一、防止定子绕组端部松动引起相间短路。
1 、检修时检查定子绕组端部线圈及结构件紧固情况。对存在松动和磨损的部位应详细记录并查明原因，及时处理。当发现端部有环氧泥时，必须仔细查找原因，必要时用内窥镜检查下层线圈背部等处绝缘外观情况。
① 机组大修时，严格执行发电机检修工艺规程，对定子绕组端部线圈及结构件紧固情况认真检查，并作详细记录。
② 对于无法直接检查的部位用内窥镜仔细检查绝缘外观情况。
③ 进一步完善发电机检修作业指导书，并严格按照发布的发电机检修作业指导书对发电机进行检修。
2 、200mw及以上容量的发电机，在新机安装和每次大修时以及发生定子相间短路故障和定子改造后，均应作定子绕组端部振型模态试验，并对每次试验数据归档保存，以掌握发电机的状态变化。发现问题应按dl/t735《大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评价》的要求采取针对性改进措施。
① 机组大修时加强发电机定子绕组端部的检查。
② 机组大修时作定子绕组端部振型模态试验，加强对绕组端部震动的监督。
③ 对于试验结果不合格但运行中尚未发现异常的发电机，加装发电机定子绕组端部振动在线监测装置，以便实现早期的故障报警。
3 、对新机应要求制造厂能提供较高质量的模态试验合格产品，并提供定子绕组端部模态出厂试验原始数据。
发电机出厂时其端部模态试验均合格，已将其出厂试验数据归档保存。
4 、对模态试验判为不合格的发电机（振型为椭圆、固有频率在94hz～115hz之间）,经局部调整不能解决问题的,应考虑进行端部结构改造,但改造的具体方案应由电厂汇同科研、制造部门的有关专家先期进行可行性论证。对于虽然试验结果不合格经论证暂不进行改造的机组，建议考虑在线圈端部加装在线监测振动装置。振动传感器首选光纤原理的探头，测振系统应选用性能可靠、业绩好的产品。振动监测点的定位应结合模态试验选取在线圈端部可能发生较大振动的位置上。在线监测装置应作好调试、维护和定期检验工作，确保装置长期可靠运行。
二、防止定子绕组相间短路。
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。
① 发电机检修时，要对过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘进行检查、并做电位外移试验。
② 定子绕组作直流耐压试验时，电压值取2.5un。
③ 进一步完善发电机检修作业指导书，并严格按照发布的发电机检修作业指导书及《电力设备预防性试验规程》对发电机进行检修、试验。
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。
2.1 认真执行dl/t651《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》，控制发电机内氢气湿度保持在机内压力下露点温度在-25℃～0℃之间；制氢站在给发电机补氢时，须经检验确认源氢的含湿度达到湿度控制要求。
① 严格执行有关氢气湿度标准。发电机露点温度保持在-25℃～0℃，氢气湿度保持合格运行。
② 发电机停机备用时，若发电机内温度低于10℃，则氢气湿度不高于露点温度-5℃。
③ 加强制氢站出口氢气湿度管理，努力提高除湿机的维护检修质量，并根据机内氢气湿度的变化情况及时调整除湿机的运行状态，确保湿度的稳定。
④ 定期检验湿度仪，并提高操作人员技能，保证对氢气湿度检验准确。
2.2 确保发电机氢气干燥器处于良好的工作状态，定时检查设备运行状态并排除除湿积水，对设备故障应及时检修消缺，对除湿效果达不到要求的设备应积极进行技术改造和更换。新设备选型应首选除湿效果好、工作可靠的分子筛吸附式干燥器，并带有自循环风机，以保证发电机组停机时仍可继续除湿。
① 冷冻式除湿机存在易出现漏氟、压缩机损坏、工作性能易受环境温度影响而使除湿效果下降的缺陷，所以应在其工作出力下降时及早改造，选用除湿效果好、工作可靠带有自循环风机的分子筛吸附式除湿机。
② 加强除湿机定期排水工作的管理和考核。
③ 因氢气湿度大时，会危害转子护环，所以发电机大修时，作转子护环的表面探伤检查和覆膜金相检查，特别是那些材质为 50mn18cr4wn的护环更应加强检查，并在必要时更换为抗应力腐蚀的18mn18cr材质的护环。
2.3 制氢站及发电机内氢气湿度的检测仪表，应首选性能可靠的镜面式露点仪。用于检测发电机内氢气的湿度仪应有防止油污染破坏测量效果的有力措施。在线检测的仪表，应保证具有能长期可靠工作的读数准确、防爆、防油污等基本功能要求。要防止因湿度仪表计量失准对运行人员的误导。
2.4 切实采取有效措施确保压差阀、平衡阀跟踪特性良好，防止向发电机内漏油。密封油系统回油管路必须保证回油状态畅通，防止因密封油箱满油造成向发电机内进油。密封油系统油净化装置和自动补油装置应随发电机组投入运行。发电机密封油含水量等指标，应安dl/t705《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》严格控制，并应列入定期检测项目。
① 加强两阀的运行情况的检查，重点监视氢-空侧油压差的运行状况，并保证油质良好、无杂物。
② 加装密封油箱采样口，确保密封油中含水量在50mg/l以下。
三、防止定、转子水路堵塞、漏水。
1 、防止水路堵塞过热。
① 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应采用聚四氟乙烯垫圈。
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。定期检查和清洗滤网，对内冷水系统及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 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。
发电机大修时用超声波流量计在汽、励两侧的聚四氟乙烯绝缘管上测得进出水的流量，并作好记录，进行数值比较。
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。
⑤ 水内冷发电机水质应严格控制规定范围。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值为7.0～8.5范围内。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。
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。
a.当定子线圈温度不正常升高或定子线棒温差达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，立即通知检修人员核对温度显示是否正确，若显示无问题，则认为线圈有堵塞现象，应首先进行定子线圈的反冲洗，并汇报生产领导采取措施。。
b、在大小修时，测量各测温点的阻值，并检查各部连接处接触良好。
c、运行人员要对发电机定子线棒层间测温元件的温差及定子线棒引水管出水温差加强监视，当确认定子线棒或定子引水管出水温度异常升高时，立即提高进水压力，加大水流量，必要时减负荷，加强对温度升高点的监视，使温度不超过允许值，并及时对定子线棒反冲洗，冲洗无效时汇报生产领导按规定批准停机。
⑧ 加强内冷水水质监督，当电导率和铜离子超标时，采取换水、投运内冷水小混床等措施使电导率和铜离子合格。对于ph值偏低及系统腐蚀问题，可以增强系统严密性，采取内冷水箱充氮措施，减少或防止氧气及二氧化碳进入内冷水系统方面加以改善；以除盐水为补充水时，可加入微量碱化剂使其ph值在7.0～8.5范围内,确保水质合格。
⑨ 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。
加强巡回检查和技术分析管理工作特别是对定冷水中含氢量的分析，及早发现线棒漏水隐患。
3 、防止转子漏水。
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. 。
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,确保装置反映灵敏、动作可靠。
③ 水内冷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。
四、防止转子匝间短路。
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。
① 加强转子匝间绝缘的检查试验工作，必要时可在机组停机时作交流阻抗试验。
② 在机组大修或必要时对转子绕组端部及焊接部位进行检查。
③ 加强密封油系统的管理，防止密封油进入发电机内部，污染转子各部，使其绝缘恶化。
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。
① 在运行中加强对转子电流、振动的监视，及时发现问题，减小故障的危害。
② 检查发电机转子接地碳刷及接地电阻的运行情况，如有接触不