第一篇 电气事故案例汇编1

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电气专业事故案例分册

（试行版）

神华（福州）罗源湾港电有限公司

2023年11月

电气专业事故案例分册

前言

神华（福州）罗源湾港电有限公司事故案例汇编主要包括汽机分册、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，在机组调试、运行维护中提供借鉴使用，本版为试行版。

才能故案例库主要收集2023年以后全国火力发电机组发生的事故案例，在日后将及时补充新的事故案例，并及时提出修改看法，以使事故案例库进一步完善。

本教材由神华（福州）罗源湾港电有限公司生产准备部归口并负责解释。本教材由神华（福州）罗源湾港电有限公司生产准备部起草。

批准：王威

审定：武振清

审核：吕智嘉

编写：许列琦

电气专业事故案例分册

目录

第一章发电机事故案例1案例001：发电机漏氢申请停机临检1案例002：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5案例004：发电机故障烧损6案例005：发电机线圈短路事故9案例006：发电机定子绝缘损坏重大事故11案例007：发电机电刷烧毁故障15案例008：发电机转子接地故障18案例009：发电机定子接地故障19案例010：发电机定子相间短路事故20案例011：发电机定子铁芯磨损21案例012：发电机转子匝间短路故障23案例013：发电机内漏氢问题分析24案例014：发电机转子一点接地事故27案例015：发电机定子磨损32案例016：发电机碳刷烧损停机33案例017：发电机转子弯曲停机34案例018：发电机定子接地保护动作跳闸36案例019：发电机穿转子碰伤定子37案例020：发电机中性点定子冷却水管接头漏水打闸停机40案例021：主变低压侧接地变C相高压引线绝缘夹件放电击穿42案例022：#8发电机定子接地保护动作跳闸44案例023：发电机中性点B相套管漏氢机组被迫停运事件46案例024：#1机组炭刷与滑环接触不良跳闸停机分析报告47案例025：#2发电机定子线棒绝缘击穿49案例025：#1机励磁系统功率柜交流侧电缆更换51案例026：#4机组定子引出线与电缆连接处绝缘击穿短路52其次章变压器事故案例54

案例001：主变冷却器全停发变组跳闸54案例002：主变压器线圈匝间绝缘损坏事故55案例003：主变压器绝缘受潮造成主变压器烧损事故58案例004：主变压器接地短路事故59案例005：主变压器绝缘损坏62案例006：主变压瓦斯保护动作停机事故63案例007：主变压器绝缘受潮64案例008：主变围屏爬电及匝间绝缘损坏事故65案例009：主变压器烧损事故67

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案例010：高厂变差动保护误动故障69案例011：主变压器烧损事故70案例012：主变故障机组跳闸72案例013：励磁变压器线圈B、C相短路烧损76案例014：主变压器B相温度偏高78案例015：变压器A相损坏事故79案例016：主变220kv出线避雷器爆炸造成机组解列85案例017：检查走马观花，套管缺油爆炸86案例018：启/备变送电后跳闸88案例019：循环水处理A变03AT跳闸89案例020：主变205开关B相CT爆炸事故90案例021：某电厂#2主变高压侧C相耐张绝缘子串均压环放电非停91案例022：机励磁变温度高保护动作机组跳闸事件92第三章线路、母线、开关事故案例94

案例001：磨煤机开关非全相造成越级跳6KV母线，机组跳闸94案例002：A相接地刀带电侧瓷瓶闪络放电，机组跳闸96案例003：10KV母线电源进线共箱母线瞬间接地，机组跳闸98案例004：凭经验指挥造成厂用母线短路100案例005：高抗假油位保护动作跳闸事故101案例006：绝缘监视不力，电抗匝间短路103案例007：制造质量原因造成开关爆炸104案例008：交流串入直流，引发全厂停电105案例009：擅自参与操作，带电合接地刀107案例010：电缆接头松动，保护误动停机109案例011：开关接触不良造成#3高厂变内部绝缘损坏事故110案例012：误拉6KV开关，造成高厂变内部绝缘损坏事故111案例013：某发电厂6KV开关故障，造成高厂变损坏112案例014：误挂接地线造成面部烧伤113案例015：带负荷拉刀闸造成对用户停电115案例016：工作疏忽，隔离措施忘掉恢复，机组启动跳闸117案例017：#2机组直流110VA母线接地119案例018：220kv线路刀闸支持瓷棒断裂造成停电事故120案例019：避雷器爆炸导致发电机跳闸事故121案例020：6KVⅤB段6502开关越级跳闸事件122案例021：#2炉B送风机电机两次跳闸事件123案例022：#4炉A引风机变频器跳闸事件124案例023：零线松动脱落，控制失灵停机125案例024：操作丢项解锁，带地刀合刀闸126案例025：#8机灭磁开关故障128案例026：发变组差动保护动作导致#1机组跳闸（5021开关B相故障）133

