第一篇-电气事故案例汇编1.docx

电气专业事故案例分册（试行版）神华（福州）罗源湾港电2015年11月前言神华（福州）岁源湾港电事故案例汇端主要包括汽机分册、锅炉分册、电气分册、热控分册、环化、灰硫、燃料分册共五个分册.本册为电气专业事故案例分册（试行版）,通过学习电气专业事故案例.在机殂调试、运行维护中提供借联使用，本版为试行版。本领故案例库主暨收集2005年以后全国火力发电机如发牛.的事故案例，在日后将及时扑充新的事故案例.并及时提出修改意见,以使事故案例库进一步完善.本教材由神华（福州）罗源湾港电生产准备部归口井负责解稼.本教材由神华（福州）罗源湾港电生产准备部起草.王成审定；武振清日智嘉编写：许列埼目录第一章发电机事故案例1案例001：发电机漏乳申请停机临悔1案例（X）2：发电机非同期合闸造成设备损坏3案例003：增减转速信号不匹配自动准同期并列不成功4案例004：发电机故障烧损5案例«）5：发电机筏明短路事故7案例006：发电机定于绝嫁损坏重大事故9案例007：发电机电刷烧毁故障12神华（福州）罗源湾港电案例013：发电机内漏氢问题分析19案例014：发电机转子一点接地事故22案例015：发电机定子磨损25案例016：发电机碳刷烧损停机26案例017：发电机转子弯曲杵机27窠例018：发电机定子接地保护动作跳闸28案例019：发电机穿转子破伤定子29案例020：发电机中性点定子冷却水管接头混水打同停机31案例021：主变低压恻接地变C相高压引线绝缘夹件放电击穿32案例022：#8发电机定子接地保护动作跳闸3-1案例023：发电机中性点B相套管漏乳机组被迫停运事件35案例024：#1机组炭蒯与滑环接触不良跳同停机分析报告36案例025：42发电机定干城棒绝缘击穿37案例025：#1机励磁系统功率柜交流侧电观更换38案例()26：#4机组定子引出线与电缆连接处绝缘击穿短路39第二堂变压器事故案例40案例001：主变冷却国全停发变组跳闸40案例002：主变压器税圈匝间绝缘损坏事故41案例003：主变压潺绝域受潮造成主变压烧损事故43窠例004：主变压器接地用路事故44案例005：主变压器绝缘损坏46案例006：主变压瓦斯保护动作柠机事故17案例007：主变压器绝缘受潮17案例008：主变围扉爬电及匝间绝缘根环W故48案例Oo9：主变压器烧损事故49案例OUh高厂变差动保护误动故阅51案例011：主变压器烧损!”故51案例32：主变故障机组跳闸53案例013：励磁变出零线图B、C和短路烧损56案例014：主变压器B相海度偏高58案例015：变压器A相损坏出故58案例016：主变22OkV出线避雷器爆炸造成机组解列64案例017：检查走马观花，套管缺油爆炸65案例018：启/法变送电后跳闸66案例019：循环水处理A变03AT跳向67案例020：主变205开关Bi1.1.C镶炸事故68案例021：某电厂#2主变高压侧C相耐光绝缘干邓均压环放电非停68案例022：机励磁变温度高保护动作机组跳闸件69第三章线路、母线、开关事故案例70案例001：磨煤机开关非全相造成越端跳6KV母线，机组跳闸70案例002：A相接地刃带电到爱精闪络放电，机组跳闸71案例003：10KV出线电源进线共箱母线瞬间接地.机组跳闸72案例004：凭经脸指挥造成厂用母线短路74案例OOS：高抗假油(保护动作跳闸事故75案例006：绝缘监f不力，电抗匝间短路76案例007：制造质量原因造成开关爆炸77案例008：交流串入包流，引发全厂停电77案例023：网控直流系统串入交流信号造成运行机组跳例179案例024：设备误停电裂故180案例025：人员误碰跳闸180第一章发电机事故案例案例OO1.：发电机漏氢申请停机临检一.事故前工况2005年01月20日09时15分，发现#1机定子水箱上部有微量双气，联系检修检查。2005年01月20日I1.时（X）分，确认发电机内部定子水系统存在漏点，决定加强监视维持运行，并与刑度联系等待时机停机处理.事件发生前：*1机机负荷790Mw-事故发生'扩大和处理情况1 .事故发生过程：#1机定子水箱漏泄H:增大，漏乳率为8%.