电站发电机爆炸原因分析论文

【摘要】水电站肩负着进行水力发电的重任，控制水力发电的正常进行对于国民生产的顺利运行具有十分重要的意义。作为水电站十分重要的控制系统以及水电站发电机组的重要组成部分，励磁系统发生故障会严重威胁到水电站的安全运行，因此，只有对水电站励磁系统的常见故障进行细致分析，才能够找到合适的解决方法。今天小编为大家推荐《电站发电机爆炸原因分析论文(精选3篇)》的相关内容，希望能给你带来帮助!

电站发电机爆炸原因分析论文 篇1：

35 kV GIS电压互感器崩烧原因分析及升级改造

摘要：对35 kV变电站ZX2气体绝缘双母线组合电压互感器柜结构，事故前运行方式介绍。崩烧35 kV变电站E段母线电压互感器柜现场叙述，电压互感器崩烧原因分析，崩烧时220 kV、35 kV电压参数变化分析，电压互感器柜现场损坏解析，电压互感器柜体返厂解体逐个设备各部分分解剖析，查找35 kV变电站E段母线电压器互感器柜I母电压互感器A、B相崩烧损坏柜体炸裂事故具体原因。根据35 kV变电站E段母线电压器互感器崩烧分析结果及存在的缺陷，提出彻底解决电压器互感器柜故障缺陷的防范措施和优化升级改造方案，为同类35 kV电压互感器开关柜设备缺陷解决、事故的预防提供可靠的参考，也为同类设备的升级改造提供适用的实例，延长保证同类设备使用寿命，使同类设备效益最大化，节约大量投资。

关键词：35 kV开关柜;电压互感器;电缆;接地;崩烧;PT插头;熔断器;改造

1 35 kV GIS开关柜电压互感器崩烧

1.1 35 kV GIS开关柜电压互感器结构连接方式

ZX2气体绝缘双母线开关柜，2011年3月生产，于2012年7月份正式投运，每一段开关柜上都含了两组母线电压互感器，同一段母线的两组电压互感器设计在一个开关柜内，柜体宽度为600 mm，三相电压互感器为品字形排列在开关柜底部。电压互感器通过短电缆插件与电压互感器开关柜母线室刀闸相连，刀闸在六氟化硫全封闭母线室内通过动触头与三相母线连接。母线为六氟化硫全封闭试母线，母线全封闭可发生故障率低，母线未设置专门的母线保护，通过电源进线开关后备保护实现母线故障的切除[1]。

1.2 35 kV GIS开关柜电壓互感器崩烧前运行方式

220 kV桥石线、回石线双回路并列运行，220 kV母联处于合闸状态，220 kV 1#主变负荷47 MW，220 kV 2#主变负荷14 MW，35 kV A单元双母线分列运行，馈出回路全部在运行状态，2#发电机带负荷30.5 MW经E单元I母经热油一线联络线开关柜361、367开关运行于35 kV A单元II母与220 kV 2#主变并列运行。

1.3 35 kV GIS开关柜电压互感器崩烧过程

（1）4月19日15：11：20.393，总降变35 kV E 单元（1#、2#发电机母线单元）热油一线联络线开关柜367开关保护装置发PT断线报警，15：12：53.929，367后备保护PT断线告警返回，15：12：54.629，367后备保护再发PT断线告警，15：12：58.759后备保护PT断线告警返回，15：12：58.809后备保护PT断线第三次告警。15：12：59.504 367 E单元I

作者简介：伍华伦（1976—），男，重庆人，本科，工程师，从事发电机、变电站系统运行维护工作。

母电压互感器柜崩烧，热油一线联络线开关柜361、367 开关零序过流保护动作，361、367开关跳闸。

（2）通过变电站录像观察，电压互感器柜先是有烟冒出，接着发出电弧光。现场检查35 kV E单元，发现母线电压互感器柜电压互感器崩烧，柜门崩开掉地上。现场有烟气，电压互感器柜I母电压互感器A相烧毁，B相插接头断裂，柜内燃弧导致其他电压互感器和电缆等出现不同程度的熏黑破损。前后母线室压力正常，低压室熏黑，柜顶泄压通道正常打开泄压。故障电压互感器周围钣金有局部变形，有对侧板放电痕迹。事故导致相邻避雷器柜部分二次线熏黑，柜门手柄破损。现场拆除电压互感器插拔头，对气室三相母线摇绝缘合格，气室压力合格。

