典型事故案例汇编

1、典型事故案例汇编一、红叶二级电站#2机组事故停机二、红叶二级电站红茂线C相接地事故三、红叶二级电厂1#机组异音处理四、红叶二级电厂35kV红狮线N9杆塔倒塌五、红叶二级电厂110kV叶子线及1B主变事故报告六、高砂公司#3机组烧瓦事故七、岗市变220 kV电抗器故障分析及处理八、广安发电有限责任公司#34主变绝缘损坏事故 红叶二级电厂 2009-08-23红叶二级电站#2机组事故停机现象：2003年10月02日20点21分31秒144毫秒，上位机发“2GZX1推力瓦温度过高”信号；20点21分31秒479毫秒，上位机发：2F事故停机，出口断路器2DL分闸；20点21分31秒490毫秒上位机发“

2、2GZX1推力瓦温度高”信号。2F事故停机流程执行正常，（10月02日22点42分2F并网发电正常.）分析：当时的运行工况：全站总有功65MW，2F带负荷5MW,其余设备均在正常运行方式运行。事故发生后，立即抄录了上位机和现地测温屏上2F推力瓦温度，其值分别为：上位机ZX1为44°C，ZX2为44°C；现地测温屏上ZX1为43.9°C，ZX2为44.0°C。均未达到报警温度（定值：55°C）。推力油位正常（214.5mm）。现地检查ZX1对应的测温仪WZY1与ZX2的对应测温仪WZY2的各项系数设置，均正确一致；各整定值正确无误。进一步检查WZ

3、Y1仪表接线，均正确、牢固。为查明原因，我们模拟了WZY1动作的情况，分别是温度高和温度过高出口动作均正常，和上位机真实报警一致。说明事故时温度直接跳变至出口温度，回落经过回差后再报警。我们又进一步检查WZY1出口扩展继电器K1以及K1开出回路均正确无误。在机组测温接线盒4检查ZX1对应的温头回路三线间电阻均正确：对为2.13，对为117.3，对为116.5。检查未发现异常。在2003年06月27日2F机组也发生过一次类似事故，检查的情况也完全相同。以前，我站所有的测温仪WZY均使用AL1报警，AL2出口。2003年07月02日，中鼎公司彭进工程师将我站所有测温仪WZY均改为AL2报警，OUT

4、出口，其交代：这样可以避免因断线、短路、干扰等引起的误动作，当时模拟均正确。2003年07月16日，2F机组在停机约40分钟后发“2G下导瓦温度过高”信号，现地测温屏上WZY5显示ZX5一点的温度在150至正常值之间变化，检查发现是WZY5后端号端子松脱所致。综合上述现象，我们分析认为WZY仪表不能有效避开温度跳变引起的出口。我们需要进一步向厂家了解其能避开的跳变温度的斜率范围，以便采取相应的应变措施。红叶二级电站红茂线C相接地事故一、 事故前运行方式：事故前1F3F均发电运行，1F有功20MW，无功3Mvar经1B送220kV红茂线；2F有功30MW，无功5Mvar，3F有功30MW，无功5

5、MVar经2B送220kV红茂线；110kV叶子线有功17MW，无功8MVar经1B送220kV红茂线；11B带厂用400V段母线；12B带厂用400V段母线；13B备用，14B供生活区、闸首及狮子坪施工用电，厂用BZT和自恢复装置投入。二、事故现象及信号：1、2004年07月25日15:50:03.426 1E线路C相接地故障，电流差动保护动作, 15:50:04.607 252DL C相分闸，重合闸不成功,252DL三相分闸, 15:50:47.64 1B主变差动一保护动作,201DL、151DL、1DL事故分闸；15:50:16.618上位机发“3G ZX4推力瓦温度过高”，3DL事故分

6、闸，3F灭磁开关QFG分闸，3F事故停机。2、220kV红茂线PRC0222微机保护屏动作信号有：操作箱上“CH”（重合闸动作）灯点亮，“TA、TB、TC”（三相跳闸）灯点亮；RCS902A “TV断线”，“跳A、B、C”和“重合闸”灯点亮；“收发信机动作”灯点亮，打印保护动作报告，发现高频、距离和零序保护动作，故障测距9.0km，故障相（C）相电流10.40A，故障零序电流13.73A。（后询问茂县开关站，茂县开关站故障录波测距#1屏75.2km, #2屏73.8km）3、220kV红茂线PRC31A06屏上动作信号有：RCS923A保护插箱上“A、B、C相过流”灯点亮，打印保护动作报告，发

