电力生产典型事故案例汇编下

设计、制造、安装不良造成发电机绝缘损坏事故【案例简述】某火电厂首台机组1993年9月投产发电，总装机容量2000MW。该厂#4发电机（670MW）为上海发电机厂应用美国西屋公司技术生产的QFSN-670-2型发电机，2007年6月9日投入商业运营，2007年7月4日该厂#4发电机发生绝缘损坏事故。2007年7月4日16时20分，该电厂#4机负荷650MW，运行值班人员发现发电机内冷水压力升高，水压从0.23MPa逐渐上升到0.4MPa，检查内冷水各阀门状态正确，内冷水箱水位60cm，均正常。16时26分，#4锅炉MFT，首出原因为“发电机事故”，发变组保护柜“匝间保护”动作，同时发现#4机组跳闸后内冷水压力升高到0.8MPa，检查发现发电机下部四个液位计均满水，立刻组织对发电机进行排水，随后进行#4发电机事故排氢。2007年8月27日14时30分，#4机组检修后正式报竣工，恢复正常运行。#4发电机从故障到完全修复恢复运行，共历时54天，其中检修时间41天。【案例评析】1．#4发电机W相并联绕组中的励端W2绕组至中性点的弓形引线烧断，造成W2支路开路，使W相负荷全部转移到W1分支，导致该支路过流。由于整个过程持续时间比较长（大约6分钟），造成整个分支的绕组过热，线棒绝缘受损，逐步发展为接地和匝间短路。2．发电机定子引线水路外接回水管道管径偏小、阻力偏大，导致发电机引线冷却水流量总体偏小。3．此类发电机的弓形引线中，位于顶部位置的弓形引线最长，水流量分配不均，容易出现气堵。【案例警示】1．按照“600MW级发电机安全稳定运行措施”，检查引线水路外接回水管管道管径和安装是否符合要求，立即更换口径不符合要求的回水管；同时，对于同类型发电机，应尽早利用停机机会，检查定子引线是否有损伤，在停机检查前，应研究制定监控运行措施，保证机组安全。应严格按“措施”要求核查修改运行规程，规程修改后，每次开机前和定子水系统再次启动时，应严格按运行规程对内冷水系统进行操作、监控和排气，必要时适当提高水压以改善排气效果。2．在引线水路外接水回路加装流量计，并实现远方信号监视。3．检查发电机图纸标注是否符合现行国家标准，要求厂家提供图纸中旧标示的修订说明。对照发电机厂定子内冷水系统相关说明书、图纸，对水系统进行全面核查，重点检查管道管径和弯曲半径是否符合图纸要求，检查临时冲洗管道是否已全部拆除，并已正确恢复正常系统连接，应确保反冲洗阀门严密，必要时加装堵板。4．确保发电机各种在线监测设备正常投入使用，包括绝缘过热检测装置、射频检测仪或局部放电装置和安装于定子内冷水箱的氢气流量表等，运行各班组必须及时记录氢气流量表数值。若以上装置发出报警，应立即结合其他可疑状态综合判断，采取如停机处理等果断措施。5．加强对发电机线圈层间温度和进、出水温度的监视，并及时采取如降负荷等措施（在DCS程序中未实现线棒各测点温差报警功能的必须立即完善）。6．对于发电机结构中监测系统的不足，及时制定出防范措施。7．以下状况一旦出现应果断停机处理：发电机负序电流突然增加并不立刻返回，同时发电机轴承振动突然增大；定子内冷水压突然升高，发电机线圈层间温度和进、出水温度突然升高超过限值；内冷水检漏装置检测到发电机内漏等。8．规范发电机的质量监造、技术管理和技术监督。（1）做好发电机出厂前的监造工作，监督厂家按照GB/T7604-2002的要求做全制造厂型式试验和检查试验项目，不准漏项，并验收合格；同时，合理要求设备的制造周期，不能因抢工期损失设备质量和使设备必要的检查和调试工序缩短。（2）发电机到货后严格验收，确保设备完好、内部清洁、部件齐全、图纸资料齐全，符合GB/T7604-2002要求。（3）发电机安装前组织厂家、设计单位、施工单位、监理单位对发电机及其相关系统的相关图纸进行会审，确保图纸齐全、正确、安装要求明确。（4）发电机交付安装后要跟踪监督，确保“安装要求”被正确地实施。（5）发电机安装完成后，要按照GB/T7604-2002的要求做全安装后交接试验项目，尤其是全绕组内部水系统的流通性、严密性等交接试验。（6）加强发电机投运后的技术监督，定期进行发电机运行分析，定期进行预防性试验，及时发现发电机各运行参数的异常趋势和设备缺陷的发生规律。氢气湿度超标导致发电机护环腐蚀【案例简述】2000年3月某电厂在5号机组大修中，发现该机组200MW水氢氢型汽轮发电机转子护环有严重裂纹。发电机转子汽侧护环外表面沿周向散布有7条轴向裂纹（有的肉眼已清晰可见），长度在13～28mm之间，深度在5～8mm之间，其内表面沿周向散布有26条裂纹，长度在10～12mm之间，深度在3～5mm之间，同时发现发电机转子护环外表面有裂纹处所对应的内壁也有裂纹。发电机转子励侧护环外表面完好，其内表面有13条裂纹。由于是在检修中发现发电机转子护环有裂纹，从而未发生发电机转子护环崩毁事故。但因发电机转子护环存在严重裂纹，被迫全部更换。【案例评析】发电机转子护环产生裂纹的原因是由于在本次大修前，氢气干燥器（冷冻式）因故退出运行，造成发电机机内氢气湿度严重超标，实测机内露点温度经常在20℃以上，而转子护环采用不抗应力腐蚀的材料50Mn18Cr4WN，最终导致在发电机转子护环热套部位产生应力腐蚀裂纹。又由于该发电机密封油系统存在不时向发电机内部漏油的问题，并且发电机汽侧漏油较为严重，因油中含水量大，故汽侧氢气湿度可能更高一些，从而使发电机转子汽侧护环应力腐蚀裂纹比励侧护环严重。【案例警示】提高对氢气湿度超标的危害性认识，加强设备管理，及时消除缺陷。定子线棒堵塞导致发电机端部绝缘损坏【案例简述】2004年1月16日某厂1号发电机做K0点短路试验时发现13、14、39、40点线棒温度迅速升高，线棒温差大于规程标准。