发电机氢气纯度湿度偏高分析及防范示范文本
发电机氢气湿度大原因分析与处理
发电机氢气湿度大原因分析与处理发表时间：2020-09-03T09:08:29.750Z 来源：《当代电力文化》2020年3月第9期作者：董兆杰[导读] QFSN-1000-2-27发动机是一种内隐的、极性的、三相同时驱动的车轮发生器，它与氢冷却有关，即与氢冷却剂、离心芯和转子冷却氢有关摘要：QFSN-1000-2-27发动机是一种内隐的、极性的、三相同时驱动的车轮发生器，它与氢冷却有关，即与氢冷却剂、离心芯和转子冷却氢有关，氢干燥干燥器是一种XFG-1F型氢干燥器，它与河水和支柱的电产生有关，XFG-1F模型氢干燥器。
关键词：发电机;氢气湿度;湿度高;处理引言在百万千瓦发电机组中，水氢冷却是发电机当前最重要的冷却方法。
氢气是发电机的理想冷却介质，因为它突出了热绝缘、低转动阻力等。
但是，氢气的高湿度威胁到发电机的安全，国有电力公司制定的第25条明确规定了防止重大发电事故的基本要求，即“严格控制允许范围内氢发电机的湿度，生产氢气和湿度控制”。
DL/T651-1998在-25° C之前对流体动力发生器上氢的热液水分的技术要求对运行中的发动机湿度的影响。
1设备概况某燃煤电厂发电机氢气系统配备一台XFG－1F吸附式氢气干燥器。
通过氢气干燥器的运行，可以连续排出发电机机内氢气所含有的水分，从而达到降低氢气湿度的作用。
干燥器由2个干燥塔组成，塔内装填有高性能干燥剂和加热元件，一个工作时，另一个加热再生。
每个塔内都装有1台循环风机，连续工作。
工作塔内的风机用以加大气体循环量并使气体在干燥剂内分布均匀;再生塔内的风机用以循环再生气体，迫使再生气体经过冷凝器、气水分离器等，使干燥剂内吸附的水分分离出来。
氢气湿度高，既不安全也不经济，一方面，由于氢气中湿度大、水分大，使气体密度增大，增加了发电机通风损耗，发电机效率降低。
另一方面，水的湿度越高，氢中的水就越强，气体的电电压就越低，部分行程的负荷也会随着湿度的降低而降低，从而降低闪电和漏电距离引起的绝缘表面电压，氢的湿度越高，发电机圈的电压就越高。
氢气纯度与湿度超标原因及防范(参考资料一)
氢气纯度与湿度超标原因及防范0 引言目前，我国加入电网运行的600 MW 及以上大型汽轮发电机近150台，这些机组已成为我国电网的主力发电机组。
其发电机冷却方式绝大部分为水-氢-氢(即定子绕组内冷，转子绕组定子铁芯及构件表面氢冷却)，简称氢冷发电机。
氢冷发电机的氢气品质直接关系到主设备的安全、经济运行，当主机内氢气纯度迅速下降，气体密度增大时，便增加了发电机的通风损耗，同时增加了排污次数、补氢次数和补氢量，影响发电机组的正常运行，造成较大的经济损失。
1 氢气纯度与湿度超标及机内进油的危害氢气纯度不合格，将导致冷却效率降低，造成机内构件局部过热。
同时，有害气体的存在还会造成绝缘老化、铁芯及其金属部件腐蚀。
氢气湿度不合格，侵入绝缘内部的水将造成内部导体与外部绝缘表面电位相等，成为等电位体，威胁发电机定子的绝缘，诱发发电机绝缘事故。
油进入发电机内，将直接导致发电机绝缘的腐蚀、老化，若油中含水量超标，油中水分蒸发，则会导致与氢气湿度过大同样的后果。
虽然，电力行业标准对大型发电机运行中的氢气纯度、湿度和防止机内进油作了规定，但由于这些异常运行方式会严重影响发电机组的安全、经济运行，所以，应引起高度重视。
2 导致大型发电机氢气纯度与湿度超标的原因分析(1)通过试验分析，确证从制氢站来氢的纯度合格，排除因制氢站来氢导致发电机内部氢气纯度和湿度下降的可能性。
(2)氢气干燥装置不够合理。
目前，600 MW大型发电机基本都是由转子两端的风扇随转子旋转产生风压差，在机内形成氢气封闭循环流动，当发电机在停运备用状态下，机内氢气压差消失，依靠压差进气的氢气在干燥器中无法流动，干燥器不能对氢气进行干燥。