7、现A、B、C三相失灵启动；RCS931A保护插箱上“TV断线”灯点亮。打印保护动作报告，发现差动、距离加速和零序加速动作，故障测距6.0km，故障相（C）相电流10.47A，故障零序电流13.75A，故障差动电流10.86A。4、1B保护屏有：保护跳闸1，保护跳闸2，主变差动（一）、跳闸出口、跳A灯点亮。3F灭磁开关QFG分闸、3DL分闸、3F励磁过压、推力ZX4温度过高，3F急停投入、导叶错位，3F保护屏上有：保护跳闸1、保护跳闸2，跳闸灯点亮，调速器柜上有网屏故障。1F灭磁开关QFG分闸、1DL跳闸，1F保护屏上有：保护跳闸1、保护跳闸2，跳闸灯点亮，调速器柜上有网屏故障，1F导叶错位，电

8、调故障。在上位机上三台机均有温度高报警信号。三、处理经过：15：50手动跳开2DL，15:51手动跳开41DL、42DL、62DL，15：52手动跳开202DL。3F事故停机，维持2F机组空载，1F手动停机，400V厂用电501ZK合闸正常，在合403ZK时，501ZK因失电（13B停电）分闸，15：55对2F递升加压正常后，16:10合上2DL对2B递升加压正常，合上42DL、402ZK、403ZK，400V厂用电联络运行正常，16：49合62DL正常。检查1F机组正常，16：55 1F机组由停机转空转，检查升压站一次设备发现2B高压侧CT A、C相和1E线路CT B相绝缘瓷瓶有类似电弧痕迹

9、，二次保护装置正常，汇报电厂何波、张德智。15：50汇报省调王强，同意改曲线为0MW。18：07经省调同意，对220kV红茂线充电且正常；18：10合252DL对220kV母线充电正常，18：24拉开62DL，18：28拉开2DL，18:29拉开42DL，18：30合202DL对2B主变充电正常。18：35联系省调王强同意2F并网发电，18：36负荷30MW。17:12联系省调王强同意，1B由热备用转冷备用，对1B主变摇测绝缘三相高对地：5000M，中对地：3500 M，低对地：20000 M，高对低；4000 M，中对低；2300 M，高对中：3000 M，汇报电厂何波并经同意请示省调向1B

10、试送电，19：24联系省调王强并经同意，1B由冷备用转热备用。19:41 1B由热备用转运行，19：42合201DL对1B充电正常，19：46 1F并网。19:50联系省调张宏图改曲线60MW。检查3F机组推力油质、油位，瓦温变化趋势及测温装置正常20：10 3F机组处理导叶错位工作结束，20:15 3F机组执行停机转空载，20：18 3F机组并网，由于红叶一级电站未开机带负荷，根据流量仅够带负荷60MW，21：35联系省调王强改曲线80MW。20：28倒厂用电至正常运行方式。20：52接省调王强令。合151DL对110kV叶子线送电正常。收集1B主变差动保护动作报告、保护定值、实时采样数据均

11、未发现显著异常，对1B主变外观及一次设备进行检查也未发现异常，初步判断保护动作原因可能系保护二次回路接线有误或保护误动作，需由专业技术人员对其进行检查、模拟。本次事故处理及抢修工作至07月25日22：30结束。四、事故原因分析及保护动作评价事故后，电厂专题召开了事故分析会，经分析：1、线路保护220kV红茂线于7月25日15：48分左右发生了C相瞬时性接地，对侧即茂县开关站保护装置检测到C相75.2km处单相接地，故障相接地电流1.15A，零序电流1.05A，差动电流2.17A，故保护于15ms后启动电流差动保护并瞬时跳C相开关，失败后经201ms跳三相开关成功，切除部分故障电流。本侧保护反应

12、时间较迟，保护绝对启动时间为15：50：03，单相接地时间较长，发电机继续向故障点提供接地短路电流，故障测距9km，单相接地短路电流10.4A，零序电流达13.73A，纵联距离、零序方向保护启动，动作于跳C相开关，经单相重合未成功，遂跳三相并成功。从故障性质和保护动作来看，两侧反应单相接地的保护均能正确启动并作用于跳闸。2、1B差动保护 252DL开关跳闸后，约经16s经人为手动解列2F，此时只有1F发电并带110kV叶子线负载。再经过27s即252DL跳闸后43s，1B主变差动保护动作跳开各侧开关。检查差动保护电流互感器二次回路接线，电流相位正确，六角图正常，但流入保护的不平衡电流偏大，见附