2电压互感器崩烧的原因分析

（1）电压互感器本身质量问题，如果电压互感器本身绝缘漆工艺问题造成绝缘缺陷，电压互感器铁芯叠片压制不紧凑导致间隙或存在空气，电压互感器线圈绕制过不规范或导致绝缘漆损坏绕组损伤，接地线焊接不牢或虚焊，匝间绝缘不好，运输过程导致铁芯变形等，电压互感器安装过程不规范或固定不牢，均会使电压互感器在正常运行条件下发热量增加，加速电压互感器线圈及辅助设绝缘老化，出现局部高热绝缘弱化，进而发生电压互感器绝缘崩溃短路故障，使电压互感器发生崩烧。

（2）电压互感器二次侧严重过负荷或短路，由于电压互感器二次侧出口电压基本固定，负荷处于并列状态，并列回路越多阻抗越小负荷电流越大，根据Q=I²zt可知电压互感器发热量可能成倍增加，根据电磁感应原理电压互感器一次侧电流也会相应增加，使电压互感器内部绕组发热量大量增加。严重时会使电压互感器膨胀爆炸。

（3）电压互感器过电压，当系统中出现波动时，如正常操作长线路、长电缆、变压器合闸和分闸涌现巨大的涌流，线路非同期合闸，不接地系统发生间歇性弧光接地等，会引起电压互感器励磁电流迅速增大，铁芯严重饱和，产生尖顶波，感抗下降到ωL=1/（ωC）时，发生谐振产生谐振过电压。其谐振过电压倍数可达额定电压2.50倍以上，电压互感器将严重发热爆裂烧毁。

（4）系统电压三相严重不平衡、波动大振幅大、奇次谐波谐波电流的出现，电压互感器三相阻抗严重不平衡，造成电压互感器开口三角形绕组电压升高过高导致电压互感器烧毁。

（5）电压互感器本身所处环境的散热条件较差，环境温度高。

（6）流过电压互感器一次绕组的零序电流增大，该零序电流发作的热效应将使电压互感器的绝缘损坏爆裂。

（7）中性点不接系统发生接地时，电网的对地电容电流、电网三相不平衡中性点位移电压电流，通过电压互感器中性点接地形成回路，容易导致铁磁谐振和谐波振荡过电压，使电压互感器的励磁电流增加数倍，使电压互感器严重过热绝缘崩塌开裂烧毁。

（8）电压互感器绕组匝间和相间短路时，部分绕组阻抗下降电流增加，磁量严重不平衡，电磁互感影响严重，局部绕组或铁芯严重发热绝缘损坏导致电压互感器鼓包崩烧。

3 35 kV GIS开关柜电压互感器崩烧原因分析

3.1故障录波分析

如图1通过故障录波初步分析原因为35 kV E单元I段电压互感器柜A相电压互感器一次侧发生接地故障（该故障不稳定，期间发生两次返回），约100 ms后引发相邻的B相短路接地，造成35 kV E单元I段母线及与其相连的A单元II段母线电压瞬间大幅下降，约600 ms热油一线联络线开关柜361、367开关零序保护动作，361、367开关跳闸，切除与主变相关故障点，A单元II段母线恢复正常供电。

3.2 35 kV GIS开关柜厂家综合分析

3.2.1故障35 kV GIS电压互感器开关柜解体检查

（1）电压互感器插头和母线室插座存在一定的横向应力（连接短电缆为非完全柔性）。

（2）A相电压互感器本体破裂（如图3）、烧蚀严重（如图2），内部线圈破损裸露，电压互感器插头断裂在转接插座内部，插头外层硅橡胶完好且与转接插座仍处于可靠连接。经测试，A相转接插座绝缘电阻为67.1 GΩ，未发生击穿。