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案例027：3A一次风机电机故障引起#3炉MFT135案例028：#3发变组22C开关B相套管接头发热申请停机消缺136案例029：1A密封风机电机开关静触头接触不良，机组跳闸137第四章继电保护事故案例139

案例001：发电机组因高频保护动作切机139案例002：5011开关无故障跳闸142案例003：#2机2A保安MCC段失电锅炉MFT147案例004：#1机高厂变保护装置误动致使机组跳闸154案例005：PT匝间短路，定子接地停机156案例006：图纸审核不细，失磁保护误动158案例007：方式考虑不周,漏退保护掉机159案例008：机组因电跳炉保护误动跳机故障160案例009：失磁保护误动跳机故障161案例010：因系统故障保护动作停机162案例011：临时接地线忘掉拆除，造成发变组差动保护误动163案例012：保护误整定使母联开关跳闸机组甩负荷事故164案例013：因取发变组控制电源保险造成停机停炉事故165案例014：空压机电机控制保险熔断，就地跳闸166案例015：主变零序过流保护动作，导致机组跳闸167案例016：主变压力释放保护动作，机组跳闸168案例017：机组失灵保护动作，机组跳闸169案例018：机组逆功率保护动作，机组跳闸170案例019：机组微机保护装置故障，机组跳闸171案例020：机组励磁V/Hz保护动作跳闸，机组解列173案例021：高厂变重瓦斯保护动作，机组跳闸174案例022：发电机断水保护误动作分析报告179案例023：发电机非同期并网事件分析报告180案例024：某热电厂#3机组负序过流保护误动作跳闸分析184案例025：某电厂#1机组发变组误动作分析186案例026：发电机跳闸，首出为定子匝间保护动作189案例027：#3机组“匝间短路〞保护动作跳闸190案例028：曲靖#3机组失磁保护动作跳机（两次）192案例029：#1机组主变压力释放阀动作停运事故分析报告194案例030：二滩#2机组厂高变差动保护动作跳闸195案例031：#1机出口B相2CT辅助线圈二次引线开路196案例032：#1机励磁系统电源结构改造197案例033：#1机不完全差动保护动作跳闸198案例034：#3机组励磁COB板故障导致失磁保护动作跳闸事件199案例035：发电机匝间灵敏段保护动作机组跳闸200第五章全厂停电事故案例202

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略。

六．防止事故重复发生的对策、防范/整改措施

1.需长期保持该处封闭母线附近环境的清洁和无滴漏运行。防止异物或水珠从垂直段封闭母线外壳上端留有的透气缝隙处飘落而入。加强对封闭母线微正压装置的检查和维护。

2.对垂直段封闭母线及母线支撑绝缘圆盘作改进：

1）如将垂直段封闭母线具有微正压强迫空气对流的水平段封闭母线风路相联，使垂直段封闭母线内空气滚动可防止结露。

2）目前母线支撑绝缘圆盘表面爬电距离只有1．21cm／kV。据有关绝缘专委会探讨看法，以往引用苏联标准，户内电气设备爬电距离为1．1～1．2cm／kV，但运行中闪络较多，应参照相应户外电气设备标准，对于该处可不低于1．7cm／kv，则需改进结构，增加表面爬距。如在表面复以硅橡胶(RTV)绝缘，对凝露状况，也能改善。