13、件4，无论是否带11B运行差动电流都较大。双套保护各侧采用相同的互感器的不同绕组，但相电流和差动电流的数值都相差较大，这也是另一套保护没有动作的原因。差动保护一般采用D级电流互感器，我厂的为B级。变压器各侧电压等级和额定电流不同，所用的互感器型号也不一样，因此各侧电流互感器的饱和特性和励磁电流(归算至同一侧)也就不同，这使得差电流本身就比较大，通过计算整定，流过差动回路的不平衡电流至少将为最大外部短路电流的10%。252DL跳开后，1B高压侧无电流，1B低压侧电流流向中压侧且中压侧二次电流反向。三绕组变压器差动保护的原理是把任何两侧电流向量相加，再和第三侧电流相比较，在此时就失去了两侧向量相抵

14、消的条件，二次电流都成为了差动电流。252DL跳闸故障被切除后，1B高压侧母线电压恢复将使主变励磁涌流增加，这个电流传变到二次侧数值也比较大，虽有比率制动和二次谐波制动算法用于对保护进行制动，但其参数设置得是否合理尚需检查。 1B、2B主变差动保护均采用微机保护，平衡系数的计算和整定都没有根据现场实际进行调试，完全采用厂家预置（厂家据设计值），从与厂家的磋商来看，还有调整的必要和余地，以减小正常运行时的差电流。252DL跳闸后，红叶一级所属110KV叶子线18km处又发生AC相间短路，经查152DL、151DL均未启动并跳闸，我厂的1B保护包括差动保护为其充当了后备。正常运行时，主变差动保护二

15、次回路中的不平衡电流较大，数值达到300400mA，暂态过程中的这一不平衡电流由于非周期分量的影响，数值将大大增加。220kV线路故障时，所有电源都要向故障点提供短路电流，电流互感器铁芯中将出现比额定工况大得多的磁通，252DL将故障切除后，电压恢复，这些电流互感器的铁芯将产生很大的剩磁，这个剩磁只有在较长时间内由工作电流的交变磁化作用，才能逐渐消失，在没有消失前，又遇110kV叶子线发生相间短路，由于剩磁的影响当短路电流的非周期分量的磁化方向与剩磁方向相同时，助长了铁芯中磁通的建立，铁芯进一步饱和，恶化了电流互感器暂态过程的特性，使差动保护各侧TA二次电流的差值进一步增大，只要达到保护整定的

16、最小动作值，保护就启动了。两套保护的TA二次电流和差动电流均较大，外部短路时都可能启动，从打印的实时参数可以看出这两套保护二次接线中的电流有差异，有时是这一套的不平衡电流大，有时是另一套的不平衡电流大，哪一套先达到最小动作值哪一套就先动作出口了。我厂已联系主变保护厂家到厂重新设置平衡系数，减小正常情况下的差流值，并检查保护的制动参数设置是否合理，拟联系设计单位对电流互感器的型式、性能进行分析。以上较为特殊的运行方式出现的机率小，也难以安排进行试验，保护动作正确与否尚难评价。我们对这一问题，决不回避，决不放过，迟早要搞清楚。3、机组保护 机组过速保护动作正确，轴承温度过高保护动作有待进一步查证其

17、正确性。五、防范措施 1电厂认真吸取这起事故的经验教训，从导致事故发生的各个因素深刻反思，查不安全隐患，查管理漏洞，查安全生产责任制的落实；搞好安全生产工作，防止类似事故的发生。2对220kV红茂线加强巡视检查，减少单相接地、相间短路等故障。3、要进一步加强安全管理工作。对1B差动保护的2套装置重新进行全面检查、分析、校核，保证装置正确，并对差动测量回路检测，同时要求红叶一级电站对其叶子线保护装置进行检查。4、彻底对电厂的继电保护装置进行全面校核，重新核对二次回路竣工图，加强技术监督，加强对设备的巡视，提高职工技术水平。5、电厂所属各职能部门要认真履行职责，不断完善管理制度和强化安全责任落实，

