发电机典型事故案例sxd

1、发电机典型事故案例sxd第一页，共41页。 发电机典型事故案例 电气培训第二页，共41页。宿州公司#2发电机励磁集电环烧毁事件 事件简要经过1 事故原因分析 2 事故暴露问题3 安全防范措施 4第三页，共41页。一、事件简要经过 1月11日14时45分，宿州公司2机组负荷550MW,运行人员监盘发现#2机转子电压异常升高并变坏点，发现#2机#9瓦X振动变坏点、Y向振动及复合振动突然增大，同时转子一点接地报警发出，立即联系有关人员准备检查，14时47分，#2机组跳闸，首出跳闸原因为振动大保护动作。 现场检查发现#2机励磁小室集电环处冒烟，励磁一极（远离发电机侧）碳刷烧损，集电环表面覆盖一层短路后

2、的熔化物，集电环通风沟、集电环绝缘层损坏，励磁短轴出现灼伤。第四页，共41页。二、事故原因分析通过现场检查，结合故障录波综合分析，机组振动大跳闸的原因：由于发电机集电环和碳刷拉弧，导致励磁机短轴部分熔化，受损后的短轴导致转子动态不平衡，#9轴瓦振动大机组跳闸。发电机集电环和碳刷拉弧的原因：发电机某碳刷运行中突然断裂崩出，波及同旋转方向的相邻碳刷，造成相邻碳刷大面积接触不良、振动，引起更多碳刷损坏，整体碳刷与集电环接触电阻增大，由于转子回路电流大，使碳刷与集电环之间产生电弧。发电机转子一点接地原因：电弧向刷架与集电环边缘过渡，弧光灼伤#9轴瓦侧励磁轴，最终熔化的铜导致滑环与转轴产生短路，造成发电

3、机转子一点接地。第五页，共41页。三、事故暴露问题 宿州公司发电机碳刷维护运行技术措施，对发电机碳刷的检查采用了点温计测量碳刷温度、用直流钳形表测量各碳刷电流和根据碳刷长度更换碳刷等具体措施，运行人员每班对碳刷检查一次，对于碳刷的使用情况检查较为到位。 宿州公司虽然下发了发电机碳刷维护运行技术措施，并执行较好，但仍不能避免本次事件的发生，说明电厂目前常规检查措施尚难以发现碳刷内部裂纹等隐蔽缺陷。第六页，共41页。四、安全防范措施 公司与厂家、电科院等单位共同讨论，修改完善碳刷定期检查措施，特别是要重点补充对碳刷裂纹的检查要求；公司立即对机组的碳刷运行情况组织全面检查，对每个碳刷电流、长度、磨损

4、情况、碳刷有无裂纹等进行详细检查，并做好检查、处理记录。各厂加强对发电机碳刷的运行维护管理，修改完善发电机碳刷运行维护措施，明确发电机碳刷检查周期、检查方法、检查标准、内容和记录要求。运行人员应严格按照本单位碳刷运行管理措施，认真做好发电机碳刷定期检查工作，发现机组运行中碳刷冒火、碳刷刷辫发热或振动加大等异常情况，应立即采取防止事件扩大措施，必要时抽出碳刷进行检查处理。 加强对励磁轴瓦油管道的检修和监督，防止由于油管道泄漏引发碳刷对集电环放电。 第七页，共41页。发电机非全相事故一、事件经过 某厂2号发电机为东方电机厂生产的300MW水冷发电机组。事故前，该机组带负荷250MW，经过220kV

5、升压站并列至电网。12时08分，该发电机一变压器组C相开关无保护动作跳闸，“发电机负序过负荷定时限”及“发一变组零序过流”保护动作，A, B相开关闭锁分闸，主汽门关闭(励磁开关因控制回路断线未跳)。此时，发电机进入同步电动机的不对称运行状态，由于A, B相开关拒分。值长命令打开主汽门，发电机拉入同步，进人空载的不对称状态，后经值班人员手动打闸将2号发电机组隔离。由于现场条件限制，没有实录负序电流值。根据故障录波器提供的电流图形进行相位分析，利用公式推算出负序电流标么值大小在0.4-0.5之间。根据电机厂的设计规范，按此推算，此负序电流在持续30-50S后，足以烧坏发电机转子线圈，并对定子、转子