3）对中性点接地变压器的产品质量进行检查检验，如设计容量和绝缘水平等，不符合要求的应及时整修。

4）对目前发电机定子接地保护整定的动作跳闸时间6．5s，应作研究能否调整。如缩短为2～3s。

5）以上出现的问题，应对同类型机组作对比检查，防止同类事故重复发生。6）与发电机相联的主变压器，在本次事故中也受到三相突然短路冲击，需有相应监视检查措施。

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案例006：发电机定子绝缘损坏重大事故

一．事故前工况

#1机负荷360MW，无功出力为120Mvar，发电机出口电压为17．8kV，定子水流量、压力及发电机壳体氢压均正常，发电机主开关610号并入220kVI母线。

二．事故发生、扩大和处理状况

6月17日21：16，#1机组运行中跳闸，查发电机保护屏及机组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120‵)。这两点温度分别是：64400．025TTX的显示值(发电机定子线圈2号槽的温度)，从20：51起由63‵开始升高，到20：59后稳定在84‵，另一点64400．029TTX(在MCS上显示为20号槽第十二段温度，后来在发电机部分线棒取出后，查64400．029TTX显示的温度值为53号槽线棒的温度)，从20：57开始升高，由76‵持续上升到21：16机组跳闸时的119‵(机组跳闸后，该点温度最高上升至123‵)。

#1发电机停机经初步检查，确认定子绝缘损坏。厂里成立了以厂长为组长的事故调查小组和事故抢修小组马上将事故的大致状况向上级公司的有关部门及领导作了汇报。同时向省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，19日10：35并网。

三．事故发生原因分析

1.#1发电机检查结果及设备损坏状况

至7月10日，对发电机进行全面检查试验。在抽出发电机转子后，取出有关绕组线棒检查，其结果如下：

1）2号槽上层线棒端部(励磁机端)表面有长约1米的明显过热痕迹，2号槽上层线棒与相邻线棒间的填充绝缘橡胶过热损坏。

2）53号槽下层线棒两端的渐开线绝缘有过热痕迹且该线棒直线部分励端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10×10mm2的过热点。

3）用内窥镜对已取出的线棒(共取出24根，其中上层23根．下层1根)和能够检查到的线棒两端并头套151处检查并录像，并将2号线棒两端并头套锯下，导线部分也锯下几段，用肉眼观测，结果如下：堵塞37处(估计占总通流面积三分之一左右)，严重结垢20处，中度结垢10处，轻度结垢67处，良好15处，清洁2处。结垢主要发生在线棒两端的并头套处，且出水端比进水端严重，上层线棒比下层线棒严重，2号线棒的直线段透光良好，用肉眼看基本无垢。

4）线棒内腐蚀垢物的化验结果：“垢样外观：红褐色絮状；样品枯燥后：性脆、极易分散成小颗粒；垢样化学成分：Cu2O—5％；CuO—O．5％剩下的是亚微米级铜的球状粒子〞。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铜。98年10月，国家电力公司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，且单质铜为铜的腐蚀产物Cu2O和CuO的二次反

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应产物。

5）发电机其它部分的检查结果：转子及定子铁芯完好。根据检查结果，确认1号发电机的设备损坏状况为；2号槽上层线棒与53号槽下层线棒绝缘损坏。(此两线棒为同一水回路)

2.事故原因分析1）机组跳闸原因

导致6月17日21：16，1号发电机定子接地保护动作跳机的原因，是#1发电机定子53号槽下层线棒绝缘损坏接地。绝缘损坏的原因是由于腐蚀产物将2号上层线棒和53号下层线棒(同一冷却水回路)的端部通流截面严重堵塞，水流减少，使线棒得不到充分冷却，发热致损坏，在53槽下层线棒直段端部击穿绝缘，对地放电。

2）空芯铜导线产生腐蚀的原因

由于定子内冷却水系统及其补充水系统密封装置不完善，水质受空气中二氧化碳的污染，导致pH值降低到6．O～6．3（规程要求大于6.8）。为了改善水质，94年参与缓蚀剂BTA，但仍未能完全控制对铜导线的腐蚀。

3.腐蚀产物沉积的原因

当腐蚀产物铜氧化物在水中浓度过高时，在一定条件下，这些铜氧化物便会从水中析出，沉积在线棒的通流截面上，造成堵塞。进一步分析，认为造成定子线棒两端堵塞的具体原因还有如下几点：

1）氧化铜的溶解度随温度升高而降低，加速氧化铜沉积结垢。线棒出水端并头套结垢比进水端严重，有这方面影响。

2）线棒两端并头套的几何形状不合理。定子线棒并头套的形状呈长方体状的突出变型，即并头套的通流截面积突然增大，水流速度较空芯铜导线内降低，利于腐蚀产物沉积为垢。此外，在线棒出水端并头套内，由于流线方向急剧改变，此区域将形成涡流，腐蚀产物简单沉积。这也是出水端并头套结垢较进水端严重的原因之一。