#1机定子水箱漏清疑有漏泄增大的势，决定请示网调2005年01月24H17时30分.2005年01月24日19时30分,停机.2005年O1.月24日21H30分.2005年01月24日22时13分,2 .出故检杳过程:网调同意#1机停机IS检120小时.M1.发电机解列。2005年01月25日09时30分，检修人员翻开#1发电机人孔门,进入内部检2t发现漏点在坳Iw9点钟位置汇水环处,需进一步确认.2005年01月25F1.16时00分，翻开*1发电机励网上端靛，确认励侧汇水环上9点钟位跣的焊接板（与固定支架栓接用）与汇水环焊接处有一道长约35mm的裂纹，进一步检查发现9点钟位置弓形引线固定支架外侧固定蝶性阍裂.3.事故处理过程：2005年01月26H01时00分,2005年01月27H06时00分,2005年O1.月27日20时00分,2005年01月281.20时58分,对汇水环裂纹进行了焊接处理。对断裂的螺栓进行了更换.临检结束，报需用。ff1.机俎井网。.事故发生原因分析1.事故根本原因：IiiFoi发电机端部振动大，加之发电机端部弓形引线与汇水环的固定结构不合理，使9点钟位置弓形引践固定支架外蚪固定螭检M24X500）机座恻姆税应力过大造成蝶检断裂.又因为汇水环9点钟位置饵接板与汇水环焊接角炸肉不饱满，没有形成例滑过渡.在固定螺栓断裂情况下，应力加大产生裂纹造成河乳.在2004年#1发电机JR大修理中，发电机线棒更换后，物恻汇水环装配可能存在受力不均.致使9点钟位置固定点受力过大，固定件在振动作用下疲劳断裂.2.事故直接原因：发电机劫他汇水环上的焊接板焊接角缱产生裂蚊造成漏氮。四.事故损失情况序号项目损失1机组停止运行时间69.78小时2机组少发电At4782万千瓦时3少发电量的纯利横失741万元4机俎再次启动耗油吊198.9吨5设备损坏费用0元6前置新设备费用0元7检人工费用5000元8检修材料费用I(XXX)TE9再次启动费用75.76万元10其它费用0元五.事故暴露出来的问题1.对俄供发电机存在的问题，特别是机械结构上的问8S研究的不细致，对可能发生的法陷评估不全面.2.对承榄#1发电机大修的承包商（上海汽轮机发电有限费任公M）的技术监督管理和脩工过程控制不产，六.防止事故市复发生的对策、防范/整改措施序号勿范措施执行人览督人时限1焊接裂W3清除泄漏点。已完成2史换断裂螺栓.已完成3在2号发电机近期D级检修时,翻开励侧端或检龙汇水环焊接部位及固定情况,发现问题及时处理“2(X)5.05.311认真总结和分析1、2号发电机端部结构缺陷.借赛俄供同类型机组改造经骁，适时迸行诙出适时iS行5在两台发电机端部结构彻底改造之前，一但有停机时机.即翻开励侧端盖进行检查,发现问题及时处理，适时进行6加强两介发电机运行参数监视和分析,出现异常情况应及时采取措施.；1：现峻胁机组平安说行的情况，按规程规定及时停机，防止事故V大.长期7技术隘督和质校监杼部门严格把好技术监督质地关。长期案例002：发电机F同期合闸造成设备损坏-事故前工况«1机准符并网。-事故发生'扩大和处理情况1997年9月1511.发电厂(2x500MWX号机组因甘同期合同.造成1号主变(3X210MVA)A相严重损坏，全厂停电。9月15日1：42,I号机9带320MW运行中,1号炉(直流炉)，15号强制循环泵电机电缆引线放炮.开关柜瓠光短路,致使厂用H1.6kVA段利380VA段失电，I号机用被迫停运.Oh47.厂用电/宜送电,03：20.I号炉点火时发现1号机"主变差动"光字牌壳，也保护有姊牌，板衣未发现异常,06：41,发电机经零起升压试脱未发现问胞.07：2().1号机经5012开关用准同期装置与系统并列不成功,将同期装置退出,停止并网操作。07：22.值班员听到沉例声响,发现S0I2开关无人锋作的情况下自动合例.I号机有功记录表指示从O瞬间升到140MW,又回到O,并出现“主开关进战差动”、”开关误合保护”、“主变差动-、“F变重瓦斯”、“主变压力样放”等故障信号5012开关跳闸.与此同时，2号机组主变差动保护动作开关跳闸，俄出力467MW,机组停运。造成全厂停电。现场悔查：1号主变A和上部瓦斯继电器恻法兰处炸裂.