（3）A相电压互感器烧毁最严重的部位位于电压互感器插头根部，电压互感器本体环氧碎裂但碎片上未见明显烧蚀，插头法兰安装孔处有多条纵向延展的裂纹，法兰固定螺栓烧熔。

（4）I母B相电压互感器插头沿根部断裂，部分插头断裂在插座内部，电压互感器本体未发现开裂。

（5）与气室的电缆插头及插座内部未发现放电烧蚀痕迹，且绝缘良好。与电压互感器连接的电缆头根部护套有相间（A、B相）放电的痕迹。

（6）I、II段母线室三相电缆插座未受事故影响，内部未发现异常，母线室气压正常。

（7）其他電压互感器受事故影响外观有不同损毁，但未发现放电及本体开裂现象。

3.2.2原因分析

（1）根据现场调查、故障录波及厂内实物拆解分析：A相发生两次间歇性放电故障，电压互感器二次侧电压仍在正常83.7 V（峰值）范围内，A相对地短路后，B、C相电压同时升为线电压138.8 V（峰值）和144.6 V（峰值），录波电压波形及幅值符合单相接地故障理论值。由此可判断系统之前间歇性接地故障并非来自于电压互感器绕组匝间击穿或一次侧对二次侧击穿（此类故障一旦出现不可复归），故而排除电压互感器本身绕组问题引发故障的可能性[2]。

（2）两个母线室气压正常，电缆插座完好，连接母线室和转接插座的电缆头无放电痕迹，转接插座内部未发现放电击穿痕迹，根据结果由此可判断母线室至转接插座之间的位置非故障起始点。

（3）根据系统录波及电压互感器受损情况判断，故障起始点位于A相电压互感器法兰安装孔处，B相电压互感器损坏是受到A相电压互感器事故的影响，使B相电压互感器插头在外力作用下发生断裂，进而引发A、B相间短路，但断裂处未发现放电痕迹。

（4）电缆和转接插座对电压互感器产生横向应力，作用在断裂处未发现放电痕迹，插头上的薄弱点即法兰安装孔处，可能导致安装孔嵌件周围的环氧层开裂，进而导致A相对地击穿。

结合故障现象及以上分析，对这起断裂处未发现放电痕迹，柜电压器互感器崩烧故障分析判断如下：35 I母A相断裂处未发现放电痕迹，首先发生裂痕导致A相对地击穿，多次间歇性接地后裂痕进一步扩大，直至A相完全接地短路，断裂处未发现放电痕迹，烧毁，进而引发A、B相相间短路。故障起因可能为连接断裂处未发现放电痕迹，的电缆长期存在的横向内应力作用于断裂处未发现放电痕迹，上法兰安装孔处，导致断裂处未发现放电痕迹，插接头的环氧层开裂，进而发展为单相接地故障。从事件报告中可知最初的接地故障是非持续性的，由于断裂处未发现放电痕迹，本体表面喷有铝涂层，在接地故障过程中将裂纹周围的铝涂层烧蚀后接地故障恢复;在裂纹进一步扩展之后再次出现单相接地故障，再次烧蚀周围区域的铝涂层后故障再次恢复;在系统第三次出现接地故障后，A相断裂处未发现放电痕迹，在故障冲击下烧毁，B相断裂处未发现放电痕迹，在故障产生的外力作用下插头发生断裂，进而导致A、B相间短路，直至故障母线被切除，故障持续时间约600 ms。

4 35 kV GIS开关柜电压互感器升级改造方案

（1）针对现场其他相同柜型做在线局放检测，进行定期测量。

（2）新开关柜柜宽由600 mm增加至800 mm，三相电压互感器不再使用电缆连接，改为其直接连接方式。

（3）此种设计电压互感器连接方式，虽然故障电压互感器连接断裂处未发现放电痕迹，通过短电缆与母线直接连接，标配生产，出现故障机率低。但受影响因数较多，当制作工艺偏差，安装工艺不到位，运行环境恶化，都可能影响电压互感器安全运行，且同一段母线的两组电压互感器设计在一个开关柜内，当发生其中一组电压互感器崩烧时严重影响另一组电压互感器安全运行。电压互感器及连接电缆发生故障时不能及时切除故障，甚至扩大故障范围。需要定期对电压互感器柜电压互感器进行漏电检查，维护量大。