停机消缺检查，2月1日下午在拆除汽侧13槽线圈引水管时，用内窥镜探视发现内部有类似纸状的物体堵塞。2004年2月5日，在停机消缺后恢复系统前按计划进行的2倍额定电压的直流耐压试验时，升至30kV左右时C相击穿。【案例评析】线棒汇水盒内有大量纸状物将空心导线堵塞，使发电机定子线棒内冷水路阻塞受堵，水流不通畅，使冷却效果急剧降低；在短路试验期间，急速上升的试验电流（在几十分钟内由零加到额定电流19250A）所产生的热量使受堵线棒发生热量积聚，使其膨胀加剧，造成受堵线棒与正常线棒之间由于膨胀不一致而产生位移变形；以上的热膨胀效应使线棒绝缘特别是其端部绝缘受到损害。【案例警示】1.发电机被迫停机更换下层2根和上层19根共21根线棒。2.制造时水盒内遗留异物，未能及时发现；未按规定及时停机检查。引水管损坏造成线棒绝缘不良【案例简述】2005年2月，某厂1号发电机接地故障跳闸。9号上层线棒引水管损坏，绝缘破损接地，与其水路连接的12号下层线棒引线在水盒根部空心导线漏水。【案例评析】1号发电机9号上层线棒汽端回水聚四氟乙烯水管损坏，造成9号上层引线线棒冷却水断流，使线棒温度迅速上升，在汽、励两端靠近槽口处绝缘膨胀出现裂纹，通过低阻防晕层接地。【案例警示】1.上层线棒全部抬出，更换下层9号线棒。压板下面原用环氧泥填充改为用浸胶适型毡填充，其余按原工艺恢复。2.原俄制绝缘水管更换为国产水管，材质和强度存在问题，加之出水压力偏低，运行中造成水管瘪裂断水，使线棒温度升高，绝缘损坏接地。未按设计安装形成气堵导致发电机中性点连接线烧断【案例简述】某电厂1号发电机2006年5月23日完成168h试运并投入商业运行，6月10日停机临修，再次起机后，运行近20h，于6月15日16时左右跳闸。事故前机组负荷600MW，定子电压20kV，定子电流18200A，转子电压340V，转子电流3550A，机组控制方式CCS。16时01分38秒发出转子一点接地报警；16时03分部分线棒出水温度异常升高，下令减负荷；16时6分01秒95％定子接地保护启动、C相低电压启动、过激磁保护动作，发电机跳闸。测量发电机定子绝缘0Ω、转子绝缘2MΩ；拆除发电机出线连线和中性点连线，用专用摇表测发电机A、B相绝缘电阻均在1000MΩ以上，C相绝缘电阻为0Ω。C相中性点连接线1W2（靠近中性点出线铜排侧）和2W2中间（11点左右位置）烧断。1号槽下层线棒汽侧出槽口R角处，导线和绝缘层严重损坏，该线棒汽侧端部水电接头R角处绝缘也局部损坏。【案例评析】1．发电机运行中，在引线故障部位形成气堵，导致该部位温度急剧升高，进而烧断。这是第一故障点。形成气堵的可能原因有：定子水系统内积存空气，未排出：定子水压波动，流量减小。2．引线烧断过程中，C2分支的电流减少直至消失，C1分支电流增大到近两倍，从而导致C1分支线圈出水和层间温度急剧增加，其中，1号槽下层线棒出水最高达127.7℃、层间最高达104.5℃，导致1号槽下层线棒膨胀，在线棒汽侧端部R角处绝缘胀裂，对铁芯放电，形成第二故障点。【案例警示】1．因转子受到引线熔断产生的金属粉末和炭粉污染，存在绝缘降低和短路的问题，返厂彻底处理。2．定子更换部分线棒。3.定子水系统不符合制造厂安装图纸的要求。4.发电机引出线出水管安装工艺应采用弯管引出，而1号机组引出线水管采用了直角管，不符合安装要求，而且厂家图纸要求使用内径ф32的不锈钢管，而事故机组使用的是内径ф28的不锈钢管，钢管内径小了4mm。5.机组运行时定子引出线出水管应与汽侧汇水环连接，不应同时接汽侧出水总管。机组运行前应拆除该连接短管，安装丝堵，故障机组连接错误。出线盒的水直接进入回水管，容易使空气进入出线盒的水系统内。内冷水不合格导致发电机线棒堵塞绝缘损坏【案例简述】1998年某电厂发生1号362.5MW汽轮发电机定子线棒绝缘损坏重大事故。1998年6月17日21时16分，1号汽轮发电机定子接地保护动作，机组跳闸停机。【案例评析】由于线棒腐蚀产物将发电机定子2号槽上层线棒和53号槽下层线棒（同一冷却水路）的端部水路的流通截面严重堵塞，水量减少，使线棒得不到充分冷却而发热，致使线棒绝缘损坏，在53号槽下层线棒直线端部处将绝缘击穿造成接地故障。造成定子线棒水路的流通截面堵塞的主要原因是由于定子水内冷系统及补水系统密封装置不完善，水质受空气中二氧化碳污染，导致pH值降到6.0～6.3，使空芯铜导线产生腐蚀，定子中水的品质不能完全达到规程规定的指标，尤其是水中的含铜量经常在300～500µg/cm3，最高时达到2700µg/cm3。由于水质的长期不合格，当腐蚀产物铜氧化物浓度过高时，在一定条件下，便会从水中析出，沉积在线棒的通流截面上，造成定子线棒的水路堵塞。【案例警示】内冷水水质监控管理存在漏洞，未严格控制在规定范围内。线圈接头制作不良造成发电机转子局部匝间短路【案例简述】某火电厂2号燃机为GE公司生产的9F级燃气－蒸汽联合循环390MW级机组，发电机型号为390H，于2005年12月正式投入商业运行。2006年11月4日2号燃机启动过程中发电机匝间短路导致机组无法启动。2006年11月4日，2号燃机正常启动过程中，在转速升至700～800r/min时，发现发电机汽机侧7号轴承处振动异常，立即停机。联系制造厂当天到现场开始进行故障诊断和原因调查，随后发现转子绕组其中一极的第8号线圈从槽底起的第2、第3匝之间已短路，并且有部分绕组铜熔化后甩到了第7、第8号线圈护环侧的空间。2号燃机在经过了故障查找、返厂修理及现场恢复3个阶段后，2007年5月16日启动并网。【案例评析】发电机转子第8号线圈的第2层C型线圈接头在焊接时表面处理不当，在运行中逐步开裂发热，进而致使第2、3层接头焊缝烧熔断裂。