3）检修部门没有认真按检修规程要求对发电机定子冷却水系统进行反冲洗，使得沉积物长期积聚未能及时清除。(英方提供的维修指导和操作指导中，没有对定子水系统反冲洗提出要求和提供方法，且定子水系统中未设计和安装反冲洗装置。94年6月，该厂参照国内其它电厂的惯列，在《发电设备定期检查规范》中，规定每六个月对定子绕组进行反冲洗一次。)

线棒的出水端形成结垢后，堵塞铜管，该线棒的流速减缓，反过来使进水端结垢加剧。

4.化学监视方面的原因分析

生产厂家在定子水系统的《操作指导》(即OI)中提供的定子水品质控制标准为：正常运行时定子水电导率：小于2．OμS／cm定子水电导率高报警值：8μS／cm定子水补水电导率高报警值：4μS／cm除盐装置出口电导率高报警值：4μS／cm

#1机投产后一段时间内，定子水的品质指标不能完全达到规程规定的指标，特别是定子水的含铜量经常在300～500微克／升，甚至最高达到2700微克／升(国家标准)为了解决这一问题，采取过多种措施和方法，如对定子水系统频繁换水等(系统未设计放水装置，故采用定子水系统滤网底部放水，进行小流量排放)，仍不能使定子水水质合

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格。在电力集团动力化学研究中心专家的指导下，改用系统加缓蚀剂的方法(缓蚀剂商品名：BTA；化学名称；苯并三氮唑)，并根据《火力发电厂水汽化学监视导则》(DL／T561—95)，制定出本厂定子水的控制标准(含铜小于等于40微克／升；pH值(25‵)：大于6．8)。在BTA加药试验过程中，发现定子水系统除盐装置的树脂对BTA有吸附作用，所以将该除盐装置退出运行。系统参与BTA以后，定子水的铜含量有较大幅度的下降(变化范围在20—180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不足，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pH值低于规程标准(>6．8)未引起重视。

BTA参与定子水中后，使得定子水的pH值有所降低，为了维持pH值，应当向系统参与乙醇氨。但乙醇氨参与后，又使得定子水的电导率难以控制。在BTA的影响下，定子水的含铜量、电导率以及pH值成了交织的矛盾，而化学人员没有经验，造成几个指标时有超标。

从事故分析的结果来看，定子冷却水pH值偏低，是造成发电机定子铜导线腐蚀的重要原因之一。

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慢上升现象，特别是029TTX(即53号槽)温度上升速率明显增加。

这一现象说明，平日的运行分析工作存在漏洞，没有对发电机的绕组温度进行全面的、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.事故扩大原因

定子绕组温度测点少，且布置不合理，是造成事故扩大的原因。

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个铁芯齿部温度；6个铁芯体温度；4个铁芯端部温度。这些测点的覆盖面较小，它们不能全面反映发电机内各部位的温度变化状况。特别是定子水的回水也只是有一个温度测点，它所反映的温度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有监视手段。

#1机组跳闸时，2号槽线棒温度只有84‵(报警温度为120‵)，而该线棒端部渐开线绝缘已过热损坏。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，发电机温度测量装置在设计制造上存在一定缺陷。2.化学监视和水质指标跟踪分析不力。

3.运行过程中没有重视对发电机各部温升分析，未能及时发现隐患的存在。4.检修部门没有按规程做好定期的冲洗。

因事故直接损失及修复的时间超过《电业生产事故调查规程》对一般事故的定义范围，故此事故定性为“重大设备损坏事故〞。

四．事故损失状况

直接损失总计人民币：728．8万元五．事故暴露出来的问题略。

六．防止事故重复发生的对策、防范/整改措施

1.更换1号发电机2号槽上层线棒与53号槽下层线棒。

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2.寻求最正确的酸洗方案，对1号发电机定子绕组进行酸洗、清除结垢。

3.加强机组运行时的化学监视。严格依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.加强发电机各个参数的运行分析，及早发现问题，及时处理。5.加强发电机等电气设备的绝缘监视，以及运行参数的综合分析。