6、结构产生较大的破坏。第八页，共41页。二、事故原因 发电机一变压器组开关的储能电机电源回路及开关控制回路绝缘损坏，造成C相开关无保护动作跳闸，A、B相开关闭锁分闸，引起发电机非全相运行事故。第九页，共41页。三、经验教训 1)本次事故是由于发电机一变压器组开关的储能电机电源回路及开关控制回路绝缘损坏引起的，建议将这两条回路的控制电缆单独铺设，避免交叉影响。 2)发电机的负序过负荷保护、开关的非全相保护要保证可靠投运，并保证其灵敏性。 3)发电机一变压器组开关的失灵保护或远方跳闸回路要尽可能投运。 4)发电机负序过负荷保护动作后，发电机应停机检查，必要时应揭缸进行检查。 发电机的非全相运行事故区

7、别于其他突发性电气事故。只要措施得力、处理得当，完全可以避免发电机损坏。第十页，共41页。发电机非全相事故处理方法的讨论 对于发电机的非全相运行事故，一般遵循保持发电机大励磁、稳定机组的转速、减少机组出力、控制定子电流的原则进行事故处理。 在实际运行中，大多数的发电机的非全相运行事故是由于电网中的不对称运行造成的;机组的解列、并列操作，也有可能发生非全相运行事故。但该电厂发电机一变压器组开关C相无保护动作跳闸、A相及B相闭锁分闸造成发电机非全相运行，这样的事故不同于上述两种常见的情况。因而在事故处理上侧重点有所不同。由于电网中不对称运行造成的发电机非全相运行的情况，迅速切除不对称负荷或非全相运

8、行的输电线路，消除不对称运行的根源是最主要的手段。发电机组的解列、并列操作中开关三相不一致造成的发电机非全相运行的情况，只要在开停机过程中注意定子、转子电流的变化及开关信号等情况，严格按照操作规范进行处理，一般都可避免烧损发电机转子。第十一页，共41页。发一变组开关闭锁分闸，在短时间内是无法对发电机进行隔离的，在处理上应重点考虑以下三方面的问题:1.发电机同步的恢复 在此类事故发生后，“转子负序过负荷”动作，联跳励磁开关、关闭主汽门。此时发电机实际上处于异步电动机状态。因此应立即打开主汽门(此时需注意汽轮机调节汽门的调节)避免发电机无蒸汽运行;迅速恢复励磁，增加转子电流，将发电机拖人同步、空载

9、状态。否则，应立即联系调度，拉停该机并列母线上的所有开关。2.主蒸汽参数的控制 在此类事故发生后，汽轮发电机组、锅炉、主变压器的横向连锁关闭了主汽门，锅炉熄火。在打开汽轮机主汽门之前，应注意锅炉内残余蒸汽的参数，必要时通过汽轮机调节汽门进行调节。既要避免主蒸汽压力过高，引起负荷突升的情况，也要避免主蒸汽压力过低，引起对汽轮机的冲击。第十二页，共41页。 3.调度操作的及时性与准确性 在此类事故发生后，如何迅速隔离发电机，这在调度操作上尚无统一的规范。在本起事故中，对于并列于母线的发电机组，是否需要紧急拉停母线上所有开关来隔离发电机，应视具体情况而定: (1)如果该发电机组的锅炉熄火，蒸汽压力无

10、法维持，发电机同步也不可能恢复的情况下，应立即拉停该机并列母线上的所有开关。 (2)如果电厂值长对事故处理迅速得当，已将发电机控制于同步、空载状态，其负序电流标么值小于最大连续运行的允许值(本例中为0.08s，对电网的影响就可忽略，完全可采取母联开关代供发电机一变压器组开关或倒空并列母线上其他设备，再用母线联络开关隔离的方法隔离发电机。第十三页，共41页。6kV母线失电引起机组跳闸 一、事件经过 某厂1号机组在正常停机过程中，进行厂用电切换操作，由于6011断路器机构问题及运行人员切换过程中判断、确认失误引起机组跳闸。 事故前，准备停用1号机组，机组负荷为200MW，机组厂用电由1号厂高压变压