【案例警示】1．加强与相关制造厂家的协调与沟通，及时掌握同类设备存在的故障或隐患，督促厂家提出解决方案，做好隐患消除工作。2．机组检修时加强发电机转子针对性检查，及时发现设备隐患，彻底处理。3．严密监视机组运行中相关运行指标、参数，发现异常及时检查处理，防止设备损坏情况扩大。同期回路存在隐患造成机组非同期并列【案例简述】某电厂为60年代建厂，装有两台常规水轮发电机组和一台抽水蓄能机组，装机总容量47MW。全厂共用一套手动准同期装置，蓄能机组抽水启动时不使用同期把手。2004年6月3日，该水电厂因运行人员操作不当，加之同期回路存在一定问题，发生#2机组误并网异步启动的事故。2004年6月3日22时35分，省调令开#1机抽水，值长林某令副值班员张某到主厂房内投入#1机技术供水水源和机组控制电源。22时38分林某得到各部水压正常，可以开#1机的汇报后，打#1机主令开关启动抽水。当机组启动至同期转速，半压240开关倒全电压241开关时，突然厂用电消失，事故照明投入，相关声光报警发出，#2主变110kV侧142开关跳闸。林某发现#2机出口242开关的同期开关还在“投入”位置，就立即将其切除，代理主值班员齐某把#1机启动主令开关打到“停机”位置。【案例评析】1．该厂手动准同期回路存在事故隐患：当#1机组由半压启动向全电压抽水工况转换时，如果#2（或#3）机组处于热备用状态，而#2（或#3）机组的同期开关TQ242（或TQ243）又在“投入”位置，就会使#2（或#3）机组误并网。2．未严格执行操作票制度，操作漏项。#2机组开机操作完成后，操作人员未按规定切除机组同期把手，操作漏项。3．技术管理不到位，未能及时发现同期回路存在的问题并从根本上消除隐患。【案例警示】1．采取切实可行的技术措施，消除手动准同期回路存在的事故隐患。2．严格执行两票三制等各项规章制度，操作时各级人员严格履行岗位安全职责，加强监护，避免发生误操作和漏项操作。发电机非同期合闸造成设备损坏【案例简述】2002年9月15日，某发电厂(2×500MW)1号机组因非同期合闸，造成1号主变(3×210MVA)A相严重损坏，全厂停电。9月15日1时42分，1号机组带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，开关柜弧光短路，致使厂用电6kVA段和380VA段失电，1号机组被迫停运。1时47分，厂用电恢复送电。3时20分，1号炉点火时发现1号机“主变差动”光字牌亮，查保护有掉牌，检查未发现异常。6时41分，发电机经零起升压试验未发现问题。7时20分，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。7时22分，值班员听到沉闷声响，发现5012开关无人操作的情况下自动合闸，1号机有功记录表指示从O瞬间升到140MW，又回到O，并出现“主开关进线差动”、“开关误合保护”、“主变差动”、“主变重瓦斯”、“主变压力释放”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，减出力467MW，机组停运。造成全厂停电。现场检查：1号主变A相上部瓦斯继电器侧法兰处炸裂，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号发电机揭盖检查、试验正常。经检查，1号炉15号强制循环泵开关电缆引线接头螺栓压接不紧，放电短路造成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，更换插件传动试验正常后，于11：33并网运行。【案例评析】调查分析时从故障录波图上看到，5012开关于1时43分、7时22分和9时45分在无操作的情况下3次自动合闸。第一次是发电机解列后，在无励磁状态下合，保护动作后跳开；第二次是发电机待并状态下合闸，发生非同期并列，保护动作后跳开，事故冲击电流导致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。经查找发现从集控室主控室间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，由于包扎工艺不良，导致电缆绝缘受潮后击穿，同期合闸回路被短接，造成非同期合闸。1号机组于今年8月份进行了大修，未能发现二次电缆绝缘缺陷。另外，直流接地报警装置因有故障多年未投，失去了绝缘监视。【案例警示】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。该厂非同期合闸事故给我们敲起了警钟，在同期装置可靠性不断提高的情况下，对二次回路的验收、试验、检查、监视、消缺等工作绝不能放松。1.对主要发供电设备开关的二次回路，控制电缆进行全面检查，对中间有接头的重要控制电缆要更换或采取加强绝缘的措施。2.加强对直流系统的绝缘监督和运行管理工作。发现直流接地时要及时查找、消除。不得长时间接地运行。直流系统绝缘监视和报警装置不正常的，要立即处理、更换。3.认真做好二次回路和二次控制电缆的定期试验工作，发现问题要彻底查清，消除隐患。4.加强对基建施工电气设备绝缘质量的验收把关。基建单位在安装、施工中要加强质量监督，不留隐患。发电机线圈短路事故【案例简述】2002年12月30日21时30分，某厂11号发电机运行中有功240MW，无功90Mvar，此时，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，并伴有爆炸声响，现场检查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样的玻璃管断裂处有火焰喷出，发电机出线垂直段三个封闭母线外壳底部均烧熔成大洞。