18、加强监督检查和业务保安，促进隐患治理。安全例行检查要严格把关，做到深入、细致、到位，不得走过场。要进一步加强岗位安全责任制管理，对工作中发现的问题要按照各自的职责进行处理；对查出的事故隐患，必须及时报告，逐项落实。要建立检查责任追究制度，坚持谁检查、谁负责的原则，对把关不严的检查人员，因检查疏漏发生重大事故的，也要负连带责任。要坚决杜绝安全生产工作中不负责任、敷衍了事的现象。6、要进一步加强职工安全教育，提高职工安全素质和应变能力。职工安全技术培训和考核等各项工作都不得流于形式。红叶二级电厂1#机组异音处理事故经过（包括事故发生过程扩大过程主要违章事实事故后果和处理情况等）：2005年6月4日

19、（星期六）12:45分根据调度命令，1F负荷由30MW减至20MW，当负荷减至28MW时，机组发出异音，各导轴承振摆全部越高高限，温度检测装置显示温度越高限，现地显示53.2，对1F各部进行检查发现声音偏大，振动偏大，立即将负荷减至5MW，异音消失。再次将1F负荷由5MW加至30MW的过程中机组在28MW时再次发生异音。将负荷恢复至5MW运行，异音消失。23:05分申请省调同意将1F机组解列停机退出备用，打开蜗壳进人门，对水轮机转轮部分和密宫间隙进行详细检查，未发现异常；对机组导水叶检查时，发现Y方向连续三个导叶立面间隙较大，约10mm。对1F机组导叶摩擦装置进行检查，未发现导叶有错位现象，对

20、1F机组机械部分进行全面检查调整。处理：清理了蜗壳内全部杂物，取出部分导叶摩擦装置剪断销，对机组导叶间隙重新调整合格；再次对机组各导轴承间隙进行检查测量，对机组主轴密封装置和补气装置进行检查，未发现异常。经有关专家会诊后，决定对机组开机进行试验。1F重新开机并网，在各种负荷情况下反复进行试验，异音已经消除，机组振摆及温度均正常。事故原因分析（包括直接原因间接原因扩大原因）：经反复试验，机组增减负荷在经过28MW时容易发出异音，此时导叶开度66%，主要是由于蜗壳内杂物过多，堵塞了导水机构流道，同时部分杂物进入导叶端面，在导叶开到66%时，部分导叶有卡阻现象，造成水力不平衡，引起异音，振动偏大。事

21、故暴露问题：设计考虑不全面预防事故重复发生的措施：1)、汛期河道内杂物过多，闸首人员在清理拦污栅前杂物时应设法避免过多杂物进入引水隧洞，洪水后应及时排渣冲沙；2)、厂房值班人员应经常检查机组带相同负荷时导叶开度、机组温度、振摆等情况，若较正常开度有较大变化时应及时汇报，安排清理机组蜗壳内杂物时要及时果断，避免情况进一步恶化；3)、机组导叶摩擦装置的设计与实际运行情况不太合理，应尽快改造导叶摩擦装置为剪断销装置，减小机组导叶立面间隙局部不均匀造成的水力不平衡。红叶二级电厂35kV红狮线N9杆塔倒塌事故前工况：由红叶二级电厂经14B近区变通过35KV红狮线向狮子坪施工单位供电，负荷2.2MW。事故

22、经过（包括事故发生过程扩大过程主要违章事实事故后果和处理情况等）：2005年6月17日10：49 我厂上位机发14B接地和后备保护动作信号，断路器62DL分闸，现地检查14B保护装置复压过流一段和过流二段动作，外观无异常。同时通知三江建设工程公司检查红狮线，11：35发现红狮线N9杆塔倒塌，通知电厂及相关部门。经现场初步勘察，造成事故原因主要为连日大雨，引发泥石流冲断N9杆塔拉线所至。处理：经检查红狮线其他地段无异常后，首先断开我厂闸首至狮子坪隔离开关和跌落保险，恢复厂房至闸首供电。其次为保证狮子坪部分单位供电，解开N7杆塔引流线，恢复部分施工用电。并由四川川能水利电力有限责任公司负责制定N9

23、杆塔抢修方案，鉴于原杆塔基址可能再次发生泥石流，重新选址施工，拆除原35KV施工线路N8、N9塔，开断通讯光缆和架空线；重新组立N8、N9塔，塔型为 35TX1-22及110J2-18，重新架设N7N10塔段通讯光缆和架空导线，导线型号为LGJ-95/20。事故原因分析（包括直接原因间接原因扩大原因）：直接原因为该地区连降大雨引发泥石流，冲断N9杆塔拉线，造成35KV红狮线N9杆塔倒塌间接原因35KV红狮线N9杆塔选址不合理，监督不到位预防措施：1、 重新选塔基地址。2、 更换35KV红狮线施工线路N8、N9塔型号，塔型35TX1-22及110J2-18。3、 加强35KV红狮线巡检。红叶二级