(3)氢气干燥器设备存在缺陷。
发电机运行中干燥器投运不正常。
(4)发电机提高负荷或低负荷运行时，氢气冷却器冷却水量调整不合理或冷却水温过低，流量过大，导致氢温过低产生凝露。
(5)内冷水系统机内接头和氢冷器微细渗漏，导致机内氢气湿度增大。
关于机组氢气湿度高的原因分析及处理
关于机组氢气湿度高的原因分析及处理我厂发电机为哈尔滨电机股份有限公司生产的QFSN4-600-2三相同步汽轮发电机。
发电机采用水-氢-氢冷却方式：定子线圈直接水冷，转子线圈直接氢冷，转子本体及定子铁芯氢冷，定子出线水内冷。
1. 氢气湿度对机组的影响正常运行中，对于氢气湿度的监视与控制对采用水氢氢冷却方式的发电机组有着重要意义，氢气湿度过高和过低均会影响到发电机组的安全运行。
a、发电机内氢气湿度过低，会引起其内部绝缘材料的收缩，造成固定结构的松弛，甚至会使绝缘垫块产生裂纹；b、发电机内氢气湿度过高时，一方面会降低氢气纯度，使通风摩擦损耗增大，冷却效果降低，频繁补排氢气，效率降低从而影响经济性；与此同时，还会降低定子绕组的绝缘强度（特别是达到结露时），使定子绝缘薄弱处发生表面爬电、闪络、相间短路等，而且还会使发电机转子护环产生应力腐蚀纹损并使裂纹快速发展，特别是在机组高负荷的情况下，应力腐蚀会使转子护环出现裂纹，而且会急剧恶化。
2.现象描述5月11日，发电机氢气湿度出现了缓慢增大的现象。
检查氢气干燥器已正常投入运行,氢气湿度仍由-11℃逐步上升,5月25日已最高至-1℃左右(同负荷下#1机组氢气湿度为-10℃左右),除湿效果显然很不理想.3.氢气湿度高原因分析影响氢气湿度的各个主要因素有发电机定冷水系统、氢冷器、密封油系统、补排氢系统、氢气干燥器等,对各因素进行详细分析如下:3.1 定冷水系统，氢冷器系统对氢气湿度的影响若发电机内部线棒、水接头、水盒等部位发生渗漏,将造成氢气湿度增大。
但定冷水压力低于氢压较多，定冷水系统压力稳定，可排除定冷水漏入的可能。
此外，氢冷器镍铜冷却水管破裂或存在沙眼、冷却水管与两端水箱的胀口质量不良，冷却器密封垫不严，也将发生冷却水直接与氢气接触，造成氢气湿度增大。
而氢冷器采用开式水冷却，开式水压较为稳定，各氢冷器入口的实际水压在0.28MPa左右，低于氢压较多，亦可排除氢冷器系统漏水导致发电机导致机组氢气湿度大的可能。
关于机组氢气湿度高的原因分析及处理
（3）发电机励端氢侧密封瓦损坏。从2015年7月14日后，氢侧密封油压励端有一个明显下降的台阶，此后励端氢侧密封油压低于空侧密封油压约0.01MPa，机组运行中测量氢侧密封油箱补油阀管路发热，励端氢侧密封油回油温度低于汽端氢侧密封油回油温度13 ℃，，说明空侧向氢侧密封油箱补油，油又回流到励端空侧，分析存在励端氢侧密封瓦与轴颈配合间隙超标问题，空侧密封油带水进入氢侧密封油，是造成氢气湿度大的因素之一。
2.2揭瓦检查
揭开#5瓦，没有发现过热烧瓦现象，说明油质正常，没有因油质乳化对轴瓦造成损伤。
2.3渗漏CT处理
在排查出两个CT漏水点后，考虑发电机出线及中性点套管漏氢问题早已存在而没有及时解决，决定请厂家更换6组CT入水联接O形垫和套管氢侧密封垫，彻底解决因垫子老化造成的水、氢渗漏。工作完成后对发电机将进行水压试验、风压试验、手包绝缘试验、直流耐压试验等，内冷水保持45℃对发电机内加热驱潮，封人孔门，上述试验均合格，发电机恢复备用。
用露点表示，在发电机正常运行状态下，即使露点温度有一定幅度超标，对发电机的危害有限。如某200 MW机组正常运行氢压为0.28～0.30 MPa，入口风温35～43 ℃，机内露点为10 ℃，超标，但计算机内相对湿度为22%，相当安全。机内最低温度30 ℃，露点为10 ℃时，相对湿度为29%，属安全状态。异常情况下，机内最低温度20 ℃，露点为10 ℃，相对湿度为53%，也仅比监控指标——相对湿度50%略大，基本安全。