11、器供电，1号启动变压器供6kV-01/02段母线，运行正常。 20时55分，运行人员接到值长命令，进行本机组厂用电由本机电源供电切换至备用电源供电的操作，操作人员合上备用电源的6011开关，后拉开厂高压变压器611断路器，随即6kV-11段母线失电，导致机组跳闸，造成机组非正常提前停用。第十四页，共41页。二、事故原因 事后原因分析表明:备用电源6011断路器机构存在问题，在合闸时，主触头接通后即跳(时间间隔仅为55ms)，是此次事件的初始起因，运行人员在操作6011断路器合闸后的判断、确认方面的失误是造成此次事件的直接原因。第十五页，共41页。 三、经验教训 (1)运行人员应严格执行操作监护

12、制度、唱票复诵制度。此次事件，从DCS事故追忆打印结果分析，6011断路器合闸55ms后跳闸，运行人员未能及时发现，就拉开611断路器，操之过急，剖析其中原因，说明了我们的运行人员对常规操作重视程度还不够，操作监护不到位，唱票复诵流于形式。因此，必须深刻吸取教训，从根源上深挖麻痹大意思想，认真对待、重视每一项操作，使操作监护制度，唱票复诵制度真正起到作用。 (2）严抓技术培训，切实提高运行人员素质，此次事件，充分反映出运行人员在表计分析及如何培养良好的操作习惯方面存在的问题。 6011断路器手动合闸时，从当值运行人员的反映来看，有功表计、电流表是晃动了，断路器红灯也确实亮了一下，但是，在拉61

13、1断路器时，该不该确证一下表计的指示?如何确认?下一项操作该不该待上一步操作告一段落后才执行?这就反映出素质培训和养成一个良好的操作习惯的重要性，而解决这一问题，就需要我们有虚心务实的态度和长抓不懈的决心，要加强专业培训，运行人员要自觉学习。第十六页，共41页。发电机励磁系统故障停机一、事故经过 事故前#1-4机均满负荷运行。厂用电系统正常运行方式。发电机无功20MVar，定子电压20.1kV，定子电流8733A（A、B、C三相基本一致），转子电压226V，转子电流1476A，负序电流102A,主变出口电流310A（A、B、C三相基本一致），6kVA段电压6.33kV，6kB段电压6.35kV

14、，380V4A/4B段电压均为400V。 11时11分05秒，发变组硬光字牌B柜保护发出，CRT发出“励磁一个整流柜故障”，无功达490 MVar，有功基本无变化，定子电流升至11391A，定子电压升至22.32 kV，转子电压升至465V，转子电流升至2631A，负序电流升至210A，主变出口电流升至382A，6kVA/4B段电压升至7 kV，380 V4A/4B段电压升至442V；各辅机电流增加，机炉其余参数均正常。此时1发电机励磁电流由1580A降至1464A，无功由20MVAR降至-13MVAR,2发电机变化同1发电机基本一致;#3发电机励磁电流由1570A降至1426A，无功由26

15、MVAR降至-24 MVAR。 第十七页，共41页。立即减少#4发电机励磁，共点击“减磁”按纽四次，将无功减至20MVar，随后无功在-5MVar至20MVar之间波动，有功在297304MW间波动，上述发电机参数、厂用电压、辅机电流也随之波动。1、2、3发电机励磁电流、无功波动，有功轻微变化。到就地检查发现：、柜R+、R-、S+、S-、T+、T-灯熄，整流柜退出运行，整流柜电流在500A至2000A之间波动。11时14分29秒，#4机组无功突降至-490MVar，有功突降至280MW，定子电流突升最高至19359A，励磁电压降至20V，励磁电流突降，机端电压突降至12kV，6kVA/4B段电