漏油起火，将火扑灭：本体东侧加强筋两处焊口开裂：上部加强筋三处出现裂纹：本体变形向外鼓起.1号发电机揭盅检Sx试脸正常.经检自，I号炉15号强制循环泵开关电缆引跳接头螺检压接不紧，放电短跖造成6kVA段380VA段母线停电.2号机组检查未见异常，确认是差动保护误动，更换插件传动试脍正第后，于II：33并网运行。=.事故发生原因分析调查分析时从故障杀波图上百到5012开关于1：43、7：22和9：45在无操作的情况卜3次自动合制.第一次是发电机解列后，在无励於状态卜合，保护动作后跳开：第二次是发电机待井状态下合间，发生非1可期并列，保护动作后跳开，裂故冲击电流导致1号主变A相故障：第三次是发电机在检修状态下合闸,保护动作跳开.经查找发现从朱控室主拄室间5012开关的二次控制回路电缆绝缘损坏，故障点是基建施工时做的接头，出于包扎工艺不良，导致电缆绝缘受潮后击穿，同期介闸回路被短接，造成非同期合用.1号机俎于今年8月份进行了大修，未能发现二次电缆绝缘缺陷.另外,直流接地报警装跣因彳手故砥多年未投，失去了绝绿监视.四.事故损失情况略.五.事故暴露出来的问逊略。六.防止事故垂复发生的对策、防危/整改措施目前各种自动同期装置已广泛使用.非同期并列事故很少发生.该厂非同期合同耶故给或减速信号脉冲宽度.（9月2日自动同期装置厂家已将DEH脉冲增加至220优）（9月5日发电机自动同期并网良好）3.在机蝴启动前将DEH装置与自动同期装置的四配调整好案例004:发电机故障烧损-事故前工况某电厂一台进I的350MW汽轮发电机在基建安装完毕、盘套启动进行短路试验时勘端发生了短路故障，发电机严重烧损,该机定子和转子分别为不同国家生产，出厂时未进行整体组装试骁。发电机型号为5OUT2IE106型，定子缓殂结战为单Y,额定电压为22kV,额定电流为IOsO6A,冷却方式为水一氢一级.城气压力为0.4MPa.内冷水压为O.24MPa（内冷水箱充氮密势）.励磁方式为并鼓勘（机端变修止可抄硅整流八试股时在主变高压（W出口接一短跖戏，并采用6kV厂用电源作为临时励底电源。-事故发生,扩大和处理情况I1.月21H机组整套启动,于17：OO转速升至3000r/min定速,并做好了短路试脸的各项准备。因该机是第I次加励磁通电，试脸前退出了发电机负序过流、发电机差动、发变组基动等保护装置的跳闸功能,待试验检查.自18：50开始到22：10,中方试验人员将发电机电施分别谓整到500、Wo0、5000和890OA等4个工况，分别对发变如电流互感器二次、负序保护接线、差动保护相位及其整定伯等的正确性进行检告试验。上述试胎结束后于22：27.负资指将和舂与调试的外方技术人员开始对发电机励破洞节器参数进行整定调试，将发电机定子电流调整到额定（ft.正在外方人员试险时，约23：04中方值班人员发现发电机氢气压力升高，并突然由O.419MPa升到O.490MPa,发:电机内冷水法用泵联动投入.同时表盘上出现-发变组差动保护动作”等信号，发电机灭租开关跳闸，定子及转子电流指示为零，23：IO开始.值班人员将发电机内冷水泵和机、炉设备等相维停运.并从发电机内放出大量黑水。检杳事故追忆,显示23：04：25.352发电机6kV临时励磁电源过流保护动作，开关跳闸、并联跳灭避开关。并显示自23；04：19.161?23：04：20.702时段内、发电机负序、发电机差动和发变机差动等保护相差启动报警.同时,23：03：28.855至23：04：57.772之间,内冷水导电率超限保护（Max28HS/Cm）曾3次启动又返回延时5s跳fH）.事故发生原因分析1.故障部件解剖情况抽出发电机咕子井撇除励侧大端盖后，对发电机故障损坏情况进行全面检杳,发电机w相过桥戏烧爆断为I.Im,该过桥线为¢45/20mm的紫钢管，绝缘厚8mm,总长约4.8m,绑扎固定在时钟位置4至10之间的绝缘支架上.过桥线烧熔断部位在7至9区间内.Mn处两例铜管向绝缘内延伸烧熔分别的100mm和Xomm.整个过桥线绑扎带均有流胶现能.除断口附近外，其它部位绝缘外表无明显过热现象过桥跳熔断中心部位邻近的IU1.、2UI接头及我两例紧邻的2个下层线棒的接头处等均放电起义.不同程度被烧损,水室烧。孔洞.其中IU1.