3.2湿度单位的选用要利于监控
在湿度的众多表示方法中，用机内相对湿度作为监控指标，可以直接有效地反应设备的健康水平。氢气相对湿度≤30%，转子应力腐蚀速率几乎不变；当氢气相对湿度在30%～50%，转子应力腐蚀速率略有增长；氢气相对湿度≥50%，转子应力腐蚀速率以指数级急骤增加；在相对湿度≥80%时，定子绝缘缺陷加速发展；相对湿度≥75%时，转子绝缘缺陷加速发展。只要保证氢气相对湿度≤50%，就能有效抑制护环急剧加速的应力腐蚀，确保定子和转子的绝缘强度水平不降低。
发电机氢气湿度变化大主要原因分析及处理
发电机氢气湿度变化大主要原因分析及处理【摘要】发电机的冷却对于正常工作至关重要。
其中氢冷发电机是用氢气作为其内部部件冷却的介质，而氢气湿度的大小直接关系到氢冷发电机的安会运行。
本文主要介绍了氢气湿度超标的因素及危害，并在此基础上提出了相应的治理以及监控措施，对氢冷发电机氢气湿度超标的原因、危害进行了分析。
【关键词】发电机氢气湿度变化原因Abstract：The generators for normal work crucial cooling. Among them is to use hydrogen generator hydrogen cold as its internal components cooling medium, and the size of the hydrogen humidity directly related to hydrogen generator, cold will run. This article mainly introduced the hydrogen humidity exceeds the factors and harm, and put forward the corresponding control and monitoring measures of cold hydrogen generator hydrogen humidity exceeds the cause, harm is analyzed.Keyword：Hydrogen generator humidity changes reasons前言发电机在运行的过程中，它的氢气湿度应在-25～0℃(露点温度)。
为防止发电机电气绝缘因机内过于干燥而开裂．发电机内的氢气湿度不应低于-25℃。
但氢气湿度超标通常是指运行中发电机内的氢气湿度超过0℃。
氢冷发电机的氢气湿度超标会严重影响发电机定子、转子绕组的绝缘性能，也会加速转子护环的应力腐蚀，从而影响发电机组的效率和安全运行。
发电机氢气湿度超标的原因分析及预防措施
发电机氢气湿度超标的原因分析及预防措施摘要：氢冷发电机组氢气湿度超标是影响氢气纯度的主要原因，氢气中含水增大会使发电机定子线圈端部发生局部短路事故，造成发电机转子护环产生应力腐蚀，使发电机氢气纯度降低，气体密度增大，增加了通风损耗，同时也增大了排污、补氢次数和补氢量，降低了发电机的运行效率，严重的影响机组安全、经济运行。
关键词：氢气湿度；危害；预防措施1 概述1.1 中油热电一公司三台200MW发电机，由哈尔滨发电机厂生产，型号：QFSN-200-2型，发电机定子线圈及引出线采用水内冷，转子线圈、定子铁芯采用氢气冷却。
1.2 发电机充氢后要求氢气纯度＞96%，含氧量＜2%，氢气含水量＜12g/m³。
为了降低发电机氢气湿度，在4.5米内冷水系统旁加装了一台型号：BLNG-2F型氢气干燥器，它利用发电机风扇的压头，使部分氢气通过干燥器进行干燥，除去氢气中水分，提高发电机内的氢气纯度。
1.3 我厂密封油系统为双流环式密封油系统，即向密封瓦双路供油，在密封瓦内形成双环流供油形式。