6.在1、2号机定子水中加装反冲洗及吹扫排放装置。确保按检修周期定期进行反冲洗。7.在定子水回路出水端加装温度测点。8.定子水系统加装凝结水补水管路。

9.化学除盐水系统的除盐水箱加装浮顶密封装置。10.补给水箱及定子水高位水箱加装密封装置。

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案例020：发电机中性点定子冷却水管接头漏水打闸停机

一．事故前工况

故障前8号机组正常运行，负荷333MW，AGC退出，协调投入。主汽压力17.3MPa，主汽温度566℃，再热汽温556℃，定冷水压力0.23MPa，流量111T/h，定冷水发电机进口温度44℃，出口温度49℃，定子线圈温度：层间：52℃，最高温差2.3℃；上层：46℃，最高温差2.9℃；下层：47℃，最高温差3.1℃。

二．事故发生、扩大和处理状况

2023年9月14日16时20分，运行人员发现#8发电机中性点出线处有漏水状况，随即汇报调度，请示停机。9月14日16时25分，解列灭磁开关，机组大联锁动作，机组停运，厂用电切换正常。停机后，开启发电机中性点出线箱，检查分析B相导电铜板冷却出水管接头铜质卡箍螺栓松动，接头处有水漏出（见图1、图2）。接头卡箍螺栓的防松措施不到位（装配的防松圈未夹扁），而且卡箍装反。铜质卡箍的两侧孔径不一样（见图3）正确的装配是直径小的一侧应卡在钢制接头的凹槽上，直径大的一侧应卡在聚四氟乙烯绝缘水管上。螺栓紧固后，应将防松圈沿螺栓的防松平面夹扁（见图4）。

图20.1中性点出线箱图20.2取下的漏水接头

图20.3铜质卡箍两侧孔径对比图20.4正确装配实物

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三．事故发生原因分析1.机组解列原因

由于发电机B相导电铜板冷却出水管接头卡箍螺栓松动，接头处有水漏出，危及发电机的安全，为防止发电机烧损事故发生，采取紧急停机措施。

2.水管漏水原因

水管接头为电建安装，安装工艺不符合要求，将卡箍装反，而且螺栓紧固后防松措施不到位。检查性大修中未发现该缺陷。经较长期运行螺栓逐步松动，卡箍失去对绝缘水管的紧固作用，绝缘水管松动，造成漏水。

四．事故损失状况

损失发电量6100MW.H，约合人民币183万元；外购电增加250MW.H；燃油：52.3吨；耗除盐水：843吨。

五．事故暴露出来的问题略。

六．防止事故重复发生的对策、防范/整改措施

1.设备维护人员和技术管理人员对电气设备结构、工艺把握不够细致。对引水管卡箍结构把握程度不够，机组大小修时虽然进行过检查，但未细致把握引水管安装工艺要求，未能及时发现存在的隐患。检修工艺要求不够细致，没有对设备检修细节的部分提出具体的工艺要求。应向发电机厂书面咨询发电机线圈侧卡箍的安装工艺（安装方向和是否锁紧）。

2.值长未严格执行国华公司和太电公司生产汇报制度，机组跳闸后未在15分钟内向国华公司发电营运部汇报。暴露出值长对公司调度管理制度意识淡薄，缺乏执行力。应加强汇报联系制度执行力，规范运行人员对制度的依从行为。

3.运行人员事故处理能力需要加强，在故障发生后运行人员处理过程较为混乱。机组主值班员原专业是热动专业，对电气专业技术和技能把握不全面，没有采取常规的锅炉MFT，机炉电大联锁保护解列机组的方法，而采取了非正常的由DCS直接灭励磁的方法，应对运行人员培训工作要制定针对性的培训计划，对非本专业运行人员加强培训，提高运行人员的综合能力和技能。

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案例021：主变低压侧接地变C相高压引线绝缘夹件放电击穿

一．事故前工况事故

A厂4号机组正常方式运行，有功518MW，无功-47MVAr，A厂500kV系统三串、8台断路器及两条母线均正常运行。

二．事故发生经过事件经过和处理状况：

5月1日22:19AGC负荷指令由533MW降至470MW。

5月1日22:21机组负荷518MW，主汽压力16.55MPa，制粉系统等各辅机运行正常，集控CRT发4号发电机定子接地保护动作信号，发电机跳闸，汽轮机联跳，锅炉MFT，首出为发电机跳闸。