接头反面被烧熔约100mm长的缺I.说明该处发生了相间弧光短路.过桥线熔断区段附近的绝缘支架、发电机卜层战棒端部绝缘亦不同程度被烧损，玻璃纤维支撞环炭化深电流增大后，该法陷部位首先过热熔斯，导致了此次事故的发生，分析其过程是当发电机的电流增加到额定值或接近额定电波时过桥线缺陷部位温度急剧升高.附近冷却水沸腾汽化，阻塞水路.缺陷部位温度继续升而，以致熔断。塔断口处两擢钢管在电贝作用下,被迅速烧熔，并烧坏绝缘，氮气、培钢、绝缘污物大量进入熔断的铜管内，随着副管熔断长度不断增Jjii.电飙在发电机电势维持下拉长、扩展,烧损附近支架和线棒端部绝缘,导致W相与u.V相间短路，引起维电保护动作，跳开临时电极电源开关，联跳灭磁开关，发电机灭破，卜清楚显，这次小故是W相过桥戏制造顽笊不良造成，制造厂应负全部所任，四.事故损失情况经屡次该划，外方已承当责任和全部修女费用.五.事故暴露出来的问题该发电机是国外某公司供货,但承当定子生产的厂家未制造过该种类型和这么大容飙的汽轮发电机,块乏经5金,出厂时亦未整体组装进行必要的型式试脸.制造质量是机组平安运行的第一道关，是根底，所以牛.产商确实定要慎取.水路堵塞导致发电机跳棒过热故隙不乏事例，但烧损过桥线还不多见，这次事故说明，不管新机组投产还是在役机组大修都应重视分支流量的试验.目前已有这样测试手段.也提解我们，尽管过桥线故障少见，但对这样重要部件的制造质房应当加强旗域监控.该机W相过桥线冷却水出口装有测温元件,但未弓I出接入计算机,运行中失去监控。过桥线和引出线不同于线棒,其温度无法监视,因此监视其出水温僮是十分杀要的.该次故障,发电机差动等内部快速保护虽然动作.但跳闸功能未投入,延线了故障切除时间。从防为主考虑，及早投入内部保护是有益的，应在有关调试规程中作出规定。六.防止事故里怎发生的对策、防范/整改措施略.案例005：发电机线圈短路事故-事故前工况机组运行正常，有功240MW,无J90MvaTe-事故发生,扩大和处理情况12月30H21：30.机组定子匝间短路光字牌亮，随后大、小差动保护动作，发电机跳闸，并伴彳i爆炸声响，现场检杳发现发电机中性点接地变压器铁壳防护柜炸开甩出，中性点变压器线圈有火苗，局部过热报警仪抽取H2样的坡辅管断裂处有火焰喷出，发电机出线垂直段三个封闭母纹外无底部均烧熔成大洞,现场进行灭火工作到21：40结束.三.事故发生原因分析1 .检查情况I）机内端部线圈未发现异常.但第I1.号槽缓圈端部水接头并头套（俗称板烟中）处有漏水由制造厂处理修复.2）机外的出线套管处，有一组H2冷却潞冷却水引水管处有裂缝漏水，己有数天之久，潴水地点面垂宜段封密母线A相较近,已由制造厂协助处埋解决.3）中性点变压潺严重过热烧毁,修理时查出高压线圈里层多处匝间短路,二处有明W烧焙.案例006：发电机定子绝缘损坏重大事故-事故前工况”1机负荷360MW,无功出力为1荷MVan发电机出口电压为17.8kV,定子水流量、压力及发电机克体乳压均正常,发电机主开关610号并入220kVI母线，二.事故发生'扩大和处理情况6月9日2h16.#1机组运行中跳闸，变发电机保护屏及机如控制台事故打印记录为：发电机100%定子接地保护（主保护）、95%定子接地保护（后备保护）动作,同时，在机组控制台的MCS发电机定子绕组温度趋势记录中,查出有两点不正常升高（定子线圈温度高报警值为120C）.这两点温度分别是：6H00.O2511X的显示值（发电机定子线岷2号槽的温度），从20：51起由63'C开始升高，至J20：59后枪定在84C,另一点64400.029TTX（在MCS上显示为20号槽第十二段温度，后来在发电机H部线悻取出后，SM4W.029TTX显示的温度值为53号槽线样的温度）.从20：57升始升高,由76C持续上升到21：16机组跳闸时的1I9C（机如跳时后，该点温度最高上升至1239）.#1发电机停机经初步检也，确认定子绝缘损坏。厂里成立了以厂长为班长的步故调农小组和事故抢修小组立即将事故的大致情况向上级公司的有关部门及领导作了汇报.同时向有电力公司及调通局有关领导作了汇报。6月19日00：05,按省中调的指令将备用状态的2号机组点火开机，191110；35井网.