24、电厂2005年06月26日110kV叶子线及1B主变事故报告一、事故前的运行方式：1F3F发电运行，1F有功30MW，无功5Mvar经1B送220kV红薛线；2F有功30MW，无功5Mvar，3F有功30MW，无功5MVar经2B送220kV红薛线；110kV叶子线有功31MW，无功11MVar经1B送220kV红薛线；11B带厂用400V段母线；12B带厂用400V段母线；13B备用，14B供生活区用电，厂用BZT和自恢复装置投入，因35kV红狮线停电（施工），闸首由理县电网供电，红叶一级电站厂用电、闸首柴油发电机备用。二、事故现象及处理：1、事故现象：01、06月26日18:38:46随着

25、一道强烈的闪电和紧接而来的闷雷，上位机发“1Y线路保护装置 异常”、“1Y线路保护装置异常 过负荷”信号；18:38:47上位机发“1F机组出口断路器跳闸”信号，上位机上1DL分闸绿灯闪动，1F出口断路器1DL分闸，甩负荷30MW，机组最高转速142.9ne（机组过速保护定值145.0ne）；18:38:47上位机发“1T主变220kV侧断路器跳闸”、“201DL反馈丢失”信号，上位机上201DL分闸绿灯闪动，1B主变高压侧断路器201DL分闸；18:38:47上位机发“1Y线路断路器QF跳闸”信号，上位机上151DL分闸绿灯闪动，110kV叶子线断路器151DL分闸；18:38:47厂用40

26、0V BZT装置（低电压）动作，400V段进线断路器401ZK分闸，400V、段联络断路器403ZK合闸，厂用400V、段倒为联络运行正常。02、110kV叶子线1Y PXH330X线路保护屏上信号有：（1）告警箱上：“距离”灯点亮、“总告警”灯点亮；（2）信号箱上：“呼唤”灯点亮。无保护动作报告，18：50将以上信号抄录后，人为复归。1B主变PWBH122B微机型变压器保护屏上信号有：WFB103保护装置出口插件上“零序电流段t2”灯点亮。打印保护动作报告，发现1B主变中压侧零序电流保护段t2动作，动作电流18.36A（整定值13.80A），延时时间2.0S（整定值2.0S）。18：54将以

27、上信号抄录后，人为复归。1B主变PWBH122A微机型变压器保护屏上信号有：ZFZ981分相操作箱（1）三跳插件上“保护跳闸1”、“保护跳闸2”灯点亮；（2）信号插件上“跳A”灯点亮，信号插件上“跳A”灯点亮。无保护动作报告，18：55将以上信号抄录后，人为复归。1F机组PWFB105微机型发电机保护屏上信号有：ZFZ981分相操作箱（1）三跳插件上“保护跳闸1”、“保护跳闸2”灯点亮；（2）跳位插件上“跳闸”灯点亮；（3）信号插件上“跳闸”灯点亮，信号插件上“跳闸”灯点亮。无保护动作报告，18：57将以上信号抄录后，人为复归。1F机组调速器柜上信号有：面板上“调速器故障”灯点亮，信息屏内“网

28、频故障”、“功率故障”光字点亮。19：02将以上信号抄录后，人为复归。1B主变冷却器控制屏上信号有：“1冷却器故障”灯点亮。1B主变冷却器全停。19：04将以上信号抄录后，人为复归。故障录波屏上“录波”灯点亮。打印录波文件，发现110kV叶子线C相发生接地短路故障。2、处理经过：01、18:39在上位机上拉开厂用变11B高压侧断路器41DL。通知闸首周正将闸门控制权切至“现地”由其监视并控制闸首水位。派人检查1F机组空载运行正常，2F、3F机组均带负荷30MW运行正常。检查站内运行设备运行正常。现地检查1F出口断路器1DL、11B高压侧断路器41DL、1B主变高压侧断路器201DL、110kV

