本文一共涵盖3篇精选的论文范文,关于《电站发电机爆炸原因分析论文(精选3篇)》仅供参考，希望能够帮助到大家。摘要：对35kV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。
电站发电机爆炸原因分析论文 篇1：
水电站机械常见故障检修技术探究
【摘 要】随着经济和各行各业的快速发展，当前，一些中小水电站运行过程中存在有设备年久老化等问题，机组运行稳定性差，运行过程中容易有故障和问题出现，事故处理水平有待提升。小水电站运行过程中，事故的发生，不仅会影响水电站正常运行，甚至还会出现人员安全等事故，造成难以挽回的损失和影响。因此，针对小水电站运行过程中的事故，必须要合理选择处理措施，同时注意对事故的有效预防。
【关键词】水电站;运行效率;控制技术
引言
目前，我国的水电站数量迅速增加，突显出了我国水力发电的效率不高的问题，无法进一步促进我国的水电事业以及经济的发展。此外，水电站实际运营中，管理不严谨导致安全事故时有发生，运行效率偏低。为了提高水电站的运行效能，需要优化机组负荷、保证基础设施。水电站运行中的容易发现事故，必须要对事故的处理有足够重视，同时日常过程中做好事故的预防，最大限度降低事故的影响和危害，维持水电站的安全稳定运行，保证供电安全可靠，更好地满足当前人们对于电力供应需要。
1水电站运行效率不高的主要原因
1.1水电站的监控技术监管不到位
目前，我国水电站的部分管理人员监管能力有所欠缺，对于水电站人员和运行方式掌控不好，使得水电站的管理松散，技术进步慢，最后导致水电站的运行效率不高。
1.2温度故障
水电站水轮发电机组在长期、不间断运行的过程中，会产生较高的热量，机身的温度较高，在一定程度上会影响设备安全运行，尤其是对发电机导轴承长周期运行的影响较大。如果机组不能及时散热或者缺乏散热设备，将威胁机组的正常运行，降低发电效率，降低电能供应率，从而影响发电站的整体效益。
1.3甩油故障
水电站水轮发电机组运行的过程中，很容易导致甩油故障的发生。通常甩油两种情况：第一种是油质通过旋转件与内壁与挡油桶之间，甩向发电机内部，称为内甩;第二种是油质通过旋转件与盖板缝、通气孔甩出，称为为外甩。水轮发电机组的运行速度较快、消耗较大，如果设备运行过程中导致油料甩出而没有及时制止，与制动器制动闸板刹车时产生的碳粉结合致使发电机绝缘不良，很容易造成机组定子内部安全事故，后果严重。
2水电站运行效率提升的控制技术
2.1改善机组运行形势，减少发电能耗
水轮发电机组的运行水头是水电机组改造提升的重要环节。水电机组改造提升中，要让水电机组在一定的时间中拥有最高的平均值水头和最高的效率。这主要是因为水电站运营中设备始终是动态存在和运行的。这就要求水电站的专业工作人员非常明确地知道每一个水轮发电机组的水轮机的高效区。水电站对设备运行操作系统进行模拟演练，而且条件允许的水电站还可以根据设备运行系统进行技术调整与提高，以提高水电站的发电效率。对于以蓄水放水来调整库容的水库，可以安装多个发电机，再根据实际情况考虑使用几个发电机，达到合理利用资源的目的。例如，需求高时可以使用多个发电机组，使发电站可以在高水头状态下运行。
2.2高温处理技术
温度超出标准值是发电机组最常见的故障。处理这类事故首先需要机组具备测温系统，对温度实施监控。温控系统的主要功能是：若发电机组的有功负荷大于额定值，或者定子电流高于额定值，系统会自动对机组运行功率和速度进行调整;如果调整后的 3 min内温度仍未降到标准值以下，則引发温度异常警报。此外，针对冷却水压异常引发的高温，要对水泵进行全面检查，同时保证机组有足够的备用水进行冷却。这既保证了及时冷却高温设备，又降低了水电站水轮发电机组运行故障造成的损失。
2.3检修方式
水电站多年检修实践证明，机组检修计划涉及5种检修方式：（1）以可靠性为中心的检修。通过一套特殊的程序来为设备和部件确定有效的、经济的维修任务，并规定维修或监测间隔的一种系统方法。（2）状态检修。根据对温度、振动等测定数据的分析，来诊断设备的状态，以此进行适时、适度的维修，又可细分为离线状态检测仪器与在线状态检测系统两种。（3）定期检修。由不同检修等级及其检修间隔组成一套完整的检修计划，定期进行检修。（4）故障检修。只有设备发生故障时进行修理的方法。（5）改进性检修。参数发生异常，而设备尚未发生材料的劣化或性能的下降，寻找故障引发的根本原因，对设备进行设计和改造，以消除故障发生的可能。同时，根据不同设备的重要性、可控性和可维修性，科学合理地选择适用于该类设备的检修方式，形成定期检修、状态检修、故障检修与日常维护等为一体的、优化的检修策略，以满足“应修必修”的要求。
2.4做好危险点分析和预控
落实危险点分析预控内容，严格制定预控方案，确保其在实际操作中得到落实。危险点分析与预控工作的开展要求操作人员在各项操作前结合设备、人员、环境等方面条件分析考虑，明确事故隐患，实现对事故的有效处理，提高操作安全性。水电站机组运行过程中危险点的分析和预控十分关键，利用反向思维实现对危险点的有效分析和预控，很大程度上增强运行人员自我保护意识，在安全生产方面发挥重要价值和作用。另外，运行分析和事故预想工作的开展，还需要组织人员认真培训，确保人员能够快速、准确进行事故的分析和判断，促进自身技术水平的提高，维持设备运行安全性和稳定性。
2.5工作人员进行日常的维护工作
每天都对水轮发电机组进行检查。水轮发电机一旦故障了，将会影响一系列的进程。所以使水轮发电机组处于完整和安全的状态就显得尤为重要。工作人员需要定期检查水轮发电机组内部的零件是否完整。若发现有缺损的零件，立即更换，千万不要抱有侥幸心理。除了对水轮发电机组的检查，同时还要注意其周围的环境卫生，禁止堆放任何易燃易炸的物品，也不要有任何的水迹，避免因温度过高引起短路或者爆炸。
结语
目前，提高水电站的发电能力是提高我国经济发展水平的必行措施。但是，众多水电站的技术设施改造都会由于种种原因而收效甚微，所以提升水电站的效率需要根据水电站所在地的实际情况进行改造和提升。要完善水电站的安全措施，并对水电站的基础设施进行日常检修维护，以保证发电的顺利进行。此外，需要对控制技术进行改进提升，以提高水电站的发电效率，促进我国经济的发展。由此观之，这种做事严谨负责的态度，也为自己赢得了机遇。而水轮发电机组，它身负重任。所以工作人员需要认真仔细地检查水轮发电机组的故障，及时进行处理，确保水电站水轮发电机组是安全的。
参考文献：
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[4]单勇.水电厂可靠性综合评估系统开发[D].武汉：武汉大学，2004：29-32.
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[6]丁坚勇，邓瑞鹏，李江.发电设备的检修策略及可靠性管理研究[J].电网技术，2002，26（3）：72-75.
[7]陈绍群.XFJ公司水电机组检修管理问题及其对策研究[D].华南理工大学，2011：29-31.
（作者单位：贵州乌江清水河水电开发有限公司）
作者：覃贵生
电站发电机爆炸原因分析论文 篇2：
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
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[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