三.事故发生原因分析1. «1发电机检查结果及设茶损坏情况至7月IO11.对发电机进行全面检杏试验。在抽出发电机转子后，取出有关绕粗然峰检查,其结果如下：1） 2号槽上层线棒端部（励诲机涉外衣有长约I米的明显过热热透，2号槽上层级棒与相邻战棒间的填充绝缘檄胶过热损坏。2） 53号槽下层或棒两端的渐开税绝缘有过热痕迹且该线棒直线后部励洸槽口至端部垫块之间.有约95mm长的明显爬电痕迹,端部垫块有IOX1.Omm2的过热点.3）用内酸镜对已取出的线棒（共取出24根,其中上层23根.下层I根）和能聊检查到的线棒两端井头套151处检件并录像,并将2号棒两端并头套锯下，导规局部也锯下几段，用肉眼观察,结果如下：堵塞37处（估计占总通流面枳三分之一左右3严里结垢20处中度结垢K）处,轻度结垢67处，良好IS处，清洁2处，结垢主要发生在线棒两端的井头食处，旦出水端比进水然严至，上层线棒比下层线棒严田，2号线棒的总线段透光良好，用肉眼在根本无垢.4）城棒内腐蚀垢物的化粉结果：“垢样外观：红褂色紫状：样品枯燥后：性脆、极易分放成小颗粒:垢样化学成分:CsO-S%:CUo-O5%剩下的是亚微米纸铜的球状粒子、另外委托南京大学现代分析中心对垢样进行检测分析，测定垢样的主要化学成分是洞.98年10M.国家电力公F热工研究院化学所对腐蚀垢样也进行了化验和分析其分析检测报告指出：腐蚀产物的主要成分为单质，且单质钢为铜的腐饨产物Cu20和CuO的二次反唬产物。5）发电机其它局部的检查结果：转子及定子铁芯完好,根据检查结果,确认1号发电BTA加药试验过程中，发现定了一水系统除盐装置的树曲对BTA有吸附作用,所以将该除盐袋置退出运行.系统参加BTA以后，定于水的铜含量有较大幅度的下降（变化范阚在20ISO微克/升）,但PH值也略有下降，电导率变化不大。由于对定子水指标控制认识缺乏,缺乏工作经验.认为定子水的铜含量下降后，铜导线的腐蚀就得到了有效的控制,因此,对于pHft低于燃程标准（68）未引起重觇.BTA参加定子水中后,使得定子水的PH值有所降低,为了维持PII值，应该向系统参用乙解氨。但乙醇假参加后，又使得定子水的电炉率她以控制，在BTA的影响下，定子水的含铜从、电导率以及PH值成了交叉的矛西，而化学人员没有羟验，造成几个指标时有担标.从下故分析的结果来看，定子冷却水PH值偏低，是造成发电机定子钢导战腐蚀的正要原因之一.5 .运行方面的原因分析事故发生后，将定子绕组温度及其它有关数据进行统计分析。发现各绕组的温度都有缓假上升现象，尤其是029TrX（即53号槽）温度上升速率明显增加.这一现象说明,平时的运行分析J1.作存在漏洞,没有对发电机的境用温度进行全面的、长期的跟踪分析，致使未能及时发现发电机绕组温度的异常变化.6 .W故扩大原因定子境组温度测点少.且布置不合埋，是造成事故犷大的原因.本厂发电机定子内安装有12个绕组温度测点,安装在槽内上、下线棒间：6个帙芯齿部温度；6个铁芯体温度：4个铁芯端部温度。这些测点的题盖面较小,它们不能全面反映发电机内各部位的温度变化情况，特别是定子水的回水也只是有一个温度测点，它所反映的温咬是定子绕组总的回水温度,所以对单个定子内冷却回路的温度变化没行监视手段."1机犯跳闸时，2号槽战棒温度只有84C（报警补度为1200,而该线棒端部渐开战绝缘己过热损坏，没有对发电机定子绕组绝缘起到有效的保护，综上分析，导致发电机绝缘损坏事故的主要原因有：1 .定子内冷水系统及其补充水系统,发电机器衣测量装置在设计制造上存在一定缺陷.2 .化学流督和水旗指标跟踪分析不力。3 .运行过程中没彳r更视对发电机各部温升分析，未能及时发现陪患的存在.4 .检修部门没有按规程做好定期的冲洗.因事故H接损失及修双的时间超过t电业生产事故调杳规程:，时一般事故的定义范围，故此'”故定性为“无大设备损坏小故”。四.事故损失情况比接损失总计人民而：728.8万元五.事故暴露出来的问题略.六.防止事故圭亚发生的对策、防地/整改措施1 .更换I号发电机2号槽上层线棒与S3号槽卜层线棒，2 .寻求G正确的酸洗方案，对I号发电机定子块级iS行酸洗、去除结垢。3 .加强机组运行时的化学赛督.