近年来200MW及以上发电机组的运行情况比较好，运行可靠性逐年提高，2000年等效可用系数分别达到：200~250MW机组为90.02%，300MW机组为89.56，600MW机组为87.76%。
发电机事故出现一些新情况。过去一些频繁发生的事故基本得到遏制，事故率逐年减少，但一些过去很长时间没有发生的事故，比如定子铁芯损坏事故却发生多起。非同期并列也有发生。现对200MW及以上发电机的几种类型事故的主要原因及预防措施叙述如下。
一、定子相间短路
1. 定子绕组相间短路事故的主要原因
大型发电机相间短路事故大多数发生在绕组端部，主要原因包括：
（1）国产200MW汽轮发电机定子绕组端部绝缘结构制作工艺粗糙。引线手包绝缘整体性差，铜线间充填不实，线棒模压绝缘与引水管锥体绝缘伸入绝缘盒内的距离不够，搭接不好，绝缘盒填料不满，端部固定用的涤波绳浸胶不透，固化不好等制造质量问题尤为突出，造成多次发电机定子端部相间短路烧损事故。
（2）绕组端部固定结构有缺陷，端部整体刚度不够，由于振动，紧固件松动甚至脱落，使线棒振幅增大，固定件更加松动，进而导致线棒固有频率下降，也可能落入双倍频（100Hz）范围内，端部线棒发生共振，线棒的振幅更大，进而损坏线棒绝缘，发生相间短路烧损事故。
（3）绕组端部引水接头焊接工艺不良，三个方向的焊接应力不能及时完全消除，时效作用使应力重新分布，且焊接的金属延伸性差，耐疲劳能力低，在长久的振动或振幅增大时，易引起焊接疲劳，产生裂纹内冷水浸润及穿透裂纹，使绝缘下降，进而造成短路接地事故。
（4）发电机中性点小间由于某种原因，造成高压母线一相发生多次断续性接地，在断续性接地的诱导下，定子绕组与中性点消弧线圈所组成的回路，引发间歇性电弧接地过电压，造成另外两相端部线棒绝缘击穿放电，发生三相短路接地，这是一种以过电压击穿闪络为主要特征的事故。
（5）由于异物落入绕组端部线棒之间，在电动力和振动力的作用下磨损相邻线棒绝缘。造成对地击穿。如发电机中性点是采用配电变压器高电阻接地，接地电流相对较大，形成连续性弧光接地，电弧波及到非故障相或相邻故障相线棒，造成相间或匝间短路接地，这是一种以电弧烧损为特征的事故。
（6）整台机的线棒装配工艺粗糙，线棒固定不牢振动大，致使2/3下层线棒在出槽口处线棒绝缘严重磨损，有的导体外露，造成接地短路。
（7）氢气湿度大，对端部绝缘影响是明显的，水汽是氢介质导电率增高的主要因素，在水接头和引线等手包绝缘的薄弱环节处，水分易于浸入绝缘层内、造成内部导体与外部绝缘表面电气连接，形成等电位体，易于发生表面爬电、闪络造成短路事故。
2.预防定子相间短路事故的主要措施
（1）制造厂应进一步提高端部引线，水接头等手包绝缘的工艺水平和质量，保证端部绝缘强度；加强端部绕组支撑的牢固性，提高绑扎和充垫质量，要使端部绕组与支撑环形成牢固的整体，绕组端部整体结构的径向、切向、刚度要大，轴向可伸缩，保证具有良好的动稳定性能。
（2）在每次大修、小修时都应仔细检查绕组端部的固定状况，紧固件有无松动，甚致脱落，线棒绝缘有无磨损痕迹，有无环氧泥污及其他异常现象。必要时应用内窥镜等工具认真检查。线棒出槽口处的绝缘状况也应仔细检查。如发现有松动和绝缘磨损现象，要适当处理。
（3）大修中对定子绕组端部进行振型模态试验。检验端部固定结构的可靠性，绕组端部固有频率和振型应避开94~115Hz和椭园。
（4）监测内冷水箱顶部的含氢量，若内冷水箱顶部含氢量明显增加时，应及时查明原因，并加强监测，一旦判断为机内漏水应立即停机处理。还应指出，定子绕组绝缘引水管，存在微量渗漏氢气的现象，正常泄漏量约为0.0.14~0.05m3/24h。
国标GB/T 7064—1996附录D规定，内冷水系统泄漏含氢量（容积含量）的报警值为3%，若大于20%为停机值。此规定各厂可根据实际情况予以考虑。
（5）按照《电力设备预防性试验规程》对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压，测量泄漏电流或电压降，不合格的应及时消缺。
（6）发电机接地保护动作整定值，应按《发电机运行规程》1999年版的要求确定，200MW及以上发电机的接地保护宜作用于跳闸，以防止由于接地过电压而烧损发电机。
（7）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。
（8）严格控制氢冷发电机的氢气湿度在规定的允许范围内，并做好氢气干燥设备的运行维护工作。
二、定子、转子水回路堵塞、漏水
1. 定、转子绕组内冷水回路堵塞、漏水事故的主要原因
