发电机厂家同步发电机的标准配置，1996年开始，国家标准自动监测装置条款规定200MW机组必须安装无线电频率监测（RFM）。无线电频率监测在保证发电机可靠运行，提前发现故障中发挥了一定的作用。从多年来大型发电机的应用来看，还存在一些不足之处，如：误判率较高、不能全面反映发电机绝缘状况等。其原因是：由于只采用单个射频电流互感器，设备无法定位故障发生的位置，只能评估发电机的总体绝缘水平，另外，我国目前发电厂大多采用中性点通过接地变压器接地的运行方式，由于变压器电抗的原因，高频信号无法通过射频电流互感器，互感器监测的频段被限制在500kHz以下，这种频段与发电机励磁触发信号和外界无线电信号频段重叠，也是造成上述缺陷的主要原因。

　　局放监测手段采用了80pF电容型局放传感器直接安装在发电机端部，弥补了无线电频率监测的缺陷，传感器直接安装在发电机出线的封母上，20～300MHz高频信号通过电容接地，从而避免了低频段电气噪声的干扰，有效降低误判率。除此之外，由于每相均安装互感器，设备能方便地定位绝缘缺陷发生的位置，为提高发电机组检修的效率提供有利条件。

　　案例分析广东国华粤电台山发电厂（国华台电）一期装机容量为5×600MW，1～2号机组分别于2003年9月和2004年4月发电，3～4号机组分别于2006年1月、2月发电，5号机组将于2006年11月发电。5台机组均采用上海电机厂生产的QFSN-600-2型水氢氢冷发电机组，按国标规定随设备安装国产RFM，与此同时，国华台电为全面监测和定位发电机的绝缘状态和可能出现的潜在问题，仅对3号安装美国产W-PD6型局放监测装置并配套后台诊断工程师站。2006年2月上旬，W-PD6型装置发出强报警，而国产无线电频率监测设备和发电机过热监测装置均无动作。局放监测装置中局放能量历史趋势图显示，故障为电弧放电（最高放电值为8412.7mV，放电量极大，为高能放电现象），A、B、C相均有放电现象，其中以B相放电较为严重。

　　由于此前国华系统内新建电厂同种型号发电机出现了线棒绝缘抗电晕能力薄弱的问题，台山电厂4号发电机也发现同类问题。电厂于2006年3月1日停电对3号机进行检查，3月3日抽出转子后，进入发电机膛内检查，在汽励两端端部共发现14个放电点，其中汽端有8处、励端有6处，都发生在上层线棒下部的适形材料表面，具体位置如。

　　线棒放电程度表线棒号离铁芯长度（前者）/mm离铁芯长度（后者）/mm放电程度所在相（前者与后者）汽侧18―19710765一般A与C相14―1576.582.0一般C相16―17762817一般C相19―20705730一般A相23―24710750一般A相39―40710760一般C与A相41―42710760一般A相27―28740805一般B相励侧16―17700750一般C相18―19680720一般A与C相19―20790810一般A相21―22790800一般A相25―26740770一般A与B相26―27800840一般B相对设备进行交流起晕试验的结果为：A相绕组汽端在17.5kV时，出现2～3个放电点，20kV时发现6～7个点；励端在15kV时，出现第一个放电点，20kV时共出现3个放电点，其中第一个放电点出现跳火现象，非常严重；B相绕组汽端在16.06kV时，出现2～3个放电点，17～18kV又增加几点，18.5kV出现共11个放电点，20kV时没有新的放电点增加；励端在17kV时，出现一个放电点，18.5kV时共出现2个放电点。

　　C相绕组汽端在17.00kV时，出现一个放电点，17.56kV又增加几点，19kV出现共6个放电点，20kV时共发现10个放电点（全在端部）；励端没有出现放电点。从放电点的数量和严重程度来看，与W-PD6型设备监测的结果基本相符。

　　专家组通过对国华台电3～4号机抽转子检查和15～20kV高压起晕、绕组温升等试验的结果表明：发生在国华台电3～4号机的绕组端部多处放电事故的原因为发电机定子绕组端部绝缘层起晕放电压引起。

　　鉴于国华台电2号机安装的国产无线电频率监测装置在2005年春节发生的发电机单相接地掉闸前不报警，而3号发电机安装的美国产W-PD6型局放监测装置及配套后台诊断工程师站的准确测报，因此加买3套同型设备用于1号、2号和4号机组，并要求上海电机厂在未供货的5号机组也相应加装。

　　总结发电机设置自动监测装置是以提前发现潜在故障为目的，台山电厂1～5号机组随主机配套的无线电频率监测和绝缘过热监测装置，在绕组端部发生高能放电时，未发现报警信号的情况是令人遗憾的。