16、压突降至3.78 kV，380 V4A/4B段电压突降至240V,各辅机电流突增，大机转速升至3058r/min后下降，随即#3、4机组除3机DEH操作员站外，其余所有CRT画面闪烁，参数看不清，鼠标无法移动，其中#4机第三台操作员站自动重启，6kVA/4B段自动切换为2启备变供电，此时#1发电机有功在273323MW之间，励磁电流增至2057A，无功增至137MVAR；#2机组有功在278322MW之间波动，励磁电流增至2026 A，无功增至 128MVAR；#3机组有功在275318MW之间波动，励磁电流增至1886A，无功增至107MVAR。1、2、3机组厂用电压正常。 第十八页，共41

17、页。11时14分38秒，值长下令手动MFT，汽机跳闸，机炉所有设备联动正常，电泵联启，在硬操盘上启动主机交流油泵， 1分21秒后发变组出口5032开关、5033开关、灭磁开关仍未跳闸，立即手动“发变组全停”，灭磁开关、5032、5033开关跳闸，此时#3、4机组CRT恢复正常，检查发变组保护A柜：发电机断水t1、热工保护、失磁t1、t4（t2）指示灯亮。发变组保护B柜：程跳逆功率、过激磁定时限t1、t2灯亮。检查励磁室工控机上B套故障灯亮，信号有：网络B故障，过压动作，输入模块故障，低励限制动作，伏/赫限制动作，一个功率柜故障，二个柜功率故障，三个功率柜故障，整流柜脉冲丢失、，整流柜断流、。

18、第十九页，共41页。二、事故原因分析1、经继保人员检查确认，本次故障的直接原因是励磁系统故障，励磁可控硅整流柜失控，使发电机磁场电压时有时无，引起发电机时而过压，时而失磁，从励磁调节器录波图看，发电机过压时机端电压最高达1.12Ue，发电机失磁时机端电压最低至0.62Ue，发电机共有两处发生完全失磁，失磁时发电机最大定子电流达1.9Ie，发电机电气运行参数发生大幅度摆动，发电机过激磁保护及失磁保护动作。对励磁系统现场检查后发现#2励磁整流柜脉冲变T5原边和副边之间绝缘完全击穿，可控硅阴极上的高电压经脉冲变T5副边串入其原边，经脉冲放大回路串入B套同步脉冲板3L4487并使其烧坏，同时经24V电

19、源串入，引起#2整流柜输入模块7041烧坏和调节器内B套I/O板烧坏。由于脉冲回路受串入的强电压影响，致使其工作不正常，从而使整流柜可控硅触发脉冲混乱，使整流柜失控。第二十页，共41页。三、经验教训1、#4机组发生励磁系统故障后发电机已开始进入振荡，值长、单元长却只顾埋头处理#4机事故，没有意识到#4机励磁系统故障也会引发其他机组振荡，也未通知其余3台机组人员要严密监视发电机运行参数，根据参数变化情况进行必要的调整和处理。#1、2机组机、炉主操在事故期间发现有功波动幅度较大时，及时汇报了机长，然而我们的机长、电气主操却连#1、2机CRT上电气画面都没有调出来看一下，根本没有意识到此时#1、2机

20、也有可能发生振荡事故。2、在将无功压至20MVAR后，随后无功在-5MVar至20MVar之间波动，有功在297304MW间波动，发电机参数、厂用电压、辅机电流也随之波动，此时4发电机已进入振荡，但盘上人员却没有采取任何处理措施，正确的处理应立即减有功，增加无功，以使振荡衰减，否则振荡幅度加大则发电机将失步。3、事故中各辅机电流波动，机炉应注意监视相关参数的变化，发现异常及时进行调整。第二十一页，共41页。四、本次事故设备方面存在的问题 1、发电机失磁t4在SOE上误为失磁t2，且辅机跳、合闸和电动门开、关几乎未作SOE，发电机温度未作历史趋势，这些都不利于事故分析。 2、4机厂用电压低引起操

21、作员站无法监视、操作，同时还引起了3机组操作员站无法监视、操作（3机组厂用电压正常），这是一个极大的安全隐患，若当时3机组发生事故，则只能打闸停机。 3、事故中UPS主机柜1、2输出电流波动，且波动趋势相反，原因有待进一步分析。 4、逆功率达到动作条件时间太长（1分21秒），建议更改逆功率定值。 5、失磁保护动作压负荷接线未接入（停机后4机已接入），增加了事故处理的难度。 6、DCS服务器、操作员站为两路电源供电，一路为保安段，一路为UPS，事故前方式为保安段电源为工作电源，UPS为备用，当厂用电压低时无法切换到UPS供电，应更改为UPS作为工作电源，保安段电源为备用电源。第二十二页，共41页