（4）根据分析结果对35 kV GIS电压互感器开关柜进行升级改造，将35 kV GIS电压互感器开关柜连接回路进行升级，增设电压互感器开关柜开关，增设电压互感器开关柜开关保护。电压互感器柜内实现电压互感器通过熔断器与避雷器并联，在通过连接电缆、电压互感器开关与35 kV母线连接。电压互感器和避雷器均设计为可插拔式，直接插接在气室上，连接方式简单可靠，确保可安全便利地对电压互感器及避雷器进行检修，母线设置母线保护。有效地解决了原设计的家族性缺陷。

5结语

经过对35 kV电压互感器柜电压互感器崩烧事故分析，主要还是短连接电缆长时间受横向应力作用破坏设备绝缘导致的设备事故。其中有盲目相信设备可靠性，维护上有欠缺。对任何设备都需要从根本上做好设备的验收和定期维护工作。及时发现和了解设备设计家族性缺陷。及时与生产厂家技术人员沟通，根据需求进行设备升级换代改造，加强设备定期维护检查，杜绝类似设备故障的发生。

參考文献

[1]王世祥.电压互感器现场验收及运行维护[M].北京：中国水利水电出版社，2015.

[2]邓长柏.PT柜故障调查分析报告[R]厦门：1YHD000000A2896，2020.

Cause Analysis and Upgrading of 35 kV GIS Voltage Transformer Burst

WU Hualun

（Petro China Sichuan Petrochemical Co.，Ltd.，Pengzhou Sichuan 611930）

作者：伍华伦

电站发电机爆炸原因分析论文 篇2：

浅谈水电站励磁系统的故障及处理

【摘要】水电站肩负着进行水力发电的重任，控制水力发电的正常进行对于国民生产的顺利运行具有十分重要的意义。作为水电站十分重要的控制系统以及水电站发电机组的重要组成部分，励磁系统发生故障会严重威胁到水电站的安全运行，因此，只有对水电站励磁系统的常见故障进行细致分析，才能够找到合适的解决方法。

【关键词】水力发电机组；励磁系统；故障处理

1.水电励磁系统与励磁方式的分类

1.1水电励磁系统

水电站的励磁系统主要由励磁调节器和励磁功率单元组成，包含发电机励磁电流电源及其他相关电气设备。励磁系统是水力发电机组重要的控制系统，是根据已经设定好的调节标准来控制励磁单元的输出，这一动作的产生是在采集接受信号之后做出的，励磁系统中的励磁电流是由发电机转子产生的，因此保护励磁系统的稳定运行就是保护电网系统以及水力发电机组的稳定运行。

1.2励磁方式的分类

晶闸管励磁系统的励磁方式不固定，可以分为他励和自励两大类型，其中，他励方式可细分为交流励磁机带静止晶闸管方式和无刷励磁方式，自励方式可细分为自复励和自并励，自复励包括直流侧叠加自复励和交流侧叠加自复励，由于叠加方式的不同还可以往下细分。他励方式采用独立的电源，可以免受电力系统的干扰，系统对运行环境的要求不高，系统维护的难度比较低，工作量比较小，但是系统的转子电流、电压等一些参数不能被直接监视。由于采用他励方式需要增加一些设备，需要加高或者扩宽厂房等，因此在很多大中型水电站中采用这种励磁方式的较少。自复励方式不同系统性能也有所不同，在实际运行中，自复励方式存在着励磁变压器和变流器占地面积大、线路复杂、维护难度大、工作量大、对环境要求较高等劣势。水电励磁系统的励磁方式和水电机组的容量有关，机组容量大于500kW的一般采用自并励可控硅的励磁方式，而机组容量小于500kW的水电机组则采用双绕组电抗器分流自复励的励磁方式，早期投入生产与运用的水电机组主要采用的是永磁副励磁机和交流侧串联相复励的励磁方式。自并励静止可控硅整流励磁系统包括励磁变压器柜、交流隔离开关柜、直流灭磁开关柜、调节柜等，在系统正常运行时，励磁调节器采用自动电压对控制方式进行调节，这种方式主要是通过改变PID调节器的输出来控制发电机的励磁电流，而PID调节器输入的则是发电机的机端电压和电压给定值的偏差。