即有空侧和氢侧分别独立的两路油。
双回路供油系统具有二路油源，空侧油源来自主油箱，氢侧油源来自发电机双环密封的内环氢侧密封油的回油；一路供向密封瓦外环空气侧的空侧油，一路供向密封瓦内环氢气侧的氢侧油。
其中空侧油中混有空气，氢侧油中混有氢气。
两个油流在密封瓦中各自成为一个独立的油循环系统，空、氢侧油压通过平衡阀和压差阀保持密封油压与氢压的差值，对平衡阀、差压阀等关键部件的动作精度及可靠性要求极高。
2 氢气湿度超标的危害性2.1 氢气湿度高使发电机转子护环产生应力裂纹损伤，并使裂纹快速发展。
发电机转子护环的应力腐蚀开裂与氢气介质湿度有很大的关系，在相对湿度大于50%时，裂纹扩展速率呈指数增加。
2.2 发电机内氢气湿度过高会降低定子的绝缘电气强度，易使定子绝缘薄弱处发生相间短路。
如由于制造方面的原因，200MW发电机定子端部绝缘水接头和引线两端存在薄弱环节，均处于高电位，如氢气中含水或水、汽严重时，会使绝缘薄弱处对其线棒发生击穿放电。
发电机提高氢气纯度降低湿度原因分析及防范措施
发电机提高氢气纯度降低湿度原因分析及防范措施国华宁东电厂两台330MW直接空冷机组，自投产后相继出现了发电机氢气湿度大，氢气纯度低等问题，文中对此类问题的原因进行分析，结合生产实际探讨了解决问题的方法。
并对密封油系统的调整和维护进行了介绍。
标签：氢气纯度;氢气湿度;原因分析;防范措施国华宁东发电厂两台330MW直接空冷机组，发电机是上海汽轮机厂生产水氢氢冷却方式的QFSN-330-2型汽轮发电机。
配套使用的是09Q042—3型密封油系统。
自投产后不同程度出现了氢气湿度大、氢气纯度低等问题。
针对这些问题，我们进行了认真的分析，反复进行了调试。
正常情况下密封瓦中的空侧和氢侧密封油具有几乎相同的压力，空侧和氢侧密封油各自保持相对独立的状态进行循环。
机组在运行中密封油系统中的氢侧密封油与发电机机内的氢气相接触，密封油系统部件工作不正常或运行调整不当，参数控制不好均能够引起发电机氢气湿度大、纯度低。
1 发电机氢气湿度大、纯度低的原因分析1.1 空侧与氢侧密封油压差值大发电机空侧与氢侧密封油在密封瓦中的压力不平衡，会引起油流窜动，若空侧密封油压高于氢侧密封油压，则含有大量空气的空侧密封油向氢侧密封油窜油，此时窜到氢侧的空侧密封油将随氢侧密封油一起回到发电机的氢侧回油腔（即消泡箱），然后经氢侧回油管，返回到氢侧密封油箱中，在此过程中一部分空侧密封油内所含的空气直接析出进入发电机内。
同时空侧向氢侧窜油也一定程度的排挤了氢侧油，使氢侧的进油减少，这将加大油污染。
若氢侧密封油压高于空侧密封油压，则氢侧密封油向空侧密封窜油，此时将使回到氢侧密封油箱中的油量减少，油位降低，为了保证系统安全运行，将自动向氢侧密封油箱中补油。
这样就将含有大量空气的空侧密封油补进了氢侧密封油箱，使氢侧密封油中的空气含量增加。
发电机机内的氢气与密封油系统中的氢侧密封油相接触，氢侧密封油中若溶解有大量的空气，空气便会进入氢气区域，污染机内氢气。
发电机氢气纯度湿度偏高分析及防范正式样本
文件编号：TP-AR-L9964In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives.（示范文本）编制：_______________审核：_______________单位：_______________发电机氢气纯度湿度偏高分析及防范正式样本发电机氢气纯度湿度偏高分析及防范正式样本使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。
材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。