22、。发电机转子严重烧损事故 2005年3月31日，X电厂11号机组（300MW）在投产前调试中，汽轮机做完超速试验后进入盘车运行，锅炉正在安全门调试，发电机在热备用状态。 自15时21分始，两分钟内接连发生两次误合11号发变组出口主开关2211，导致220kV系统两次反送电带动汽轮发电机转动，发电机异步运行，造成一起性质严重的发电机转子损坏事故。 （设备修复历时71天）第二十三页，共41页。事故前运行工况 3月30日10时36分，X电厂11号机组第一次整组启动并网。并网前进行了DCS假同期试验，发现11号发变组出口主开关2211无法合上，初步判断为DCS合闸出口时间与同期闭锁继电器同期闭锁时间没

23、有配合好，所以第一次并网时使用外同期并列。3月31日3时10分，汽轮机超速试验结束，机组惰走50分钟后投入盘车运行。11号炉正进行安全门校验，11号主变母线刀闸22116挂220kVVI母线运行，11号发变组出口主开关2211在分闸位置，11号机启备变带厂用电运行。11号机组处于热备用状态。11号机组由广东省电力试验研究所（以下简称试研所）负责主体调试。 11号机组计划完成各项调试工作后，重新点火，开始进入168小时整套满负荷试运阶段。 第二十四页，共41页。 11号发电机是东方电机公司产品，基本参数如下：型号：QFSN-300-2-20B；额定容量：353MVA；额定电压：20000V；额定

24、电流：10189A；额定励磁电压：455V；额定励磁电流：2075A；额定转速：3000r/min；额定频率：50Hz；功率因数:cos=0.85；出厂日期：2004年8月。发电机继电保护采用南瑞继保电气公司RCS-985A发变组保护装置，其主要保护如下：发电机差动保护、发电机失磁保护、发电机逆功率保护、发电机程跳逆功率保护、发电机定子100%接地保护、发电机对称过负荷保护、发电机不对称过负荷保护、发电机失步保护、发电机过激磁保护、发电机定子过电压保护、发电机转子一点接地保护、发电机转子二点接地保护、发电机匝间保护、发电机电压回路断线保护、CT断线闭锁保护、发变组差动保护、发电机励磁回路过负荷

25、保护等。调试时，上述保护均投入运行。第二十五页，共41页。 3月31日14时20分，试研所调试人员应新华DCS厂家人员要求，在保护室内开始查找和处理3月30日发现的DCS假同期试验不成功问题。这项工作，事前没有任何计划安排。保护室内还有南瑞厂发变组保护人员正在等候电厂继保人员一同处理发变组保护PT回路N线联接问题。当日，运行值班人员仅发出一张“11号机循环水泵层热力配电箱加装备用电源”工作票，并没有其他电气、热工、热机工作票或工作联系单以及其他口头工作命令。15时21分15秒，发变组出口主开关2211（见附件4）突然误合闸，控制室、保护室照明变暗，直流屏报警，控制室发出“发电机跳闸”、“发电机

26、主保护动作停机”、“发变组A柜保护动作”、“发变组B柜保护动作”光字牌。控制室CRT上，2211开关状态指示为绿灯闪亮。220kV系统侧电压降低至205kV，导致6kV厂用电（由启备变带）电压降低至5.4kV，发电机端电压为8.66kV，发电机端的定子电流达到32.1kA，是额定电流10.19kA的3.15倍。发电机变异步电动机运行，带动转子和汽轮机转速最高升至297转/分。 事故经过及处理 第二十六页，共41页。 15时21分19秒（即4.3秒钟后）发电机失磁保护段和定子过负荷保护动作，并由定子过负荷保护跳闸。15时23分48秒，发变组出口主开关2211第二次误合闸，现象与第一次合闸类似，汽