29、叶子线断路器151DL、400V段进线断路器401ZK分闸正常，400V、段联络断路器403ZK合闸正常。18：40将本站事故情况汇报省调方树，并申请本站负荷曲线自18：38修改为60MW。将以上情况汇报电厂厂长何波。02、18：45闸首周正汇报：因理县电网停电，闸首2坝区变停电、红叶一级电站厂用电中断，闸首由柴油发电机供电。全面检查1B主变及升压站内110kV设备无异常，抄录升压站内避雷器动作情况无变化，将以上情况汇报省调邓白波，电厂厂长何波。03、19：15省调邓白波令：合上1B主变高压侧断路器201DL对1B主变及110kV母线、10.5kV段母线充电。19：18在上位机上合1B主变高压

30、侧断路器201DL对1B主变及110kV母线、10.5kV段母线充电正常，汇报省调邓白波。19：20省调胡翔令：1F机组并入系统。19：21 1F机组自准并网正常，汇报省调邓白波，邓白波令负荷90MW。19：27省调邓白波令：合上110kV叶子线断路器151DL对叶子线充电。19：29 在上位机上合110kV叶子线断路器151DL对叶子线充电正常，汇报省调邓白波。03、19：25 1F机组加负荷后调整闸门时发现，柴油发电机不能带泄洪闸正常工作，只能带冲沙闸工作。此时闸首除柴油发电机外其余电源均已中断。因冲沙闸已全关，且闸首水位下降较快，19：30申请省调胡翔同意本站调频运行。为控制水位，将负荷

31、由90MW减至75MW。19：45红叶一级电站厂用电恢复，通知闸首周正将闸首电源倒为红叶一级供电正常，将负荷恢复为90MW。22：20理县电网恢复供电，将闸首电源倒为理县电网供电正常。将柴油机故障情况汇报电厂厂长何波，并派人随其到闸首进行检查、核实。19：49在上位机上合厂用变11B高压侧断路器41DL，将厂用电倒为400V、段分段运行正常。三、事故原因分析：01、经收集、分析1B主变保护动作报告及故障录波文件，并询问红叶一级电站，得知其站内110kV叶子线保护装置“距离”、“零序”保护均动作、出口。我们判断本次事故原因为：110kV叶子线（1Y）线路因C相发生接地故障，（我站）110kV叶子

32、线保护装置拒动，故障越级启动我站1B主变中压侧零序段保护动作出口，跳开我站1B主变高压、中压、低压三侧断路器201DL、151DL、1DL（注：因二次电缆未接，主变保护不能跳开厂用变11B高压侧断路器41DL）。02、110kV叶子线保护装置拒动（仅有“距离”告警信号，未出口跳闸）的原因，我们判断为保护装置存在故障。已将相关情况通知红叶一级电站但家文，其告知将尽快对装置进行检查。03、闸首柴油发电机不能带泄洪闸正常工作的原因，我们分析可能主要有以下两个原因：（1）柴油发电机空载运行（平时起动试验、空载备用等）时，因机械结构的原因造成燃料的不完全燃烧，生成的杂质沉积在气缸内，导致柴油发电机出力下

33、降；（2）柴油发电机调节系统存在缺陷或故障，造成柴油发电机不能有效的根据负荷情况来调整出力。按负荷曲线下达电量计算，本次事故损失2.15万kw.h；按实际可发电量计算，损失2.15万kw.h。本次事故处理及抢修工作至06月26日19:21结束。高砂公司#3机组烧瓦事故一、事故经过及处理过程#3机于1999年6月开始大修，1999年12月大修结束投入运行，一直连续运行至2004年6月28日，发导瓦运行一直正常，温度不超过52度，且温度稳定无突变。2004年6月28日16:06#3机开机并网,有功10.7MW、无功5.0MVAR,18:30:04上位机发导瓦温报警,温度达63.3度;紧接着18:3

34、0:09中控上位机“#3机发导瓦温升高”、“#3机机组辅助设备故障(光字)亮 ”，运行人员迅速到机盘检查，发现机旁“机组事故”、“辅助设备故障”光字牌亮；且单点发导瓦温表显示为83.4度，发导巡检温度也在80度以上；温度还在以0.1度为单位迅速上升；现场运行人员迅速在机盘按紧急停机按钮和事故配压阀电磁阀停机,18：32机组停机正常。监控系统的信号有:18:30:33“#3机组中控上位机#3机发导瓦温过高报警,温度达81.9度”、“ #3机发电机机组事故(光字)亮”语音报警“#3机发导瓦温过高”。#3机停机后立即开启#2机，同时向地调汇报情况并申请#3发电机组轴承油测温系统检查，地调批准。19:

35、00维护人员开始对#3机轴承油样、测温系统、轴承流量检查正常。29日上午拆开发导前端盖，发现有巴氏合金块状物，决定利用计划检修机会进一步对轴承系统进行检查，即向地调提出#3机组申请计划检修，检修时间为6月30日7月30日，后延期至8月5日，地调批复检修申请计划及时间。30日取轴承油样送省中试院作透平油色谱分析，结果正常。6月30日高砂水电公司开始组织人员拆卸#3机发导瓦， 7月11日发导吊出，检查发现：（1）发导瓦下部靠上游侧有一条明显的烧损痕迹，烧伤长度约为瓦总长的1/3；发导瓦工作面有较多的腐蚀点，在高顶进油口四周特别多；瓦背有麻点。（2）轴领表面有一层巴氏合金；（3）轴领上有许多麻坑，其

36、方位与烧瓦的方位基本吻合；（4）发导瓦座内圆表面也有许多电腐蚀点，其方位与烧瓦的方位基本吻合；（5）镜板与大轴的组合处分别有相对应且较为明显的麻点。7月11日-8月3日，对整个系统进行拆卸、检查，对球面支撑进行复核，并对与受油器所有连接部件的绝缘清洗或更换，发导瓦更换为新瓦回装。8月3日开机考验瓦温6小时正常后并网发电。三、原因分析事故发生后，有关单位组织发电机技术专家和电研院水机、电气专业人员对事故原因进行了分析，事故原因主要有：（1） 机组设计、制造工艺存在不足，抗干扰性能差。（2） 未装设轴电流监测装置监测轴电流；轴电流对瓦面及轴颈表面产生电腐蚀，影响油膜正常建立。（3） 检修、维护、技

37、术管理不到位。如在本机大修时未能针对其它机组发导瓦球面支撑系统存在的缺陷（配合、调心不正常），采取有针对性的措施；运行人员开、停机检查不够到位；技术管理存在薄弱环节，机组技术资料不全，对设备存在缺陷跟踪、分析不够。四、防范措施1、完善机组各设计参数和资料，对#3机瓦座球面支撑系统设计进行复核。2、安装机组轴电流在线监测装置，及时监测运行中发电机轴电流变化情况。3、举一反三，结合机组检修，对其它机组发导瓦支撑系统、受油器绝缘等进行检查，防止类似事件发生。4、加强维护工作。定期（每3个月一次）安排检查受油器绝缘情况；定期（每3个月一次）清洗轴承油过滤器和校验轴承油流量开关动作值；提高运行维护和巡视

38、工作质量，特别是机组启、停时的检查。5、在监控系统中增设瓦温高、流量低自动投入高顶运行程序。6、加强设备技术和检修管理，对设备缺陷和技术数据要加强跟踪分析。五、主要责任：1、机组在结构设计、制造工艺上存在不足，厂家应负主要责任。2、检修、维护不到位，设备主人及设备管理部门应负主要责任。3、技术管理存在薄弱环节，技术管理部门应负技术管理责任。岗市变220 kV电抗器故障分析及处理故障情况及分析：湖南500 kV岗市变电站的220 kV并联电抗器系国内生产，该电抗器由公路运输到安装现场，于1999年9月15日安装后投入运行，1999年9月16日21时取油样分析时发现C相总烃超标，乙炔为28gL。具

39、体数据见表1。根据油色谱分析结果，A，B相运行正常，C相油色谱异常，说明其内部发生了故障。1999年9月17日19时将电抗器退出运行，18日复取油样分析，C相总烃为1 597LL，乙炔为25LL。从数据来看，故障发生后已基本稳定，特征气体有扩散现象，用三比值法进行判定故障性质，三比值为022。事故的性质可以断定为高于700高温范围内的热故障，从产气的情况来看，说明事故发生的部位不在电抗器线圈及固体绝缘上，CO，CO2含量不高，而甲烷，乙烯含量较高，说明应该先发生了高温过热，接着再发生低能量的放电。综合分析认为属裸金属局部高温热故障，温度在700以上。为了更加清楚的了解事故原因，于1999年9月