前言目前，我国加入电网运行的300 MW及以上大型汽轮发电机已有近200台，这些机组已成为我国电网的主力机组。
其冷却方式绝大部分为水－氢－氢（即定子线圈水内冷，转子绕组定子铁芯及构件表面氢冷却），简称氢冷发电机。
它们具有效率高，冷却效果好，安全可靠等优势。
采用氢气冷却的发电机在运行和备用期间，发电机内腔充压0．3 MPa，氢气与大气之间采用密封油系统隔绝。
由于油氢之间的直接接触，若运行维护和控制不当，极易造成发电机进油，以及氢气纯度、湿度不合格，给大型发电机的安全稳定可靠运行带来潜在的危害。
1 氢气纯度、湿度不合格以及机内进油的危害氢气纯度不合格，将导致冷却效率降低，造成机内构件局部过热，同时有害气体的存在还会造成绝缘老化、铁芯及其金属部件腐蚀。
氢气湿度过大，对发电机定子绝缘的影响更大，一是水分在运行中蒸发为水蒸汽，使微细击穿点之间氢气介质导电率升高。
二是水汽吸附在绝缘层上，侵入绝缘内部的水将造成内部导体与外部绝缘表面电位相等，成为等电位体，威胁发电机定子绝缘，诱发发电机绝缘事故。
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发电机氢气纯度湿度偏高分析及防范示范文本In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of EachLink To Achieve Risk Control And Planning某某管理中心XX年XX月发电机氢气纯度湿度偏高分析及防范示范文本使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。
前言目前，我国加入电网运行的300 MW及以上大型汽轮发电机已有近200台，这些机组已成为我国电网的主力机组。
其冷却方式绝大部分为水－氢－氢（即定子线圈水内冷，转子绕组定子铁芯及构件表面氢冷却），简称氢冷发电机。
它们具有效率高，冷却效果好，安全可靠等优势。
采用氢气冷却的发电机在运行和备用期间，发电机内腔充压0．3 MPa，氢气与大气之间采用密封油系统隔绝。
由于油氢之间的直接接触，若运行维护和控制不当，极易造成发电机进油，以及氢气纯度、湿度不合格，给大型发电机的安全稳定可靠运行带来潜在的危害。
1 氢气纯度、湿度不合格以及机内进油的危害氢气纯度不合格，将导致冷却效率降低，造成机内构件局部过热，同时有害气体的存在还会造成绝缘老化、铁芯及其金属部件腐蚀。
氢气湿度过大，对发电机定子绝缘的影响更大，一是水分在运行中蒸发为水蒸汽，使微细击穿点之间氢气介质导电率升高。
二是水汽吸附在绝缘层上，侵入绝缘内部的水将造成内部导体与外部绝缘表面电位相等，成为等电位体，威胁发电机定子绝缘，诱发发电机绝缘事故。
油进入发电机内，将直接导致发电机绝缘腐蚀、老化，若油中含水量超标，油中水分蒸发，则导致与氢气湿度过大的同样后果。
此外，油进入发电机，如果未及时排出，油在机内蒸发产生油烟蒸汽，其危害也是十分可怕的。
所以，潮湿环境对大型发电机的运行是十分不利的。
它将对发电机护环产生腐蚀作用，并溶解和凝聚其它有害元素，使机内构件产生表面凝露，使转子护环受产生附加应力而导致裂纹等危害。
近几年来，因为氢气纯度不合格，氢气湿度过大和机内进油，已造成多次大型发电机绝缘损坏事故。
原电力部相继于1996年和1998年先后发文，对大型发电机运行中的氢气纯度、湿度和防止机内进油作了规定。
但由于这些异常运行方式带来的是“慢性病”，加之管理方面的疏忽，这些带普遍性的问题，依然不同程度存在。
应当引起高度警觉和重视，方能防患于未然。
2 导致大型发电机氢气纯度、湿度不合格和机内进油的原因分析2．1 监督管理上的忽视是造成大型发电机氢气纯度和湿度不合格的原因之一。