27、轮机转速最高升至577转/分。4.3秒钟后，即15时23分52秒，发电机失磁保护段和定子过负荷保护再次动作，并由定子过负荷保护再次跳闸。运行人员随即进入继保室，见试研所调试人员正在2211开关同期回路继电保护盘柜后工作，立即拉开继电保护C柜后的发变组控制回路直流操作电源开关（F1），在控制室复位2211开关的报警，对跳闸状态的2211开关进行跳闸操作，在CRT上对2211开关设置“有人工作，禁止合闸”警告牌。16时50分，经值长联系中调同意手动拉开主变母线刀闸22116（因电动失灵），11号机组与系统隔离。第二十七页，共41页。设备损坏情况 1）发电机转子第1槽与第15槽发现内部有3处槽衬碳化

28、物，并在该处铝槽楔产生熔屑，检查确认该处绝缘击穿为接地点；抽出两端护环后发现1、2槽与31、32槽两侧护环内端部止口处的铜槽楔有烧熔迹象，制造厂家对护环探伤检查发现有严重裂纹，需更换；另外大齿上共40个月芽沟圆角位脱漆。2）发电机定子发电机定子膛内铁芯表面有转子槽锲铝熔屑和转子脱落油漆，其中1号、2号风区转子槽锲铝熔屑偏多。励端40槽、44槽和50槽的绝缘盒有烧黑痕迹，汽端44号槽、46槽第二齿铁芯表面有短路烧黑痕迹。第二十八页，共41页。 3）汽轮机汽轮机轴瓦、末级叶片、主油泵、汽轮机低压缸与发电机靠背轮连接螺栓等，未发现设备损坏现象。4）其他在发电机定子膛内表面4号风区发现有M4螺钉一枚，

29、发电机出线室底部发现铁钉一枚，励端温度出线处发现胶皮一块，这都是重大事故隐患。鉴于上述情况，11号发电机转子需返厂修复。 直接经济损失：经发电机制造厂家检查，对损坏的设备进行更换维修，包括：发电机转子槽锲及垫条、转子槽衬、转子护环及绝缘、匝间垫条、槽口垫块、转子线圈等，设备维修费478万元，运输费20万元，直接经济损失498万元。 第二十九页，共41页。 事故发生后，事故调查组在DCS系统查阅事故发生时段所有操作员站、工程师站的操作记录，该记录显示完整。在发变组出口主开关2211两次合闸的时刻，记录显示没有进行相关的操作。为检验DCS系统相关操作记录的完整性和正确性，事故调查组分别在工程师站和

30、集控室的操作员站对发变组出口主开关2211进行了合闸、跳闸操作试验，试验结果证明DCS系统的操作记录正确完整，确认DCS系统在事故发生时段没有向2211开关发出合闸指令。 第三十页，共41页。事故原因分析 1）直流控制电源开关、主变高压侧母线刀闸没有拉开，调试工作中误触碰，是事故发生的直接原因。 发电机同期回路试验，目的是检定装置两侧的电压、频率、相位同步，试验前应充分做好一旦条件符合同期要求，随即有合闸指令发出的各种安全措施。防止开关直接合闸应是本次同期回路试验的最重要的安全措施之一。但调试所人员在11号发电机进行内同期回路试验时，没有根据现场安全要求，拉开处于热备用状态的11号发变组高压侧

31、母线刀闸22116并在其操作把手处悬挂“禁止合闸，有人工作”警告牌，没有根据现场安全要求，拉开11号发变组控制回路直流操作电源开关（F1）并在其开关处悬挂“禁止合闸，有人工作”警告牌，或使用不干胶封条，安全措施严重不足，以致在调试工作中误触碰，造成发变组出口主开关2211开关两次误合闸，这是事故发生的直接原因。第三十一页，共41页。 2）没有履行工作票制度，调试工作不规范，是事故发生的主要原因。试研所调试人员在明确知道11号机组处于热备用状态下，未经申请和批准，未履行工作票制度，就在发电机控制回路上工作，进行发电机内同期回路试验，而且这项工作，既没有试验方案，没有试验程序，没有操作步骤，也没有

