为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行原水利电力部《发电机反事故技术措施》[（86）电生火字193号]、《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》[（88）电生计字17号]、《发电机反事故技术措施补充规定》（能源部发［1990］14号）、《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》（能源部、机电部电发［1991］87号）和《汽轮发电机运行规程》（1999年版）等各项规定，并重点要求如下：
1 防止定子绕组端部松动引起相间短路。
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94～115Hz之间）的发电机，应进行端部结构改造。
2 防止定子绕组相间短路。
2.1 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／T596－1996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。
2.2 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。
2.2.1 保证氢气干燥器连续运行，发现缺陷，及时处理。
2.2.2 随时了解发电机的氢气湿度、氢气纯度、漏氢量及平衡水箱压力变化情况，对氢气湿度、纯度做好记录。
3 防止定、转子水路堵塞、漏水。
3.1 防止水路堵塞过热
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。
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。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。
3.1.3 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。
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，以便清除母管中的杂物。
3.1.5 水内冷发电机水质应严格在控制规定范为。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值大于7.0。
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。
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。
3.1.8 加强对定子水内冷系统及补水系统的维护与管理，保持系统的密封性。正常运行时定子水箱对空的手动空气门应关闭，正、负压门处于良好状态。
3.1.9 严格按规定控制定子水导电度，导电度不合格应采取措施消除。
3.1.10 发电机断水保护应作用于跳闸；定子水出口温度高保护应作用于跳闸。
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、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。
3.3 防止转子漏水。
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。
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。
3.3.3 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。
3.3.4 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。
3.3.5 推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。
4 防止转子匝间短路。
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。
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、轴颈不大于2×10-4T，其他部件小于10×10-4T。
4.3 随时监视运行中发电机的振动与无功出力的变化情况。如果振动伴随无功变化，则可能是发电机转子有严重的匝间短路。此时首先控制转子电流，若振动突然增大，应立即停运发电机。
5 防止漏氢。
5.1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。
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监测装置。
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。
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。
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。
6.1 新建的发变组，变压器的高压侧断路器和母联、分段断路器尽量选用机械联动的三相操作断路器。
6.2 凡与220kv系统连接的发电机和变压器组保护，当出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护。
6.2.1 用于起动失灵保护的发变组保护出口应不包含可能慢返回的保护（如瓦斯保护、断水保护及来自机、炉、热方面的保护）。
6.2.2 为提高保护可靠性，在用于起动失灵的发变组保护出口外须串一个”断路器电流判据”。该判据应能反映断路器的非全相开断。
6.2.3 对于双母线接线的电厂，鉴于发变组非全相开断时，失灵保护的复合电压闭锁不一定开放，故要求增加一个“解锁”回路，在发变组保护出口动作时失灵保护的复合电压闭锁须可靠开放。
6.3 断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20ms。
7 防止发电机非同期并网。
7.1 定期对同期装置进行检查、试验。
7.2 当汽轮机转速接近额定转速时，方可合发电机出口刀闸。
7.3 对新投运机组的二次电缆，要认真检查是否有中间接头，如果有应检查接头的接触电阻和绝缘处理情况，发现问题及时处理。
8 防止发电机局部过热。
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。
8.2 应对氢内冷转子进行通风试验。
8.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃，应立即停机处理。
9 防止发电机内遗留金属异物。
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、上下渐伸线之间位置作详细检查。
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芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。
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1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表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应作用于跳闸。
表1 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值
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发电机额定电压 （Kv） |
发电机额定容量 （MW） |
接地电流允许值 （A） |
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10. 5 |
100 |
3 |
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13.8～15.75 |
125～200 |
2（对于氢冷发电机为2．5A） |
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18～20 |
300～600 |
1 |
10.1 整定发电机定子接地保护时，必须根据发电机带不同负荷工况下实测零序基波电压和零序三次谐波电压的有效值数据进行整定。在不超过发电机定子绕组单相接地故障电流允许值的条件下，以时间换灵敏度应作为一项基本原则，保护不宜整定过快，过于灵敏。
10.2 200 MW及以上容量机组根据大机组整定导则要求，发电机定子接地保护应投入跳闸，且必须注意的是：应将零序基波段保护和零序三次谐波段保护出口分开，零序基波段保护投跳闸，零序三次谐波段保护只允许投信号。
11 当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。
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。
13 防止励磁系统故障引起发电机损坏。
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允许值和保持发电机静稳定的范围内，并定期校验。
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允许值内，并定期校验。
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，以防止发电机失去静态稳定性。
4 在电源电压偏差为十10％～－15％、频率偏差为十4％～－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。
5 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。
6 励磁滑环碳刷过短要及时更换，保证同型号。
14 防止水轮机事故。
14.1 防止机组超速。水轮发电机组应设置两套不同测量原理的独立的机组转速测量装置，当机组发生超速时作用于机组解列停机。机组大修时要对每一套装置进行模拟试验，确保机组过速保护能正常动作。
14.2 防止水轮发电机组轴承损坏事故。
14.2.1 轴承的瓦温、油温、油位等监视信号装置要正常投入运行，若有损坏时应及时更换修复，机组不能在瓦温失去监视下运行。
14.2.2 定期对轴承用油进行化验，油质劣化时要查明原因及时处理。
14.2.3 对轴承冷却水应设立监视装置，防止断水运行。
14.2.4 对轴流转桨水轮机的协联装置应正常投入运行，经常检查反馈机构的运行情况，防止协联破坏造成烧瓦事故。
14.2.5 机组应避开振动区运行。当发生机组摆度振动超标时应及时调整机组的运行工况，使机组的摆度振动在合格范围内运行。
14.3 防止水淹水导轴承事故。
14.3.1 严格按检修规程做好工作密封和检修密封的检修，确保检修质量，密封盖板螺栓紧固良好，顶盖内不得留有任何异物。
14.3.2 顶盖排水装置应处于完好状态，机组检修后尾水管蜗壳充水时应人工监视顶盖排水装置的工作状况，正常后可投入自动运行。顶盖排水系统应设两套信号装置，互为备用。可装设工业电视系统监视顶盖水位。
14.3.3 定期检查、试验水轮机顶盖水泵、浮子和接触器、开关，保证其工作正常。
14.3.4 装有大型轴流转浆式水轮机的水电厂应配备应急潜水泵。
14.4 防止泄水锥脱落。检修时对泄水锥的螺栓紧固、焊缝认真检查，发现问题作更换加固处理。
14.5 对轴流转桨水轮机，应定期检查受油器的密封漏油情况，漏油量过大时应及时查明原因并处理，防止油淋转子。
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