目前，对发电机运行中氢气纯度和湿度虽然有跟班取样分析制度，但还没有建立监督考核机制，至今未纳入化学监督和绝缘监督的考核范畴，因此，很难提高紧迫感。
以我省某厂2台300 MW发电机1999年1～12月份氢纯度、湿度合格率统计（见表1）来看，其纯度合格率为67．5％和52．5％，而湿度合格率则为0和0．14％。
因不属技术监督考核指标，尚未能引起足够的重视。
2．2 氢气干燥装置不够合理。
目前300 MW大型发电机基本都是由转子两端的风扇随转子旋转产生风压差，在机内形成氢气封闭循环流动，当发电机在停运备用状态下，机内氢气差压消失，依靠压差进气的氢气干燥器氢气无法流动，干燥器不能对氢气进行干燥。
2．3 氢气干燥器安装位置不合理，设备存在缺陷，发电机运行中干燥器投运不正常。
大多数电厂的氢气干燥器设计安装在0 m层，由于管路长、管径小、阻力大、漏氢点多，自动装置不可靠，加之冷凝式氢气干燥器运行2 h 后要停2 h进行除霜排湿，而设计配套是1机1台，便形成了停停开开的运行方式。
2．4 发电机密封油中含水超标。
由于密封油取自汽轮机润滑油系统，在汽轮机运行中，由于各方面的原因，造成轴封蒸汽进入轴承油室，凝结成水进入油中。
含有较高水分的油在密封瓦中蒸发进入氢气内。
2．5 发电机启动升负荷或低负荷运行，氢气冷却器冷却水量调整控制不当或冷却水温过低，流量过大，导致氢温过低产生凝露。
内冷水系统机内接头和氢冷器微细渗漏也可能导致机内氢气湿度增大。
2．6 发电机油水指示计失效或无远传报警功能，运行值班人员巡视检查维护不到位，未按规定进行排污排油水，造成油水长期沉积在发电机内蒸发，影响氢气湿度升高。
2．7 发电机内进油的原因2．7．1 发电机密封瓦结构不尽合理。
目前300MW大型氢冷发电机均采用双流环式密封瓦，油密封装置置于发电机两端盖内，其作用是通过轴颈与密封瓦之间的油膜阻止氢气外逸。
双流环即密封瓦的氢侧与空侧各自自成独立的循环油路，通过平衡阀的控制使两路油压维持均衡，限制两路油相互窜流，从而达到减少氢气外漏。
油与空气和氢气之间的隔绝是采用两道迷宫式油档来实现的，氢侧为了防止油进入发电机内，还有一道迷宫式外油档阻止油进入发电机。
此种结构的密封瓦，要求装配间隙精度相当严，如果制造、安装达不到要求，间隙过大等，都极易造成密封油进入发电机。
2．7．2 平衡阀或差压阀工作失常。
300 MW发电机运行中要求平衡调节阀调节精度达到±5．1 Pa，要求差压阀具有良好、灵敏的跟踪性能和富余的调节范围。
但该2阀的装配精度相当高，如果油中含有杂质、水分等，则极易造成2阀卡涩，工作失常，我省某厂2台300 MW发电机就因为上述原因，先后多次造成发电机进油，少则100多kg，多则几百kg，被迫在大修中采用大量的带电清洗剂对定子线圈进行清洗。
3 提高氢气纯度、降低氢气湿度的措施3．1 从氢气质量源头抓起，保证制氢站补向发电机的氢气纯度和湿度达到要求，干燥器能正常投入，确保进入储氢罐的氢气湿度（用美国CENER－ALEASTERN公司产D－2型露点仪检测），常压下湿度不大于2 g／m3，露点≤－50℃。
3．2 保证发电机冷凝式氢气干燥器正常投运，有条件时应将管道加大至50 mm以上，并尽可能缩短管道长度，减少弯曲，减少管路阻力。
最好每台机组安装2台干燥器，互为联动备用，在机组运行时，始终有1台干燥器随机运行。
3．3 制氢站的储氢罐最好划分成常用罐和备用罐分组运行。
常用罐做正常补氢用，每天排污放水1次，备用罐供紧急情况下使用，每3 d排污放水1次，在向补氢系统供氢前应测试氢气湿度、纯度达到标准。
3．4 对补氢系统进行必要的完善，在机前补氢管道、输氢管道最低点适当增加排污放水点，在向发电机补氢前，先进行输氢母管的排污放水，并测定母管氢气纯度、湿度合格才能向发电机内补氢。
3．5 防止密封油带水。