现场进行灭火工作到21时40分结束。【案例评析】发电机出线垂直段C相封闭母线与水平封闭母线联接处固定母线的支撑绝缘圆盘，因表面结露受潮爬电，对外壳闪络接地，另两相电位升高，发电机定子接地保护整定动作延时为6.5s，未及跳闸，此间A、B两相也通过绝缘圆盘表面对外壳闪络，造成三相对地短路，由差动保护动作使发电机跳闸。发电机投运前，电厂检修人员曾做过母线对外壳的交流耐压试验，据此，在封闭母线内绝缘圆盘上不可能留有异物。可能性最大的是绝缘圆盘表面结露积水形成闪络。1.机内端部线圈未发现异常，但第11号槽线圈端部水接头并头套(俗称板烟斗)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冷却器冷却水引水管处有裂缝漏水，已有数天之久，漏水地点离垂直段封密母线A相较近，已由制造厂协助处理解决。3.中性点变压器严重过热烧毁，修理时查出高压线圈里层多处匝间短路，二处有明显烧熔。变压器铭牌容量30kW，20kV／O.23kV、1.5A／130．4A绝缘为H级。但在高压线圈间使用黄腊绸，端部还有青壳纸类绝缘。绝缘水平较低，在发电机定子出现接地至三相短路跳闸的这段时间内过载约1.89倍，变压器内部已出现层间短路。发电机定子接地保护动作时限为6.5s，故上述过程发生持续的时间不超过6.5s。变压器次级负载电阻为O.45Ω，215A，由四组生铁电阻共88片串联而成，抽头接出处为O.54Ω。在接头和电阻片间云母片和绝缘套管有过热烧损。4.固定支撑母线的绝缘圆盘，是酚醛纸质层压板材料制成，沿面呈波纹形。沿面爬电距离实测280mm垂直段封闭母线区无强迫空气对流设施，在该段封闭母线外壳上端留有缝隙与外界大气相通。如因环境洁净情况变化，或附近有管路泄漏等易在圆盘表面结露和积水。本次事故中，C相圆盘表面有明显的电弧闪络烧毁痕迹，另二相圆盘表面呈片状烧毁。【案例警示】1.需长期保持封闭母线附近环境的清洁和无滴漏运行。防止异物或水珠落入。2.对垂直段封闭母线及母线支撑绝缘圆盘作改进（1）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流动可防止结露。（2）目前母线支撑绝缘圆盘表面爬电距离只有1.21cm／kV。据有关绝缘专委会讨论意见，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／kava，则需改进结构，增加表面爬距。如在表面复以硅橡胶(RTV)绝缘，对凝露情况，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）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，受到三相突然短路冲击，需有相应监视检查措施。转子接地事故【案例简述】某电厂一期安装的二台500MW机组是由捷克引进的，2001年11月19日1号发电机并网发电。2001年11月28日8时00分许转子出现接地信号，经检查转子对地绝缘降至O．5兆欧(发电机首次测转子绝缘电阻用1000V摇表检查为300～400兆欧)，开始认为是转子受潮所致。但经消漏处理、采取排氢充气对流吹扫(近10h)、以及通过蓄电池220V整流柜对转子加以~500A的直流电在盘车下进行2天的通电干燥，转子绝缘仍无好转。12月13日将1号发电机转子抽出检查。检查后认为，转子接地故障是转子表面杂物脏物引起的表面层击穿。为找出故障点，对1号转子(按出厂耐压试验3500V的80％即2800V)做交流耐压试验，但电压升到500V时即击穿，击穿的地方是通风孔第31槽。J区第一孔即K1点，经检查槽楔通风孔处8mm绝缘层放电碳化，形成导电，其宽度约6mm、深度约8mm，同时发现有一金属毛刺约5mm长，为制造厂家打通风孔时遗留的残物，用一个90度金属刮子将碳化物全部刮去，转子绝缘由0开始上升，到2000兆欧，转子绝缘全部恢复。第二天再次对1号转子进行交流耐压试验。当电压升到2000V时转子再次被击穿。经检查击穿的地方是在引槽D列的K2点，放电时听到有响声，并有绝缘被烧的焦味。这次碳化物约3mm宽、lmm深，将碳化物清除后绝缘再次上升到2000兆欧。当天再次做交流耐压试验，顺利通过2800V1min试验合格【案例评析】1.制造厂在打通风孔时留下的金属毛刺留下了隐患；2.通风孔外部金属槽部分松动跑偏，这样在运转中容易留下脏物，同时也影响通风；3.发电机中有灰尘未清除干净，同时还有渗水受潮。【案例警示】1.制造厂家应确保产品的工艺质量，保证转子绝缘不受损伤，通风孔内无金属毛刺及杂物。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)，不得将金属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封，以防渗水；4.施工中要保证发电机干燥防止受潮，特别是发电机静子及氢冷却水不能有漏水。主变压器220kV线圈匝间绝缘损坏事故【案例简述】某电厂2号主变系西安变压器厂1973年11月生产的SSPSOL一300000／220型薄绝缘变压器，1973年12月投运，是该省首台220kV升压变压器，运行以来历次绝缘预防性试验无明显变化，油质化验和油中溶解气体分析正常。变压器投运以来未进行过大修吊检工作，为了检查变压器内部绝缘老化状况，紧固件松紧程度和油道是否畅通等，于1996年5月20日对该变进行了第一次大修，经吊检并解三相高压线圈部分围屏，未发现明显缺陷，修后按检修工艺要求进行真空注油(真空度保持540～550mmHg)。