绕组内冷水堵塞，会引起绕组局部超温，漏水会严重影响绕组绝缘，这些问题如不能及时发现和处理，会导致绕组烧损事故。发生堵塞，漏水的主要原因包括：
（1）水回路中遗留异物，如在出厂水压试验时、误将试验用的橡皮塞遗留在回路中，水管道中法兰、垫片和滤网的破损件进入回路中等。
（2）水质长期不合格，导致空心铜线的腐蚀产物氧化铜浓度过高，沉积在流通截面上，形成堵塞。
（3）双水内冷转子内冷水滤网被微生物形成的大片茵膜，堵塞断水。
（4）空心铜线在制造中留有伤痕、受系统冲击，缺陷发展，导致断裂漏水。转子绝缘引水管因制造质量原因发生断裂和装配工艺不当而漏水。
（5）双水内冷转子绕组引水拐角二端焊接质量不良而漏水。
2.主要防范措施
（1）防止异物进入内冷水回路中，制造厂要加强工艺管理，严防异物遗留在内冷水回路中，水系统中的管道、阀门连接处的密封垫片，应采用化学性能稳定，耐老化，性能优越的材料，如聚四氟乙烯垫圈等。密封垫的尺寸配合和紧力要调整适当。
（2）在定子和转子内冷水进水及冷却器的出水处，装设的过滤网，应更换为高强度耐腐蚀激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线棒内。安装启动期间，应装设专用清洗网。应安装反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗，将积存的杂物和污垢冲洗掉，既可确保内冷水的冷却效果，又可防止杂物堵塞水路。
（3）保持内冷水质在合格范围内运行，若水质下降，应及时查明原因。采取措施，使水质达到合格范围内，防止因水质不合格产生腐蚀、结垢、堵塞、进而烧损发电机绕组。
（4）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差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，并及时查明原因，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20℃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。
（5）装设绝缘过热报警装置，报警时应立即取气样进行色谱分析，以判断过热的物件和过热的程度。防止故障扩大。
（6）为便于清除汇水母管中的杂物，应扩大发电机两侧，汇水母管的排污口，并安装不锈钢法兰，防止杂质进入绕组中。
（7）要求制造厂对空心导线或内冷水管必须采用严格可靠的检验措施（如采用涡流探伤等）逐根检验合格后方能使用。
三、定子铁芯损坏
1. 定子铁芯损坏的主要原因
（1）由于铁芯端部过热引起硅钢片漆膜损坏，造成铁芯硅钢片间短路，松动、振动、断齿磨损线棒绝缘，同时铁芯过热也烧损绝缘，进而造成线棒对铁芯放电接地。在定子铁芯的端部区域由于转子和定子绕组轴向漏磁通而产生较高的损耗。如果端部铁芯得不到良好的通风冷却，就会造成端部铁芯过热。
（2）铁芯松动，造成端部第1段、2段之间的通风道内的“小工字钢”脱落，使得该处线棒、定子铁芯，转子表面不同程度的损坏，硅钢片断片，周围铁芯松动，损坏绝缘而接地。
2. 主要防范措施
（1）制造厂应从定子铁芯端部结构及通风冷却等方面采取有效措施，防止铁芯端部过热，不但要保证正常运行中不得过热，而在发电机进相和其他允许的特殊运行方式下也不得产生局部过热。
（2）制造厂对铁芯的装压，紧固必须牢固可靠，并采取适当措施防止松动、断齿，损坏绝缘。
（3）大修中要认真检查铁芯的紧固状况，特别对端段的齿压板和通风道要仔细检查，这些部分必须完整牢固。
四、转子匝间短路
1. 转子绕组匝间短路的主要原因
转子绕组匝间短路是一种常见故障，当绕组匝间短路严重时，励磁电流增大，有时引发振动幅值增大，根据与转速、温度有关，可分为稳定短路和不稳定短路二种，短路的部位大多发生在绕组的端部，近年来匝间短路故障的主要原因包括：
（1）在制造过程中绕组端部遗留有金属切削残渣，运行中移至二个线包间，造成二线包桥接匝间短路，并烧穿绕组端部绝缘瓦块，烧伤护环。
（2）绕组端部极间连接线虚焊，运行中脱焊，并拉弧，引起匝间短路。
2.主要防范措施
（1）制造厂应进一步提高转子绝缘制作工艺水平，确保转子绕组对地及匝间有较高的绝缘水平，严防在制作过程中有异物进入转子，要将转子本体与护环接合面的金属加工工序改为在转子绕组下线之前完成，防止金属屑掉入线包内。对接头焊接，要确保焊接质量，防止虚焊。
（2）对已发现匝间短路较严重的发电机，应尽快消除，以防止发展为转子接地和大轴磁化。
（3）水内冷转子的绝缘引水管，应改用钢丝编织管，其具有较高的机械强度和一定的弹性，使用寿命较长。