32、具体接线图，调试人员凭自己的理解接线，凭自己的经验查线，缺乏正确的试验标准，缺乏规范的工作标准。这是造成事故发生的主要原因。据事故调查组抽查，自去年12月1日至现在，调试中消缺填用电气第一种工作票的共13张，填用电气第二种工作票的共58张，其中涉及试研所工作的，由试研所签发的工作票仅有3张，许多涉及系统安全的重要工作，都没有履行工作票制度。 第三十二页，共41页。 3）调试现场管理混乱，是事故发生的重要原因。调试现场管理混杂，制度执行不严。11号发电机要进行内同期回路试验工作，在当天的工程调试协调会上没有安排布置，调试单位也没作相应的记录。在热备用状态的机组中进行同期回路试验，既没有书面通知生

33、产单位，也没有以其他形式知会运行值班人员做好安全措施。一些调试设备的操作权限不明晰，有些设备的操作、调整没有按要求由生产单位负责。现场设备的名称标示牌不齐全，容易引发误操作。与这次事故有关的11号发变组控制回路直流操作电源开关（F1），现场却被标作“4K1”。图纸的修改和审批程序不严格，调试人员修改现场接线较为随意。一些重要回路经多次修改后，已和原设计差异很大，均没有及时作出修改记录，生产单是造成事故的重要原因之一。第三十三页，共41页。 5）1.5倍过电流闭锁，是发电机逆功率保护不动作的原因。发变组出口主开关2211误合闸后，发电机变异步电动机运行，此时发电机从系统吸收有功功率，按常规设计，

34、在开关误合闸后，经0.5秒钟延时，逆功率保护会快速跳闸，但11号机组使用的南瑞厂发变组保护（RCS-985A）中，有一个当达到1.5倍额定电流时，闭锁逆功率保护起动的程序，并且这个程序被固化在整套保护的设计程序中。 典型设计中，当达到1.5倍额定电流时，由另一套“误上电”保护切除，而这套“误上电”保护在11号机组的保护配置中没有设计。 第三十四页，共41页。 4）发电机转子过电压保护不起作用，是事故扩大的主要原因。 建设工程的监理单位没有充分发挥监理作用，业主单位没有及时发现并纠正调试工作中的违章现象，要求不严，很难进行设计变更的跟踪，给今后设备的长期安全运行留下事故隐患。 发变组出口主开关2

35、211误合闸时，发电机变异步电动机运行，在转子绕组产生的感应过电压及过电压保护装置保险丝熔断产生的截流过电压是造成转子绕组绝缘击穿的主要原因。按规范设计，发电机的转子过电压保护应能在开关误合闸时，起保护转子过电压的作用。但这次事故中未起作用。 发电机转子结构设计不合理，护环的轴向内端面与转子端部铍铜槽楔端头紧密接触导电，以致事故时发电机转子启动瞬间50Hz的阻尼电流直接通过护环内端面形成回路，造成转子护环灼伤和大齿表面、槽锲损伤，这是事故扩大的另一原因。第三十五页，共41页。 6）其他为排除可能导致发变组出口主开关2211合闸的其他原因，事故调查组进行了9次试验和针对发变组开关、刀闸两个控制回

36、路进行了全面检查，其中重要的3次试验情况如下:（1）同期闭锁继电器（TJJ）回路检查试验检查方法：切TJJ直流工作电源开关，切F1开关，用摇表测TJJ直流工作电源输入端子与TJJ接点（同期合闸回路编号103）和TJJ直流工作电源输入端子与TJJ接点（同期合闸回路编号107）之间的绝缘情况。 试验结论：绝缘值大于100M。TJJ继电器绝缘正常，事故时TJJ工作电源不可能串入同期合闸回路造成2211开关合闸。第三十六页，共41页。 （2）2211开关合闸控制回路接地检查试验试验方法：合上F1开关，2211开关处于分闸状态。在检测直流系统对地电压116V后，将2211开关合闸控制回路（同期合闸回路编号107）接地10秒。试验结论：接地期间直流系统负对地0V，正对地232V，直流系统监视装置接地故障报警发出，并有故障记录存档。回路107接地期间2211开关没有合闸。说明直流系统一点接地不可能导致2211开关合闸，