严格按照生产厂家的水质标准控制，厂家未提供的水质指标参照国标控制,发电部针对两台机组的定子水系统运行状况,已作出了相应的规定.4 .加耙发电机各个多数的运行分析，及早发现何题，及时处理.四.事故损失情况略.五.事故暴露出来的问题略.六.防止事故圭亚发生的对策、防范/整改措施1 .制造厂家应确保产品的工艺杭埴,保证料子葩缘不受损伤，通风孔内无金属E期及杂物。2 .安装转子前应对发电机静子、转子进行彻底清理(特别是通风孔及通风道)，不褥将金的杂物遗留在发电机静、转子中：3 .设备在到达现场以及运输过程中要确保密Jh以防治水；4 .施工中要保证发电机枯燥防止受潮，特别是发电机涉f及气冷却水不能4漏水.案例009：发电机定子接地故障-事故前工况机组运行正常。二.事故发生'扩大和处理情况7月17H10：3(),运行人员发现“绝缘工况仪”发出信号,经检修人员处理后，信号消失，重新投入显示E常。16：00,运行人员抄表发现，发电机定子设圈温度巡测仪第48槽槽内温度显示"一”异常超温佶号.16：16.定子接地保护动作跳闸.抽出转子检查,按地故障点在C相汽机OK48号槽，上层线棒从汽侧渐开线开始到楸内140Omm绝缘产期过热,坡严里:的一处信门I4mm烧断约4(X)mm.里面的空、实铜线烧辂成铜湾,距烧阍处约3«Omm的槽内I/4空、实铜线烧掉,即6(J()mm处.每根空芯铜线因过热早.双凹陷形,48号线棒渐开线处有6处通风不良部位葩缘严重过热，绝缘发胛变解。下层战棒约有15Omm长绝缘被电弧烧损，射应铁芯第12段17段长度约为497mm受到不同程度的烧损,烧损深度总深达30mm,47号槽上层线棒绝缘外表烧损氏度150mm.三.事故发生原因分析初步分析犷故原因有两种可能性，一种是48号上层线棒在故障必严也部位因钢战断股，另一种是股向绝缭破坏(包括排间绝缘损坏).两种原因均最终在该处出现电弧引起高强，导致铜线烧熔、绝缘烧坏.关于股间绝缘损坏原因分析也有两种可能.一种是绝缘先天制造不良引起，另一种可能空芯铜线堵塞产生高海，经过一段时间后，使该部位葩续受热老化，主绝缘、匝间(排间)绝缘遭受损坏。四.事故损失憎况略.五.事故暴露出来的问题略.六.防止事故里亚发生的对策、防黄/整改措施1,进一步贯彻部颁有关大型汽轮发电机降低氢气湿度和防止机内进油的有关规定。2 .加强定于或a定子铁芯和进、出风潮度瞌视和。关在线监测:装置的维护.对于大型机组建议每一小时抄表一次。3 .应严格按西部安生技199486号文要求用发电机端部绝缘外表电位测球法进行试验,测量部位除手包绝缘接头外,还必须包括过渡引线并联块等部位，以消除各种绝缘缺陷.4 .建设汽轮发电机定子接地保护一旦确定为机内故障,由发信号改为机组跳网.以防止事故的进一步扩大.5 .加强时定子内冷水系统的技术管理，加装定子冷却水反冲洗装P1.在机组大小修时应进行定子反冲洗：每次大修要安排定子线棒的流fit试骗，运行中要注意监视定子出水温度差.防止定干空芯铜线因严重氧化或出现其它杂物被堵塞.定于内冷水及其冷却水的沌网应及时检食清洗，案例010：发电机定子相间短路事故-事故前工况机组运行正常.-事故发生,扩大和处理情况5月15日18：31.#1见主盘发出“定转子接地信号”,后羟检或为定子接地保护时间维电器出口信号灯亮,灯复归不了.在检查发电机系统时,该机于18：36跳闸停机,从定子接地保护动作到机组跳闸间隔Smin,主盘“发电机纵差”、“发电机变压器纵差二“发电机转子过电压”、“定子厘间”及“主汽门关闭”等发故侑号发出，随后发电机“断水”光字牌亮.Ifi开端羡检查.在励磁机侧发现.A和过渡引线并联块处严重烧损,在A相过渡引线绝缘外表有一条从接头烧根处到绝缘支架的明U用电湛迹，宽约IOmm,深约卜-2mm,长约600700mm。与A相同一位祝的B相并联块绝缘盒已炸裂，B相接头及软联接头蟠打局部铜线烧焙.C相38号槽接头引水管推体局部铜线烧断.其对应内端康上有一条烧熔的沟，烧熔的沟处在内端盖绝缘板之接缝处，此外，内端盖3点钟位置处2条固定螺松烧炸，对应内端靛蝶孔也烧伤，螺栓处绝缘烧坏。=,事故发生原因分析事故后检查过渡引城并联块的绝缘盒，盒内绝缘埴料不酒，过渡引线铜线有外隔，局部接头绝缘不良，运行中机内油污及级气湿度大等情况形成爬电接地，而今致相间短路.