运行人员检查各辅机联锁跳闸正常，锅炉燃料全部切断，汽机除TV2有20%开度外，其余高中压主汽门、调速汽门均全部关闭，抽汽逆止门、电动门均关闭，主机转速正常下降，主机交流油泵、高备泵启动正常，停运EH油系统，开启PCV阀泄压。

就地检查4号发变组保护屏1、4有“59N中性点零序过电压〞跳闸信号、保护屏2、5有“59G零序过电压20KV接地〞信号，4号主变低压侧接地变C相有焦糊气味，开启接地变柜门后发现C相高压引线绝缘夹件放电击穿（见附件）。检查发电机出口PT柜无异常。

5月1日22:30投入误上电保护压板，拉开发电机出口8040刀闸，断开控制、动力电源。

5月1日22:36追忆4号机高、中压主汽门关闭时间：4号机高压主汽门TV1、TV2出现关闭超时，其中TV1关闭时间：762ms，TV2关闭时间：16min20s231ms，TV2在20%左右开度拐点处出现缓关现象。

5月1日22:40下载发电机保护动作信息，查看故障录波图。经查发电机M3425-1、M3425-2双套保护装置内的发电机基波零序过电压（59N，延时跳闸）定子接地保护动作跳闸，主变M3520-1、M3520-2双套后备保护装置内的低压侧零序过电压（59G，延时发信）保护动作发信。录波图显示，故障前系统及发电机电压正常，故障后发电机C相电压降低，A、B相电压上升，N相电压升高（见附件1）。

5月1日23:11切换厂用电至3号高备变，拉开5021、5023开关，拉开4号主变低压侧接地变高压侧刀闸，隔离主变低压侧故障接地变。测试发电机绝缘为370兆欧，符合规程要求。

5月2日00:59汽轮机转速到零，投入主机盘车，惰走158分钟。

5月2日06:35对4号机组高压主汽门TV1、TV2的操纵座进行拆解，对阀杆翻转180度后重新装复，并对高压主汽门进行静态特性调试和关闭时间测试，主汽门开关灵活无卡涩、指令与反馈跟踪良好，线性度良好，10%开度以内调理灵敏。重新挂闸后，关闭时间测试结果为TV1关闭时间：243ms，TV2关闭时间：231ms。

5月2日12:054号锅炉点火。5月2日18:384号汽轮机冲转。5月2日19:224号发电机并网。

42电气专业事故案例分册

三．事故发生原因分析1．直接原因分析

1）#4机组主变低压侧接地变C相高压引线绝缘夹件放电击穿，导致4号发电机定子接地保护动作跳闸，机组停运。

2）设备出厂时，接地变C相高压引线绝缘夹件存在设计、制造工艺质量问题，接触面未打磨，未进行真空浸漆。

2.间接原因分析

1）接地变设计、制造工艺差，环氧树脂材料绝缘性能不良，在正常运行电压下放电击穿。

2）虽然公司按规程规定对接地变进行检修试验，但缺乏针对提高接地变可靠性的主动性检修。

3）A电厂一期600WM机组是广东省电力设计研究院首次设计项目，局部功能设计考虑不完善。主变低压侧接地变的设计是广东省电力设计研究院参考了C厂英国的主变低压侧接地变，在近几年的设计更新中已取消，国内其他装设发电机出口断路器的大型发变组系统均未设计主变低压侧接地变。

四．事故损失状况略

五．事故暴露出来的问题

1）接地变C相高压引线绝缘夹件存在设计、制造工艺质量问题，接触面未打磨，未进行真空浸漆，高压引线夹件绝缘逐步降低，在运行电压下放电击穿，导致4号发电机定子接地保护动作跳闸。

2）4号机于2023年1月27日投产发电，其中经历过A修、C修、D修，虽然按规程规定对接地变进行检修试验，但缺乏针对提高接地变可靠性的主动性检修，对设备绝缘认知存在不足。

六．防止事故重复发生的对策、防范/整改措施

1）加强接地变维护，缩短交流耐压周期，提高绝缘等级

2）将4号接地变周边装设围栏、挂“止步，高压危险！〞标示牌，人员阻止靠近。3）组织召开取消3-5号机组接地变技术方案专家探讨会。

4）利用机组检修机遇，实施3-5号机组取消接地变技术方案。附件：4号主变低压侧接地变C相故障照片4号主变低压侧接地变C相放电点43电气专业事故案例分册

案例022：#8发