（4）转子线圈引水拐角，在运行中要承受循环疲劳应力，应改为不锈钢拐角，同时要确保焊接质量。
（5）装设漏水报警装置，选用反应灵敏，动作可靠，性能优良的设备。当发生报警信号，并经确认为机内漏水，应立即停机处理，以防事故扩大。
五、转子一点接地
转子绕组发生一点接地时，要严防发生二点接地，以免将转子烧损和引起转子本体磁化及附加振动。接地的主要原因是槽绝缘和端部绝缘瓦块损坏而造成。当转子绕组发生一点接地时，应即查明接地点的部位与性质，如系稳定金属性接地应停机处理。
六、发电机非同期并网
发电机非同期并网，如果与同步速度相差较大时，会造成严重的后果，对发电机和电网产生很大的电流冲击。大型汽轮发电机应防止非同期并网。
1. 非同期并网的主要原因
（1）在机组启动过程中，由于#$$%& 出口断路器控制回路电缆绝缘损坏，引起电缆芯线之间击穿，合闸回路接通，导致发电机非同期并网。
2）操作不当，在倒厂用变压器时，操作人员提前将厂用母线同期开关合上，操作完毕未断开，在机组并网时，当将同期开关切至投入位置时，发生机组非同期并网。
2.主要防范措施
（1）主断路器的二次回路和同期装置回路的连接导线绝缘应良好。接线应正确，在第一次并网之前应对同期回路进行全面、细致的校对，也可采用假同期试验，倒送电试验等方法进行检验。
（2）全厂应采用同一种质量优良的同期装置防止种类繁多，而造成操作上的繁杂。
（3）严格执行发电机同期并列的操作规定。
七、非全相运行
1.非全相运行事故的主要原因
发电机的非全相运行，主要是由于断路器一相未合上或未断开而造成不对称负荷，产生负序电流。负序电流过大或时间较长时，将烧坏发电机转子齿部，槽楔和护环嵌装面以及产生裂纹。
2. 主要防范措施
为了防止非全相运行事故，发电机———变压器组的出口断路器应尽可能采用三相联动操动机构。其次是应装设断路器失灵保护，当发电机一变电器组断路器失灵时，失灵保护应动作切除同一母线上的所有电源开关。
八、励磁系统故障
1.励磁系统故障的主要原因
由于励磁系统故障造成机组停运的次数比较多，约占发电机本体事故的40%，故障的主要原因如下：
（1）调节器控制系统的主数字调节器发生故障，使发电机机端电压突然升高。过磁通保护动作、机组解列，又由于母线过电压保护设计，整定错误，导致母线上开关全部跳闸，造成全厂停止对外供电数小时。
（2）调节器的软反馈集成电路块损坏、发生误强励造成主变压器过励磁，保护动作跳闸、机组解列。
（3）灭磁开关联跳发电机主开关的一对触点抖动，造成主开关跳闸，机组解列。灭磁开关跳闸回路中有接地点造成直流跳闸回路二点接地，导致灭磁开关跳闸，发电机失磁而引起振荡，主开关跳闸，机组解列。
（4）由于安装缺陷，致使转子滑环电刷刷握运行中位移，导致电刷电流分配不均，引起个别电刷过热，将刷辫烧断，电刷电流分配更加不均，进而产生环火，烧损电刷，刷握和滑环表面。
（5）电刷质量差、刷握压簧压力小，且不均匀，使得电刷与滑环接触不良而发热烧坏部分刷架。
（6）发电机励磁机连轴器对轮连接螺栓，由于金属疲劳而断裂，导致失磁保护动作跳闸，机组解列。
2.主要预防措施
（1）加强励磁调节装置的检验，在交接验收和大修中，要对各单元特性和总体特性等进行认真的测定和试验，仔细核对厂家提供的动能，参数和指标，要符合本系统的实际要求，并与相关的其他保护配合正确。
（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下长期运行。在手动励磁调节运行期间，在调节发电机有功负荷时，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。
（3）励磁系统采用的元器件要保证质量，必须符合国家标准、满足安全稳定运行的要求。
（4）加强灭磁开关的检修和维护。保持直流系统的良好绝缘，发现有接地现象时，应及时消除。
（5）加强运行人员掌握励磁系统知识的培训，熟悉各部分的功能及异常处理的方法，要十分清楚励磁系统不仅是维持发电机运行的核心，对电力系统运行稳定性和可靠性也是十分重要的。
（6）加强转子滑环与炭刷的运行维护，定期测试碳刷间的电流分布，对电流分配不均的炭刷进行及时调整、巡检时用红外测温仪对滑环表面及炭刷测温。炭刷选购时，炭刷的性能必须与滑环的材质相配合，不得任意选购。
（7）为防止发电机励磁机连轴器螺栓疲劳断裂，在大修中加强对螺栓的检验，必要时可更换为优良材质的新螺栓，检修中螺栓要上到位，紧力均匀，防止螺栓承力不均，同时要有防跑丝措施。
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