过渡引规并联块的绝缘盒是安袋单位在现场安装，由于安装空间小，加上结构设计有缺Ffi.以致曲下绝缘缺陷.而在通常交接的交、直流耐出试验中乂难于发现此缺陷.而留下事故隈愿.四.事故报失情况略.五.事故暴露出来的问题%六.防止事故玉复发生的对策、防意/整改措施略.案例012：发电机转子匝间短路故障-事故前工况机组运行正常。-事故发生、扩大和处理情况4月2日.某发电厂#1发电机发生转子匝间短路接地故障.在停机前出现过二次瞬时性转子接地信号，经检杳发现发电机两侧小端盖螺栓、盘下装置上端盖等处有1.性，除杳有关保护及外部励於回路等均正常，判断为转子匝间短路接地故障，即停机检蟋，停机后，测加大轴底密为20-75高斯.盘车上盖与大轴缝隙处为1301.斯励网小端我嫁桂端头为120高斯.密封瓦及转轴颈大面枳烧伤.轴瓦上有点状烧伤痕迹.拔下汽例护环，发现距然面I4mn.对应19号、20号梏的绝缘瓦块（二层）烧穿,揭开绝缘瓦块后，发现S极7号线包和8号发包（每极8个绫包，最小发包为I,最大为8号）两税包表层线附近有短路痕迹,包间绝缘隔板烧一沟梢,深15mm.长约I1.Omm,8号线包表层线地故障点处有一个9X10mm的缺口,电烧伤护环呈龟裂纹状，.事故发生原因分析经对护环内外表粘结物取样化脸.测得做巴区内裙的含量为51.7%.怕元素不是护环钢和钢战应有元素.经有关中家分析认为，是在制造过程中转子汽偏端部遗剧有铝金属（如铝料等），羟长期运行移到7号、8号战包间造成两包桥接匝间短路，继而烧穿地绿瓦，四.事故损失情况略.五.事故暴宛出来的问题%六.防止事故重复发生的对策、防黄/整改措施略。案例013：发电机内漏氢问题分析发电机采用“水、笈、Mm冷却方式,运行中一旦发生发电机机内漏箱事故,必须降低出力甚至停运发电机组,而旦处理发电机机内漏乳事故的停机时间般都较长，显然，这对整个发电厂的运行效益是十分不利的.所以,有针对性地采取有效的预防措施防止“水、氮、级”冷却方式的发电机机内漏缴就显得非常用耍。现对某电厂水-乳一氯冷却汽轮发电机发生的两起漏黑事故处埋过程中发现的一些何胭分析如下：发电机机内漏氮的判定发电机机内漏翻主要是指机内双气漏（港）入机内现气冷却水系统、定子冷却水系统管路中，然后随着管路中水的流动进入大气中的现象.1 .发电机机内氢冷水系统漏级的判定在正常运行机内氮气湿度根本一致的前提3当发现机内补氮埴和每班排水砧均明显增多时，依次隔离氮气冷却器6-8h,如果补乳量恢复正常（机内排水量不一定然少），那么可判定机内氯气已漏入某一氨气冷却器中.2 .发电机定子冷却水系统漏班的判定1）在一定时间内发电机补氢量与通常相比明显增加。2）发现补乳员明显增加时，关闭定子冷却水箱排空门I-I5min.定于次却水箱压力也明叔升高：3）上述两条件均成立时，从定子冷却水箱排空门取气体样化验.气体中含氮地超过50%或比平时高出10%左右。以上三条件同时成立时,那么可判定机内氯气已闻入定子冷却水系统中.二.泯氢点的查找'处理及试验3 .漏缴点的更找I）确定发电机氧气冷却器漏氯后，降低发电机出力（以运行氢冷却器出口水温低于60C为准）,关闭故障氢冷却器冷却水进口门,排干冷却水后再关闭出口门.拆开故障冷却潺水带侧，逐条钢管查找，直至杳到损坏的钢管为止。变到损坏的铜管后，用加工好的钢头将其两跳堵店，然后恢发冷却器的正常运行工况,2）确定发电机定于冷却水系统漏氧后，最多运行72h必须停机，停机并具备条件停盘车后,先拆开发电机外端盘、内上希盅、定子冷却水进水管并加装了标准压力表带法兰盘的小管，吹干排净机内定子冷却水系统残水后，关闭定子冷却水系统进出口门.然后，从小管处向机内定于冷却水充入含20%左右辄利昂（或10%左右氮气）的压缩空气，用囱素检测仪（或氮质谱仪）反复查找温点.假设一时查不出来,还可以翻开出线汇水管军人孔门甚至发电机内下端盖查找漏点,直到交出漏点为止,查海的重点部位是：机内汇水管进水管法兰、与头、引水管、引水管接头，出战汇水管小型引水管、引水管接头、总出水管法兰。4 .处理及试验根据涮点发生的具体部位,分别采取不同方法处理好训点后必须进行有关电气和气密试验才允许恢复发电机的备用状态。