6月3日18时56分，由220kV侧对主变送电，110kV并网试运行，主变运行正常。22时26分，中调命令主变从电网解列备用。6月4日16时55分，中调命令主变投入运行(负荷90Mw)。6月6日8时23分，主变重瓦斯动作，防爆筒喷油，油中溶解气体分析属高能量放电，高压侧直流电阻不平衡系数严重超标。吊罩检查发现B相下分支六只线饼局部烧坏。事故后将事故线匝拆除，修理恢复原状，经1.4倍感应耐压试验并在1.3倍感应电压下测量了B相的局部放电，加压时间20分钟，试验过程中未发现主变异常。7月15日1时54分，由2号机带该变空载零起升压，当低压侧(13.8kV)升至5kV时，发电机转子电流剧增，最大达1100A，(正常时约320A)，还未来得及降压，主变重瓦斯动作跳MK开关，全部升压过程约3分钟。经吊检发现，故障发生在高压侧B相下分支、第一次故障线饼的下部。由于这次故障波及线饼30多个，现场穿绕时间长，难以保证质量，决定将220kV三相自耦变串联线圈全部拆除，于7月28日23时30分，暂由110kV并网运行，待全部更换为加强绝缘线圈。故障部位检查：该变6月6日，7月15日先后发生两次绝缘事故，第一次事故的部位发生在高压侧B相下分支1、2号撑条间，由下往上数第27至32线饼的辐向外侧第5匝往里的四只线饼，故障点烧了鸭蛋大的一洞，由于瓦斯保护动作快，波及范围不大。经现场局部穿绕更换了第27号至34号八只线饼。第二次绝缘事故的部位仍发生在高压侧B相1、2号撑条间，线饼辐向的最里侧。由损坏的程度看，这次故障由第17、18线饼首先短路，短路电弧向上下发展波及到18个线饼的内侧线圈，有不同程度的烧伤和熔化，且多个线饼的导线沿圆周严重变形。另外，17—18线饼在A、B段相间位置还各有一根导线熔化。这次事故波及面大，除18只线饼的部分导线熔化外，还有近20多个线饼部分绝缘表面严重熏黑。【案例评析】该变在大修吊罩检查时没有发现明显缺陷，大修恢复和第一次事故后修复整个工艺过程均未有失误之处，每次注入变压器本体油的耐压不低于50kV，油中微水不大于20ml／L，热油循环真空干燥油温65～68℃，注满油后，开启潜油泵循环，投运前各放气孔放气，经拆除线圈检查故障处没发现有异物破坏线圈绝缘，高压外围屏没有爬电痕迹。第一次事故前按正常操作在220kV侧进行二次冲击，之后由220kV侧送电，由110kV并网运行，并网后运行39小时发生故障，在场人员听到冲击后变压器数分钟内声响较大，但网控室表计未见异常。第二次事故前由发电机零起升压(以减小对变压器的电压冲击作用)，但升压值不足额定电压的三分之一就发生事故。通过对该变压器的吊罩检查，事故修复及试验，运行操作和事故后的故障部位检查，认为这两次绝缘事故是由于变压器经过了十几年的运行，多次全电压下冲击拉合，使变压器匝间绝缘受到严重损伤。14年来对2号主变进行全电压冲击和拉空载变压器各不少于60～70次，冲击次数对变压器绝缘损伤有累积效应。据变压器事故统计分析，有些事故事先并无征兆，所以该变压器在最后一次冲击后运行39小时发生绝缘击穿导致线圈饼间短路是属突发性绝缘故障。分析认为，第二次故障点隐患缺陷的形成有可能和第一次故障点同时发生，只是损伤的程度不同，重者已经暴露，轻者隐蔽下来。也有可能第二次故障点是在第一次事故时由短路应力的作用，使线圈绝缘多点局部受伤破裂，但还未完全短路，这些隐蔽缺陷发生在线饼的最里侧，线饼又厚，在第一次故障修复时目测检查未能发现。在第一次故障修复后曾做过三倍感应耐压试验，首先对修复后的高压B相加压试验，试验过程电压没有突然下降和电流突变现象，试验通过。由于故障点不是完全短路，匝间尚有一定的绝缘强度，再加上第一次修复后经过对线饼用压力油冲洗后注入合格的变压器油，导线间有良好的油膜，所以能承受短时间的感应耐压。高压B相在感应耐压后又测量局部放电，由于试验设备发生故障，A、C二相未能测量，不能进行三相比较，仅与以往其他变压器的现场局放量相比，数量级还是相近的。高压B相线圈在20分钟感应耐压通过而在工频约三分之一额定电压下再次发生事故，对这一现象分析认为是零起升压之前潜油泵开启后，将第一次事故时冲洗线圈遗留在线圈里侧油路中的铝渣(拆除线圈后确发现高压线圈底部特别在故障部位下面油道里有很多铝渣粉末)重新翻起被冲入有绝缘缺陷的线匝上造成金属性搭桥使匝间短路，所以在零起升压时已带这种“短路匝”运行，当零起升压至3kV时发电机转子励磁电流稍大于过去实测值，短路点已流过电流，升至5kV时该电流剧增，很快使短路点扩大。由于时间较长，整个升压过程约3分钟，5kV下也约有1分钟，所以第二次事故面积大，且损坏严重。【案例警示】1.正常运行操作，每次冲击前后及运行24小时后都应做一次油中溶解气体色谱分析，监督可燃气体有否变化，比较产气速率。2.通过历年绝缘试验和油中溶解气体分析，没有异常的大型变压器一般可以不吊罩检查(特殊情况如发生出口短路视情况而定)。3.真空注油时真空度尽量抽至全真空，即使条件限制也不能低于700mmHg，如油箱强度不够应考虑加强措施。4.大修后需要做感应耐压时，试验电压值不应低于出厂试验值的85％，耐压前后应进行工频空载试验，这两种试验前后都应做一次油中溶解气体肋色谱分析。主变避雷器爆炸导致发电机跳闸事故【案例简述】某电厂1号发电机为125MW机，1995年7月11日O时59分，正值雷雨天气，1号发电机控制屏发“发电机定子100％接地”“13．8kV接地”信号，运行人员检查发现1号主变低压侧B相套管因雨流断续放电，1号高厂变也有放电现象。