关键是要使轴封系统经常处于最佳状态下运行，既要保持汽轮机真空不受影响，又要不让轴封蒸汽进入油中。
检修时，轴封间隙必须调整合理。
油净化装置要通过摸索规律，制订定期投运的周期，确保油中含水量不大于500 mg／L。
排油烟（油汽）系统要正确合理，根据机组的特点，轴承室内保持一定的微负压。
此外，轴封进汽自动调整装置要正常投入运行，并保证其在工况变化时，具有良好的跟踪性能。
每当发生较大的变工况，如机组启动、停运过程或较大幅度变负荷时，运行人员都必须及时调整轴封进汽压力。
机组运行中要经常监视各回油窥视窗有无水珠和汽雾。
每天取油样对油中含水情况进行分析，当油中含水超标时，应对油箱进行放水排污并投入润滑油净化装置运行。
3．6 切实控制好发电机的运行风温和水温，一般进风温度35～40℃，内冷水温40±2℃为佳。
机组启动时，为防止机内湿度过高，可按氢压0．1 MPa，内冷水压0．05 MPa控制，但必须注意内冷水回路中不得发生断水现象，氢气冷却器冷却水先不投入运行，待机组并网带初始负荷再投入氢冷器自动调节装置，提高氢压和内冷水压，以避免低温状态下氢气凝露。
3．7 加强对发电机内积油积水情况的监视，定期对发电机进行排油放水，完善发电机油水液位监测报警装置，创造条件配置在线监测仪表和远传液位报警装置。
3．8 根据目前和今后一段比较长的时间火电大机组可能调峰备用停运时间多的状态，应考虑配套安装外力风机循环冷凝式氢气干燥器，作为停机备用期间循环干燥发电机氢气之用，以改善备用期间发电机的氢气湿度。
3．9 充分认识氢气质量对大型发电机安全可靠运行的重要作用，并采取必要的行政、经济手段，督促有关人员共同努力，堵住油中进水的有形和无形通道。
健全对氢气系统管理的责任制，加强对运行和备用发电机氢气质量检测、分析和监督。
建议将大型发电机氢气质量监督纳入化学监督或绝缘监督考核的内容之中，与各厂经济责任制挂钩，兑现奖惩。
各厂要因厂制宜，结合设备系统特点和存在的问题，加大技改力度，尽快使设备系统完善合理，迅速扭转忽视氢气系统管理，轻视氢气纯度、湿度监督的局面，为发电机安全稳定运行创造条件。
4 防止大型氢冷发电机进油的措施原水电部以（88）电生火字第17号通知转发的《国产QFQS（QFSN）－200－2型发电机防止漏氢漏油技术措施细则》，同样适用于大型氢冷发电机，应认真贯彻执行，针对300 MW大型发电机还应做好以下防范措施。
4．1 在安装、检修工作中，密封瓦间隙及油档间隙一定要按厂家设计标准调整合格，严格把好质量关。
经调整、处理仍达不到标准的，要坚决更换。
密封瓦安装时两半圆中分面接触一定要良好无缝隙，合口螺栓紧固后拨动应灵活无卡涩。
4．2 保证压差阀、平衡阀具有良好的调节性能和快速的跟踪性能，是防止发电机内进油的关键，而油质的优劣则是压差阀、平衡阀正常工作的关键之关键。
因此，轴瓦和2阀以及油系统检修后一定要彻底清理、洗擦，不干净不得装配或扣盖。
大修后开机前，油循环必须保证足够大的流量和足够长的时间，以便彻底滤除可能遗留在油中的任何杂质。
在做风压试验时，压差阀和平衡阀可不投入，待风压试验结束降风压时将压差阀和平衡阀投入，运行一段时间后，再把上述2阀拆开进行仔细检查，并用面团普遍粘一遍，然后进行装复，在置换氢气前投运。
只有保证油质合格，才能保证2阀正常，方可避免因氢压、油压波动而造成的发电机内进油。
4．3 氢侧密封油的回油管径应适当加大，一般不得小于76 mm，回油管在设计安装中应考虑大一些的坡度，禁止出现水平段，并尽可能减少弯曲死角。
经采取上述措施后如仍然发生因回油不畅而导致的机内进油，则可考虑在下端盖内氢侧回油孔2侧（同一水平线）钻1个20～25 mm的孔，以增大泄油面积。
在机壳2端的下部凹槽内易积油部位钻2个16～18 mm的泄油孔，将积油排入出线箱（注意要与过度引线位置错开），定期将油排出机外。