I）电气试验按O）I.T596-9%6电力设备预防性试船规程执行.2）定干冷却水系统单独的气密试5金在封闭发电机端趣之前进行.试5金方法是：通过定子冷却水进水管处处接的小管向机内充入0.35MPa的压缩空气,保持2h（制造厂无此要求）.观察表计指示气压仍无变化，即可认为机内定子冷却水系统双气泄漏点处理合格。3）发电机本体整体气密试验在封闭发电机端施后进行,试验方法按制造厂发电机说明15执行即可.三.发电机内漏复问题的分析与建议#1发电机漏班点在出线汇水管小室山水管法兰根胶绝缘垫处，#3发电机漏乳点在机内励端汇水管法兰后弯头第2道煌1.1.处.I.#1发电机处理漏辄点发现的问SSI）湖乳点法兰维缘垫片已严重老化腐烂.2）法兰绝缘垫片内网孔、螺孔明显不是冲孔.而是用剪刀乱麻的,极不整齐.3）法兰葩缘垫片受力后的变形（一边屏一边薄）说明螺栓受力明显不均，根据以上检食结果，并结合#1发电机在大修后做交流耐压试验时，因机内定子冷却水系统绝缘太低而无法进行,之后拆开定子冷却水系统谑网检近.发现2条氏约80-120mm.宽约IOmm、厚约Smm的绝缘胶条己高度膨胀、碳化的情况,经征求制造厂意见后更换机内全部法兰垫片.及通风孔进行清扫后，用万用衣刈得传了滑环对地电阻值0.566MO.7月15Id18时35分.北重技术人员到达现场,在厂家技术人员的指导下，再次对正极处进行清理，清洗干净后,用拨杠挑转子滑环正极引线(短引城)，并随时用万用表监测正被对地电阻位,正极对地电班没有变化，确诊接地点在转予内部.7月16日早4时,专家到场进行检查处理.测量绝仍不见好转,用乐降法进一步试验,初步确定按地点在滑环冏近。7月1611上午8时，我公司技术人员与厂家技术人员王大伟及外清专家杨松波共同研先决定,按2#发电机抽转子检查进行准各工作,同时用一切手段继续检查接地点，特别是滑环至护环处.7月1711上午10时，热电分公司技术人员到现场后，做相关抽转子准备，同时协助对发电机引线处及滑环处进行彻底的消埋，消埋后测量绝缘电阻为8MQ(规程规定为0.5MQ).疑心接地位置可能就在冰环处,决定对滑环及引线消理后用无溶剂胶进行涂刷,处理完毕后，用500V摇表检查朴干绝缘电阻仍大于8MQ,合格，分析认为假设维续抽转子检查，极可能找不到故障点，决定在开机过程中继续试验,假设再不出现故障现软.汇报调度恢狂备用，假设出现故障点，继续用各种试验手段查找.直到找到为止，然后决定是否抽转子处理.7月181.IO时开机冲转迸行备转速下的试验工作。升速开始后对转子进行匝间短跖试验,在0转递及500转时正常，测发交流班抗、对地电KKft正雷.在100O转时进行交流阻抗试验前,用万用表测冰为600KQ,在12(X)转时用万用表测得绝域为3K。.将转速降到0,再用250V插表测崎，绝缘为0.4M,7月18H16时，为了排除水路影响，断发电机转子内冷水，用250V擢表测得绝缘电阻为05MC.再进行升速，测量短引线对地阴ft,在转速升至3000转的过程中.短引线对地电阻值不稳定，排除海漏水引起接地，判断转子接地为动态接地：采用在正负极何加交流电流进行冲击的方法来将动态接地变为永久性接地，在球次冲击后，测球长、娅引战对地电阻值无明显变化.转速升至3(X)0转后，继续用交流电流冲击，用万用龙测址短引线时地用值还是不柳定：转速下降至。的过程中,测量长、短引线对地电阴值仍然不枪定.7月18日22时，专家杨松波、厂家-E大伟和我公司有关人员讨论：在行动下，长、短引线对地电阻值不稳定，停止状态下可能会稳定，最后决定停机检杳.7M19H2时停机后用万用表测短引线对地用值为IOQ.长引线对地为11Q.用直流压降法试段数据如E：电流362A,正负极间电压为54.5V,正对地电压为25.5mV,负对地电压为54.5V短引线而#1线包电压I.I959V短引线#1线包对地电田1.16V,短引线#2线包对地电质4.146V短引找#3钱包对地电压7.86V,坦引莲#4戏包对地电压12V短引线#5线包对地电压16.2V,短引线#6筏包时地电压20.5V短引线#7线包对地电乐25.16V.长引找“7线包对地电压29.09V.长引城*6城包对地电压33.7