值长令严密监视并全面检查是否有其他接地点和倒厂用电。1时25分，1号主变低压B相套管放电现象明显加剧，值长令停机。在将厂用电倒至0号高厂变过程中，合上6131开关，电流表指示正常后，1号“发变组差动”、“高厂变差动”、“差动速断”保护动作，1号发变组201、101、机1、LMK、1301、6101、6102开关跳闸，厂用电自投成功，发电机解列，紧急停机停炉。1时32分查出1号主变低压侧(13．8kV)A相避雷器爆炸，造成相间弧光短路，B、C相避雷器亦损坏。【案例评析】经检查分析认为：原因分析:系工频过电压使避雷器动作，且不能熄弧，因不能承受幅值很高的工频续流而爆炸。引发工频过电压的原因如下：1.13.8kV和6kV系统是中性点绝缘系统，1号主变13.8kV侧B相套管断续放电可能产生幅值很高的过电压，达3.5倍以上。但这种概率很小。2.在倒厂用电电源6131开关后，使13.8kV和6kV系统零序电抗对正序电抗的比值X。／X1处于谐振范围，使A相电压升高很大，使A相避雷器在工频过电压下动作并发生爆炸。或者是上述两种((1)(2))情况的组合。3.1号主变13.8kV侧B相套管间隙性电弧放电产生弧光过电压，但过电压幅值不是很高，还不足以使A相避雷器动作。但在合上6131厂用电源开关后，零序阻抗的改变产生谐振过电压，两种电压的共同作用使A相避雷器动作，并且弧光过电压的存在使避雷器不能灭弧而发生爆炸。【案例警示】1.对避雷器进行一次工频放电电压试验，验证此种避雷器的工频放电电压值是否满足要求；2.改变13.8kV和6kV中性点不接地系统的零序阻抗，使其避开谐振范围。励磁变高压侧短路故障【案例简述】2008年10月13日，某公司#2机组故障前运行方式：负荷450MW,机组控制在“协调、自动”、“锅炉跟随”方式，励磁系统“自动”方式，励磁电压242V，励磁电流2681A。14点25分，#2机组跳闸，发变组保护A、B屏发“励磁过流I段”、“励磁差动速断”、“励磁比率差动”、“主变差动速断”、“发变组差动速断”、“主变比率差动”、“发变组比率差动”动作信号。主变高压侧330kV3322、3320开关跳闸，高厂变、公用变10kV侧跳闸，灭磁开关Q02跳闸。厂用备用电源切换正常。就地检查发现#2机励磁变上部封闭母线伸缩节胶皮起火，励磁变小室变形。紧急灭火后，检查发现#2机励磁变上部部件及构架受损，发电机中性点柜及相连的箱式母线外壳变形。【案例评析】1．#2机A、B、C三相励磁变高压侧CT至高压侧线圈的引线与CT连接处焊接前芯线铜丝处理工艺不良，造成电缆头焊接部位后面的多数铜丝发生氧化腐蚀和脆性断股。随着氧化腐蚀的不断发展，铜丝脆性断股数量增加，导电截面逐渐减小，使此处温度不断升高，进一步加快了铜丝氧化速度和脆性断股，不断恶性循环，最终因温度过高，连接处烧熔、断裂，拉出电弧，电弧灼烧CT底部，高温使CT底部炸裂，引发B相弧光接地，并迅速造成相间短路。2．励磁变B相高压侧CT至高压侧线圈的引线与CT连接处，因护板挡住视线，存在观察盲区,运行中巡检人员无法直接观察和红外测温，无法及时发现该处温度异常变化。3．中性点柜刀闸操作联杆与刀闸动触头操作杆的连接拐臂未采用定位孔或定位槽进行固定，造成刀闸动触头接触不良，接地短路故障造成零序电压、电流出现时，刀闸动触头因接触不良发热，引起拉弧，将刀闸动、静触头烧损。【案例警示】1．设备制造工艺方面存在问题：（1）励磁变高压侧B相CT至高压线圈之间电缆头焊接处理工艺不良，易造成电缆铜丝氧化腐蚀，脆性大，易断股。改进电缆头工艺。（2）中性点刀闸柜是厂家整体供货的设备，制造过程中执行工艺不严格，中性点柜刀闸操作联杆与刀闸动触头操作杆的连接拐臂未采用定位孔或定位槽进行固定，容易造成拐臂打滑，使刀闸动触头接触不良。2．设计方面存在问题：励磁变A、B、C三相并排布置于励磁变小室内。励磁变B相高压侧CT安装在B相变压器的侧面，与励磁变C相相邻。励磁变B相高压侧CT至高压侧线圈的引线与CT连接处，位于励磁变高压侧CT正面两侧的护板中间。由于励磁变CT的安装朝向设计不合理（与A、B、C三相励磁变纵列布置顺向），正常运行中从观察窗口观察时，该“连接处”被“护板”及相邻的励磁变C相挡住视线，运行人员无法观察和红外测温。3．基建过程中，中性点刀闸柜到货后的质量验收及安装调试，相关人员检查不细，未及时发现中性点刀闸柜刀闸操作联杆与刀闸动触头操作杆的拐臂连接处存在的制造缺陷。4．机组投产后，相关人员在设备检修维护过程中检查不细，未及时发现中性点刀闸柜刀闸操作联杆与刀闸动触头操作杆的拐臂连接处存在的制造缺陷。5．新（扩）建单位要针对故障原因，加强对设备制造监造、设备到货验收、设备安装、调试、试运等环节的检查把关，对厂家成套供应的设备内部工艺和质量更要加强检查验收，确保及时发现和消除设备隐患。6．已经投入商业运行的机组，要加强设备检修管理和技术监督工作，补充完善检修检查项目，提高检修工艺质量，严格技术监督和相关试验工作，确保修后设备无缺陷。对厂家成套供应的设备要加强检查，特别是要加强对电气接头连接工艺的检查和中性点刀闸等平时不操作设备的检查，确保及时发现和消除设备隐患。对运行中无法进行巡视的设备、电缆接头，检修中要重点检查和试验，发现疑点时要查清原因，彻底消除隐患。7.运行人员要加强对设备运行状况的巡视工作，对所处位置比较隐蔽的设备和电缆接头，要在采取有效的安全技术措施，保证人身安全的前提下，做好温度测量等工作，发现异常及时处理。对于暂时无法巡视或巡视时可能不安全的，应尽快改进（如增加安全网、观察窗口等），以方便检查，防止漏检。