2.水电站励磁系统的常见故障分析及对策

2.1失磁故障

某水电站励磁系统发生失磁故障，保护动作以及录波记录显示故障发生时转子电压下降的突变量发生明显变化，从录波起动开始，经过56ms后转子电压下降到0.400ms，最后变为负值，在转子电压下降的同时电流和定子电压发生了剧烈摇摆，之后出现保护动作。工作人员对励磁功率电源的交流侧开关进行了检查，发现开关的辅助接点发生松动，松动造成开关处接触电阻偏大，导致励磁系统逆变灭磁后引发了失磁故障。为避免失磁故障发生，及时发现开关接点处的故障，可以在励磁功率电源的交流侧开关的辅助接点处安装一个故障监控录波器，对这一部位加强监控，同时要定期对这一辅助接点进行检查，及时进行紧固，不断提高辅助接点的可靠性，减少并预防失磁故障的发生。

2.2发电机非全相运行故障

某水电站在机组起动后发电机升压时，电压先上升到额定值，之后迅速下降到0。工作人员对机组进行手动起励，发电机的定子和转子绝缘经检测都正常，单独进行发电机和励磁逆变试验，发现发电机出口电压都可以稳定在额定电压，但是将发电机出口开关推到工作位置的过程中有报警显示母线B相有金属性接地，但开关到达实验位置后报警消失，由此可以判断是发电机出口开关发生了故障。由于开关没有断开，发电机升压后，三相电压不同期使励磁调节器的控制脉冲被破坏，发电机电压自动逆变灭磁。因此在故障发生时，工作人员要检查报警记录，及时分析并发现故障原因，提高责任意识，认真做好开关运行、检修工作。

2.3自复励式励磁故障

自复励方式的励磁系统虽然线路复杂、维护难度大、工作量大、对环境要求高，但是对静态电压的调节精度比较高，而且在发生短路的时，可以提供强励电流，具有很强的电流补偿作用。某水电站采用双绕组电抗分流励磁系统，机组启动之后，发现发电机出口电压三相不平衡，并网之后增加机组无功负荷，发现发电机的励磁电流逐渐减小，最后使发电机处于欠励磁运行状态，进行检查之后发现，励磁线圈的主、副绕组相序出现了错误，导致机组无功负荷不断增加时励磁电流不断减小。为了解决这一问题，工作人员要改正主、副绕组的相序，不断提高检修与验收的质量。

2.4整流电源故障

某一水电站采用的是26MW的可控硅自并激机组，启动机组后发电机却不起压，工作人员对机组的外部条件进行了检查，没有发生异常，励磁装置也没有发生报警。在这种状况下可能出现的故障原因是励磁调节器和可控硅整流装置电气回路发生了故障或者是整个电源都出现了故障。为了解决这一问题，需要对两个可能性的故障进行排除，工作人员先检查励磁调节器和可控硅整流装置的电气回路，但没有发现异常，第一种可能可以排除。之后检查可控硅电源，发现电源输入闸刀的B相发生了断裂，导致整流电源缺相，因此发电机无法正常起压。励磁装置不报警是因为闸刀的一侧相断裂后导致励磁同步电压无法建立，同时，由于同步电压回路设置的故障信号报警灵敏度太低，使得警报无法发出。为了解决这一故障，工作人员应当更换可控硅电源断裂的闸刀B相，并且提高同步电压回路故障信号进行报警的灵敏度，经过试验测试正常之后可以投入使用。

2.5励磁变高压熔断器爆裂故障

某厂的水电机组在进行发电机组温升试验后进行停机操作，控制室外出现爆炸，随后水电机组跳闸。在故障发生后，工作人员立即对机组励磁系统、调速系统进行检查，检查励磁变和主变回路，发现励磁变的B相高压熔断器出现了爆裂，电压互感器高压侧的三相熔断器也全部炸裂，对熔断器进行试验与检查后发现熔断器存在质量问题，熔断器的熔断电流只有额定熔断电流的一半。为了解决这一故障，需要将这种熔断器更换成大容量熔断器，保证熔断器的质量，还要对励磁系统进行全面系统的检查，以防止类似事件的再次发生。

