先在“试验”位置检查自动准同期装置是否处于正常状态。同期检查继电器、整步表、自动准同期装置的动作是否一致，当处于正常状态时，按运行规程的要求“投入”自动准同期装置，进行发电机并网操作。 11．8 防止发电机局部过热
11．8．1 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。
11．8．2 应对氢内冷转子进行通风试验。
11．8．3 全氢冷发电机定子线捧出口风温差达到8℃，应立即停机处理。 11．9 防止发电机内遗留金属异物
11．9．1 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、上下渐伸线之间做详细检查。
11．9．2 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心边缘矽钢片有无断裂等进行检查。 11．10 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11一1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表11一1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投跳闸。 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） 10.5 100 3 13.8~15.75 125~200 2（对于氢冷发电机为2.5） 18~22 300~600 1 11．10．1 100兆瓦及以上容量的机组应尽可能装设 100％定子接地保护， 200兆瓦及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸。但必须将零序基波段保护与零序三次谐波段保护的出口分开，零序基波段保护投跳闸，零序三次谐波段保护宜投信号，但应尽快转移负荷，安排停机。 11．10．2 用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点宜在定子接地保护相内一点接地。
11．11 当发电机的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）与性质。如系转子绕组稳定性的金属接地，应立即停机处理。
11．11．1 加强对转子集电环、刷架系统的运行维护和及时清理积留的碳粉，运行人员应按时进行巡视，及时发现和处理集电环运行温度高、碳刷打火等故障隐患，防止形成环火造成事故。
11．12 发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。 11．13 防止励磁系统故障引起发电机损坏。
11．13．1 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。
11．13．1．1 有进相运行方式的发电机，应由试验单位协助进行进相试验，以此确定进相深度。调整和检验其低励限制的定值，机组低励限制和保护定值应满足系统进相运行的要求 11．13．2 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。
11．13．2．1 对于高起始响应励磁系统其瞬时电流限制 Ⅰ段、Ⅱ段和保护Ⅲ段功能应可靠，其定值计算、整定无误，并定期进行检查。
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11．13．3 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，以防止发电机失去稳定性。
11．13．3．1 未配置过电压联跳相应磁场开关和事故工况下紧急停机联跳相应磁场开关保护功能时，不允许发电机在手动调节励磁方式下运行。 11．13．4 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。
11．13．4．1 励磁控制装置的工作电源应可靠，电源要冗余设计，防止励磁控制装置失去工作电源而引起发电机失磁。
11．13．5 在机组启动、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。
11．13．5．1 机组自动励磁调节器应配置有V/F限制功能。
11．13．6 大修时应检修发电机灭磁开关、励磁机磁场开关及其配套灭磁元件。防止因灭磁开关、励磁机磁场开关误跳和灭磁元件故障引起发电机失磁对电力系统产生冲击或引起机组失步运行。
11．13．7 定期检修时应检查保护动作出口跳发电机开关的可靠性，防止在事故停机状态下，发电机出口开关拒动。 11．13．8 2 00MW 及以上容量的机组，为了便于分析发电机、变压器故障，应配置机组故障录波器。
12 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故
为了防止分散控制系统（DCS）失灵、热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》（国电安运［1998］ 483号）、《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》（电规发［ 1996］214号）、《火力发电厂锅炉炉膛安全监视系统在线验收测试规程》（DL／T 655一1998）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL／T 657一1998）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收
测试规程》（DL／T 658－1998）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL／T659一1998）等有关技术规定，并提出以下重点要求： 12．1 分散控制系统配置的基本要求。
12．1．1 DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急事故处理），CPU负荷率应能控制在设计指标之内并留有适当裕度。
12．1．2 主要控制器应采用冗余配置，重要 I／0点应考虑采用非同一板件的冗余配置。
12．1．2．1 主要控制器的冗余配置必须是热备用方式，即后备控制器必须与主控制器同步更新数据，保证后备控制器切换为主控制器时不对输出产生影响。
12．1．2．2 控制器内包括热工条例规定的主要自动调节系统和主要热工保护以及重要辅机控制功能的均为主要控制器。
12．1．2．3 建立各机组DCS的冗余配置档案，确认现有的冗余配置是否满足安全生产要求，否则应及时改进。
12．1．2．4 热控人员应在日常巡视中检查系统冗余状况，发现有主控制器或冗余I/O点退出时，应立即查找原因消除故障，及时恢复正常的冗余状况，保证系统安全。 12．1．3 系统电源应设计有可靠的后备手段（如采用UPS电源），备用电源的切换时间应小于 5 ms（应保证控制器不能初始化）。系统电源故障应在控制室内设计有独立于DCS之外的声光报警。
12．1．3．1 机组大修期间必须进行DCS备用电源作切换功能试验，指标应满足上述要求。
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12．l．3．2 系统电源故障未设计独立于DCS之外的声光报警的机组，应尽快建立独立的声光报警。
12．1．3．3 系统电源故障报警后，应立即查清原因，消除缺陷，不得长时间单路电源 工作。
12．1．4 主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通信负荷率设计必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行下不出现“瓶颈”现象）之内，其接口设备（板件）应稳定可靠。
12．1．5 DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，所有进入 DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地。 12．1．6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急事故处理的要求。紧急停机停炉按钮配置，应采用与DCS分开的单独操作回路。
12．1．6．l 重要操作按钮至少包括紧急停机按钮、紧急停炉按钮、交流润滑油泵后停按钮和直流润滑油泵启停按钮等。
12．1．6．2 紧急停机停炉按钮应采用双按钮或带罩单按钮配置。 12．2 DCS故障的紧急处理措施。
12．2．1 已配备 DCS的电厂，应根据机组的具体情况，制定在各种情况 DCS失灵后的紧急停机停炉措施。
12．2．l．1 DCS失灵主要是指系统电源消失、系统全面瘫痪、网络通讯中断、全部操作员站无法工作等情况。
12．2．2 当全部操作员站出现故障时（所有上位机“黑屏”或“死机”），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。若无可靠的后备操作及监视手段，也应停机、停炉。
12．2．2．1 各电厂要根据各个机组所配置后备硬手操及监视仪表的具体情况，明确当全部操作员站出现故障时应采取的措施和操作要点，并写入运行规程执行。 12．2．3 当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。
12．2．4 当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策：
12．2．4．1 辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，苦条件不允许则应将该辅机退出运行。
12．2．4．2 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切为手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。
12．2．4．3 涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做控制器初始化的措施。若恢复失败则应紧急停机停炉。
12．2．5 加强对 DCS系统软件的监视检查，特别是发现 CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。
12．2．5．1 各电厂热工部门应建立DCS系统巡视检查制度，明确检查内容以及发现故障时应采取的对策和措施，并设立专门的检查记录本。
12．2．5．2 DCS应设计具备系统设备故障自诊断功能。运行人员对于系统设备故障报警应引起高度重视，一旦发现应及时采取相应措施，并通知热控人员立即处理。 12．2．6 规范 DCS系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已经运行DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。
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