铁磁颗粒磨损绝缘导致定子接地【案例简述】2月9日19时07分，某厂监盘人员发现2号机组负荷突然降到零，检查发电机出口主开关跳闸，厂用电切换正常；汽机跳闸，转速下降，旁路开启，检查各抽汽逆止门关闭，TV1只关闭到38％（后来到19时31分才逐渐关到零）；GV4开度反馈也只关闭到18％（然后缓慢关闭到零）；锅炉未联跳，立即手动MFT，各运行制粉系统、一次风机跳闸，燃油速关阀关闭；汽轮机转速最高达3154r/min。检查汽机ETS跳闸首出为“发电机跳闸”，检查发电机保护屏显示定子接地保护动作（59N：发电机定子接地，M—3425—1和M—3425—2两套均动作）。【案例评析】故障原因为较微小的铁磁性物质颗粒残留在2号槽和3号槽下层线棒渐开线的第一道绑带下面，在绕组端部漏磁场的作用下，铁磁性颗粒发热、振动、旋转，既磨损线棒主绝缘又磨损其自身，绝缘厚度减薄，绝缘强度薄弱到耐受不住运行电场强度而发生击穿。由于击穿点位于高电位端，低电阻防晕涂层，又由于绕组端部积油较多，线棒表面污染而形成对地（铁芯）击穿闪络的通道。事故抢修至3月12日，共更换线棒45根（全部上层线棒42根和3根下层线棒）。【案例警示】1．发电机厂家在设备制造过程中对工艺把关不严，造成发电机遗留隐患。2．监造单位对关键设备的监造未能严格把住质量、工艺关。制造不良造成定子接地故障【案例简述】某火电厂#1发电机为俄罗斯1994年产品，型号为TBφ-65-2型，1996年7月25日投产发电。2003年9月1日，#1发电机运行中发生定子接地故障。2003年9月1日17时30分，#1发电机正常运行中101开关、励磁开关、#1高厂变010、601、602开关掉闸，“发电机定子接地”信号发出，#1发电机“基波零序定子接地”保护动作。外部检查#1发电机一次系统未发现明显故障点，测量发电机定子绕组B相绝缘到零。9月5日，发电机进行解体检查，发现有193块定子槽楔出现松动（总共630块槽楔），松动数量占30.6％，故障点位于#35槽下线棒。对该线棒绝缘切开检查，发现线棒主绝缘云母带分层严重，且含有杂质，云母带层间有粘性。【案例评析】1．发电机故障线棒（#35下层）存在先天性缺陷，绝缘严重分层、浸漆不足、制造工艺不良，击穿点附近有修补痕迹。2．发电机槽楔装配采用了不适宜现场应用的工艺，导致槽楔固定不牢，引起线棒松动，加速了线棒绝缘的损坏。3．检修、运行管理和技术监督等方面都存在漏洞。上次小修进行的#1发电机定子改造项目，施工前电厂未与施工单位签订技术协议和相关合同，施工过程中未进行有效监督，施工后未严格按规定进行质量验收。4．电厂在运行维护中存在诸多问题，对氢气纯度较低、定子线棒温差较大等现象未引起足够重视。【案例警示】1．严格执行发电机氢气湿度、纯度标准，加强对氢气干燥器的运行管理，进一步查找氢气纯度低的原因并加以改进；加强汽封的监视调整，维持机组密封油系统的正常运行，对油箱定期放水，防止密封油中带水，同时将发电机油样送电研院进一步鉴定；严密监视发电机的电压、负荷、风温、铁芯温度、线圈温差等各运行参数在额定范围内，加强对定子线棒温度异常情况的对比分析，解决线棒温差大的问题。2．利用小修机会，将转子抽出，全面检查定子槽楔有无松动现象，通过试验检查线棒绝缘有无损坏。3．将发电机备品线棒送电研院进行全面绝缘鉴定试验，根据鉴定结果，如发现线棒绝缘不好为普遍现象，应进行专题论证。4．将本次老化试验结果画出曲线，下次大修时再进行老化试验，并将曲线与本次曲线进行对比，检查老化速度。5．进行加装发电机局放在线检测装置和绝缘过热报警装置的调研和论证。6．加强技术监督管理，逐步提高技术监督水平。装配不当导致燃机发电机转子接地【案例简述】某电厂装机规模390MW，机组为燃气—蒸汽联合循环机组。2007年4月13日，机组计划停机水洗作业过程中发生转子接地故障。2007年4月13日，机组因天然气供应方面的原因在停运一周后按计划进行水洗作业。水洗作业于上午9时47分开始按设定的程序进行，11时07分进入漂洗阶段。11时58分，当进入第十次漂洗的时候，由于突发轴电流超限报警及转子接地故障，水洗程序中断。经测量发电机转子对地绝缘结果为55欧姆（正常为40兆欧左右）。GE公司派遣发电机专家到现场进行了检查和故障查找，在发电机集电端发现了故障点，是由于电弧引起集电环与转子绕组之间的导电连接处损坏，造成转子一点接地。【案例评析】1．导电螺纹表面质量不佳、安装时力矩不正确，导电螺丝在安装时未拧到位，造成导电螺丝松动。2．水洗过程中，该发电机作为电动机使用，启动频繁，造成该隐患暴露。3．对国外大公司的设备制造质量缺乏检测手段。【案例警示】1．加强技术监督管理工作，强化检查、监测手段，完善检查、监测设备的配置。2．利用各种手段，重点跟踪检查故障发生机组及同类型机组的相同部位状况，及时做好防范措施。励磁装置故障导致发电机进相运行【案例简述】某电厂1998年投产，装备2×125MW高温高压抽汽式机组。2005年2月23日，该厂两台发电机的励磁调节器由于存在性能不稳定缺陷，在#2发电机发生“误强励”后，导致#1发电机深度进相运行，进而两台机组先后跳闸。2005年2月23日电厂运行方式为：110kV系统：双母线并列运行，#1、#2机组分别运行在两段母线上，母线电压116.2kV。#1机组：发电机有功负荷99MW，无功负荷－9.7Mvar（进相运行），定子电压13.05kV，WKKL—2型双通道微机励磁调节器A、B柜自动并列运行，手动励磁跟踪备用。#2机组：发电机有功负荷87MW，无功负荷3.2Mvar，定子电压13.15kV，WKKL—2型双通道微机励磁调节器A、B柜自动并列运行，手动励磁装置跟踪备用。