40、21日对C相进行了事故后的高压试验，试验项目如下：a线圈绝缘电阻及吸收比，极化指数测量； b铁芯、夹件对线圈及地的绝缘电阻和吸收比；c油耐压及本体介损电容量的测试；d线圈直流电阻的测量；e绕组连同套管的泄漏电流试验，交流耐压试验；f阻抗测量。所有试验结果均符合标准，这进一步表明油色谱分析有一定的准确性。据此分析，发生故障的原因可能是磁路所引起。根据电抗器磁路的结构，可能发生故障的原因是：其一是铁芯硅钢片形成桥接回路，安装过程中遗留物或毛刺及硅钢片片间绝缘损坏；其二是铁芯地脚接地引线与支承件构成闭合小环路产生电流；其三是铁芯下夹件与支承件之间的连接螺栓绝缘损坏，通过支承件的接地引线构成一闭合主磁

41、通通过的闭合回路，在通电后产生大电流引起高温过热，进而烧断接地引线并产生低能量的放电。电抗器运抵现场时，发现未安装冲击记录仪，上下连接螺栓部分严重倾斜变形，吊罩检查时又发现高压侧引线支架已散落，表明运输过程中电抗器受到了强烈的机械冲击。解开接地引线摇测支承座与铁芯下夹件的绝缘是良好的。从铁芯在下油箱的位置来看，电抗器已不在中心位置上，从尾端看，已明显可见向尾端及尾端左侧移动。基于试验情况和上述分析，发生故障的原因极有可能属于第3种情况，因此决定进行现场吊罩检查处理。电抗器的事故原因a运输原因。根据现场检查的情况，造成在投运初期出现故障的原因是由于电抗器在运输过程中受机械冲击使地脚螺栓的绝缘损坏

42、。电抗器由汽车运输到现场时，上下油箱的连接螺栓有一部分已严重倾斜，吊罩后检查时，高压引线支架已散落，铁芯已发生位移。b安装过程中的吊芯检查工作不细致。厂家到现场进行技术指导的人员经验欠缺，当吊罩后发现问题时，厂家技术人员认为铁芯位移是正常现象，而非强冲击造成。高压引线受损则是装配时螺栓紧固不良所造成。现场吊罩时，如果不解开接地引线，测试铁芯和夹件的绝缘不能发现螺栓绝缘的破坏。因此，检查时应先解开所有接地连接引线再测试各部分绝缘，才能发现故障。但测试得到的各项数据均正常，这是因为下夹件与支承座的螺栓与孔之间有间隙，即使绝缘有问题也测试不出来。要真正发出绝缘缺陷，必须将接地围屏解开，拧出螺栓，取出

43、绝缘筒。投运时所做的冲击试验加剧了故障的发展。新电抗器做冲击试验时，因振动较大，加剧了原有缺陷绝缘的进一步破坏。地脚螺栓将下夹件与支承座接通，通过接地连线构成闭合回路，通电时由于有磁通通过而产生电流。从磁回路的结构看，该闭合回路所通过的磁通为主磁通的一半，通电初期，其接地引线由于承受的电流过大，先产生过热现象，接着发生低能量的放电，将引线烧断。引线烧断后故障消除，此时接地螺栓相当于接地引线。再次进行色谱分析时已无气体的增长。事实上，冲击试验后取油样分析就可以发现色谱异常。电抗器故障的处理：吊罩前对电抗器进行了检查，其结果为：线圈对地绝缘15 min为1 200 M，60 min为2 300 M

44、，10 s为6×104 M；直流电阻为6253，线圈温度为41；夹件对地绝缘2 000 M；铁芯对地绝缘3 000 M。吊罩时发现：a从低压侧看左边下夹件与底脚支承座螺栓处的接地连线烧断；b铁芯下夹件与支承座的绝缘电阻为零；c从高压侧看，右边下夹件与支承座螺栓绝缘筒已破裂，左边螺栓绝缘筒轻度受挤压磨损，从低压侧看右边下夹件与支承座螺栓绝缘筒严重受损并开裂，左边螺栓绝缘筒较好；d支承座与下部油箱连接固定的4个地脚螺栓有松动现象；e铁芯及线圈向低压侧移动，已明显不在中心位置上；f上夹件与下夹件的连接螺栓有松动。根据检查情况，对电抗器采取了如下处理措施：a将4个连接螺栓上部的螺纹车削掉，取消原绝缘筒，改用绝缘皱纹纸进行包绝缘。b将4个螺纹孔内由于运输冲撞而遗留的杂屑及影响绝缘的物质彻底清理干