结语

励磁系统的安全与稳定运行对保证发电机组、水电站以及电力系统的安全性与稳定性具有十分重要的意义，因此，工作人员要熟知常见的励磁系统故障，故障发生时及时查找相关报警记录及系统操作记录等，及时确定故障发生位置，做好故障应对与处理措施。进行设备检修时要严把质量关，保证设备投入使用后不会出现故障，只有保障励磁系统的安全运行，才能保证水电站的安全生产。

参考文献

[1]徐洪亮，吴学坤.对河口水库电站水轮发电机组励磁系统的技术改造[J].小水电，2012（5）： 57-58，67

[2]肖明，李其轩，詹奇峰.小浪底水电厂水轮发电机组励磁系统的运行分析[J].电能源科学，2011（10）：95-97，216

作者：段晓宁

电站发电机爆炸原因分析论文 篇3：

300MW—600MW汽轮发电机密封油系统优化设计

【摘 要】随着科学技术的发展，在现代社会中人类对电能的需求量越来越大，因此加大对电力事业的发展力度迫在眉睫。在发电站中，传统的小功率汽轮发电机发出的电量已经远远不能满足现代人们在生活生产中的用电需求，因此汽轮发电机的改进创新也自然是水到渠成。与此同时，在汽轮发电机在发电的过程中，还必须对汽轮发电机密封油系统进行优化设计，从而才能保障发电机的正常运行。本文首先对发电机组密封油系统进行了详细的介绍，然后就其中存在的缺陷及危害进行了深入分析，并提出了相关的预防措施，以供同行探讨。

【关键词】汽轮发电机；密封油系统；优化设计

引言

汽轮发电机是电力系统的重要组成部分，汽轮发电机安全正常的应用直接决定了电力系统的正常运作。在早期的发电站中，汽轮发电机的最大功率仅为600KW，但是随着时代的进步科学的发展，现代人们对电力的需求和过去人们对电力的需求，已不能与同日而语，因此汽轮发电机随着时代发展也进行了相应的改进创新，目前我国的常用的汽轮发电机功率为300MW-600MW。汽轮机的改进创新为促进社会的发展起到了重要的作用，但是在300MW-600MW汽轮发电机中密封油系统却常常出现各种问题，出现这些问题不仅会造成国家的经济损失，还会造成环境污染。因此，对300MW-600MW汽轮发电机密封油系统进行优化设计势在必行。本文通过对发电机组密封油系统的深入研究，并针对其中的问题提出了相应的解决方案。

一、发电机组密封油系统简介

在发电系统中，密封油系统的作用是能够源源不断的提供密封瓦所需压力油，从而保证发电系统能够正常运行。随着时代的发展，在现代的发电站中，基本上所有的发电机都已经改用了双流环密封油系统，双流环密封油系统是由空侧和氢侧两个油路组成的系统，其中这两个油路各自独立，但是两者之间却又紧密联系。在双流环密封油系统中，空侧和氢侧能够同时向密封瓦提供所需压力油。空侧密封油压力依靠压差阀的泄油来控制，当发电机内氢气压力变化或空侧密封油压力波动时，压差阀将调整空侧密封油泄油量，以维持空侧密封油压力大于发电机内氢气压力0.084MPa。空侧密封油的回油排至发电支持轴承的回油系统。氢侧密封油经氢侧密封油泵升压后，通过氢侧密封油冷油器、滤网，再分成2路分别通过发电机汽、励端平衡阀到发电机汽、励密封瓦的氢侧油环中。

二、常见缺陷原因分析及预防措施

1、发电机补氢量大和进油问题

空、氢侧密封油压力不平衡维持密封瓦内空侧密封油与氢侧密封油压力基本相等，减少空、氢侧密封油的交换，能有效防止空侧油系统中夹带的空气等进入氢侧密封油系统。空侧密封油通过压差阀调整跟随机内氢压，使其满足空侧密封油压大于机内氢压0.084MPa。压差阀活塞上部与机内氢气相通，下部与空侧密封油相连。氢侧密封油压力通过油压平衡阀调整跟随空侧密封油压力，并保证氢侧与空侧密封油差压在±1.5kPa范围内。平衡阀活塞上部为空侧密封油，下部为氢侧密封油。如油气压差过小、供油压力偏低时，会使密封瓦间隙的油流出现断续现象，造成油膜破坏，氢气将由油流的中断处漏出或漏入空侧密封油中，易发生着火和爆炸。

2、密封油向发电机漏油、窜油

国产600MW发电机大都采用压入式通风方式，即冷风是由风扇压入发电机内部风路的。这种通风方式必然在发电机内（密封瓦以内）、风扇前形成负压区，虽然发电机端盖上的油封结构设有甩油槽、油档和回油腔，但负压区的形成为油、油烟、水汽漏入发电机提供了动力。流经密封瓦后的氢侧回油中含有油烟和水汽，这些烟、汽在压力油中被压缩成气泡，以泡沫的形式混杂在液体中，在回油腔（消泡箱）突然扩容、降压，释放出油中的气泡。然而由于回油腔容积不足等原因，造成压力油不能充分降压，油中泡沫不能充分释放，在回油管路形成气塞，使油不能通畅地循环，这也是密封油进入发电机的原因之一。

3、防止出现常见缺陷的措施

3.1防止发电机进油、降低氢气污染、减少补氢量的措施

（1）为了能有能够有效的防止发电机出现仅有现象，首先应该保证密封油的质量和提高密封油系统的过滤精度。在目前的300MW-60MW密封油系统中，采用的过滤网绝对达不到过滤精度的标准，从而无法对密封油中一些细小的颗粒进行过滤。千里之堤溃于蚁穴，正是因为这些细小颗粒的存在，造成了密封瓦和轴颈磨损严重。从而使运行密封瓦的间隙变大。所以，在选择滤网时，应该选择过滤精度更高的滤网，从而保证密封油的质量。

（2）提高平衡阀的调节精度和运行可靠性，可有效减少空、氢侧密封油的窜油量，防止氢气污染，避免平衡阀磨损、卡涩，调节失灵。另外，也可采用一种阀芯连续旋转的瓣型平衡阀，它以密封油做为动力推动阀芯以一定速度旋转，可防止密封油中的杂质造成阀芯卡涩。

（3）控制密封油的温度，可有效减轻其对密封瓦间隙增大的加剧作用，从而减少密封油流量，达到降低氢气污染的目的。

（4）提高排烟风机的风压，可提高氢油分离器的负压，减少空侧密封油中的含空气量和含水量，从而减少因空、氢侧密封油交换对氢气的污染。

3.2防止密封油漏油、窜油的措施

（1）提高现有密封油系统平衡阀和压差阀的灵敏度与跟踪性能。这是解决问题的根本办法。影响上述两阀灵密度的因素很多，而密封油的油质不佳是造成阀卡涩的常见原因，所以改善密封油油质、严格保证密封油系统的清洁度是必然的途径。可通过加装大流量及高精度滤油车对油进行充分过滤，使油质最终达到MOOG三级以上标准，从而防止由于油质不佳造成的污染。另外，在运行中对油质状况进行同步跟踪，在密封油循环阶段，安排施工人员对密封瓦进行翻瓦清理，再次检查油质情况，也是防止油质污染的有效手段。

（2）扩大氢侧回油箱的容积，使回油充分降压，彻底析出油中的气泡；合理布置回油管路，注意坡度和转角处，尽量避免有起伏和死角，消除回油管路中的气堵现象，为回油的畅通创造条件。

（3）改造密封油系统中不合理的结构配置（如氢侧补油管径等），防止造成油压的瞬间剧烈波动，同时又要满足調节需要，寻找两者的最佳点，这也是完善调节系统的重要一环。

三、结束语

在现代社会中，由于人们的生活生产需要，为了提高发电站的发电能力，必须对发电系统中的各个部分进行相应的改进或优化。在对300MW-600MW汽轮发电机密封油系统进行优化改造的过程中，可通过增加精密滤网和适当对大机润滑油的滤油措施进行调整，从而保证密封油的品质。于此同时，还应该使主油路管径和补排油管的管径能够相互协调，从而防止密封油出现压力波动。并且在300MW-600MW汽轮发电机发电机密封油系统的优化过程中，还应该增大密封油箱的容量，防止由于补排油次数过多和密封油震荡造成的一系列问题，并且能够保证人们在处理密封油事故时有充分的时间，从而从根本上消除了发电机密封油系统的缺陷和隐患，保证了汽轮发电机组的安全运行。

作者：黄凤娟