8时30分，#2发电机励磁调节器“均流越限”光子牌发出，B柜退出运行，#2发电机定子电流在1.5秒内由4000A突增至8000A，无功负荷由3.2Mvar上升至135Mvar，110kV系统电压由116.2kV上升至125.9kV，#2发变组“反时限过负荷”保护动作，励磁调节器A柜被切除，手动励联动投入，#2机组事故停机，6kV厂用备用电源自投成功。就地检查#2发电机两套调节器“它柜退出”、“均流越限”和“误强励”信号发出，#2发变组“反时限过负荷”掉牌，灭磁开关柜“过电压”掉牌。通过对#2发电机PT一、二次回路以及励磁调节器各保护功能进行全面试验、检测，未发现异常。#2机组于17时20分并网。8时30分，#1发电机无功功率由－9.7Mvar快速下降至－82Mvar，发电机深度进相运行进而失去稳定，有功在－90MW至161MW之间波动，无功在－122Mvar至103Mvar之间波动，#1发电机励磁调节器“低励限制”、“A柜退出”和“B柜退出”信号发出，手动励磁联动投入，机组转速在7秒内由3009r/min升至3297r/min，#1汽机“超速”保护和#1发变组“逆功率”保护相继动作，#1机组事故停机，6kV厂用备用电源自投成功。#1机组全面检查无异常后，于9时10分并网。【案例评析】1．#2发电机励磁调节装置异常是造成A、B调节器误强励的直接原因。当B调节器因“误强励”退出运行后，A调节器继续“误强励”，且A调节器的“过励限制”和“过励保护”没有正确动作，造成#2发电机无功功率不断增大，直至#2发变组“反时限过负荷”保护动作。2．#2发电机大量输出无功功率是造成#1发电机深度进相运行的直接原因。#1发电机深度进相使机组产生振荡，进而越过稳定极限进入失稳状态，汽机转速不断增加，汽机“超速”保护和发变组“逆功率”保护相继动作。3．#2发电机励磁调节器A柜的“过励保护”没有正确动作，造成#2发电机无功功率不断增大。4．该型励磁调节装置存在的制造方面缺陷没有及时、彻底处理。5．没有及时落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及有关行业标准，技术改造投入不足，使长期存在的设备问题得不到解决。如：#2发变组故障录波装置事故情况下不能工作，#1机组DAS系统死机，导致有关事故数据未能记录下来，给事后的原因分析带来困难。【案例警示】1．设备出现故障后严格按照“四不放过”的要求进行整改，彻底消除事故隐患。2．根据有关行业标准和要求，定期对励磁调节器“低励限制”、“低励保护”以及“过励限制”和“过励保护”的定值进行校验，确保励磁调节装置的各项限制功能、非正常运行工况下励磁通道的方式切换同发变组继电保护功能相协调。3．提高运行人员对发电机励磁系统各种异常工况的处置能力，在运行规程中进一步明确励磁调节器故障后历史记录的读取方法，做好反事故措施的演练，确保机组安全。4．加强机组技术管理，完善DAS系统功能，对事故追忆系统进行改造，各种微机保护和自动装置实现GPS同步对时。二次回路误接线造成保护拒动【案例简述】2000年4月6日17分16秒，某电厂的2号机高压厂用6kVB段工作进线断路器变压器侧发生短路故障，引起2号机组发变组和高压厂用变压器差动保护动作，将机组解列、灭磁、跳开厂用分支断路器，并由厂用电快速切换装置将备用进线断路器合上。此后，故障延伸至该段备用电源进线TV间隔和工作电源断路器母线侧，引起启动备用变压器差动和220kV侧过流保护动作。但由于保护第一出口的接线错误，未能跳开启动备用变压器220kV侧2200断路器切除故障，最后经58s发展为变压器内部故障，靠重瓦斯保护动作跳闸。【案例评析】 启动备用变压器保护采用的是美国GE公司的SR745继电器，该继电器共设8个出口，其中“1”出口是无触点可控硅输出并且会导致直流系统一点接地，不符合国内设计直流系统的要求，1999年4月保护生产商，与电厂以及调试单位共同商定后，采取临时措施，将保护输出“1”出口改为继电器触点输出的备用“5”出口，保护装置的内部软件设置和外部输出触点接线均作了相应的改动，通过试验后投入运行。1999年12月，继电器生产厂家提供给电厂所有同型号的继电器作了更改，将原“1”出口的可控硅输出改为继电器触点输出，重新供货，继电保护人员在恢复原继电器时，仅将保护装置的内部软件设置由“5”出口恢复至“1”出口，但继电器背后的接线未做改动，仍然接在“5”口上，修改后亦未做传动试验，埋下了隐患，从而导致此次事故的扩大。【案例警示】对运行中的保护装置及自动装置的外部接线进行改动，必须履行如下程序：1．先在原图上做好修改，经主管继电保护部门批准。2．按图施工，不准凭记忆工作；拆动二次回路时必须逐一做好记录，恢复时严格核对。3．改完后，做相应的逻辑回路整组试验，确认回路，极性及整定值完全正确，然后交由值班运行人员验收后再申请投入运行。4．施工单位应立即通知现场与主管继电保护部门修改图纸，工作负责人应在现场修改图上签字，没有修改的原图要标志作废。5．基建单位对设备进行改动后没有向生产单位详细交底：生产单位的继电保护人员的运行准备不充分，对保护装置的性能以及基建调试中的改动没有深入了解，抱有依赖思想和侥幸心理，验收工作存在走过场的现象。6．专业人员责任心不强，安全意识薄弱，不按照有关规程、规定办事，更换继电器后，因为变压器未停电就不按规程规定对相应保护及回路进行传动试验，留下了事故隐患，是这次扩大事故的直接原因。7．继电保护专业管理工作，在投产之前就应该提前介入，必需做好投产前的生产准备工作，认真抓好设计审查、设备选型验货、调试验收等工作的全过程管理，否则将会对设备的安全运行带来很大的威胁。无串联保护电阻保护拒动造成系统大面积停电【案例简述】1990年9月20日16时22分，某电网220kV的一条线路61号杆塔因雷击造成U、W两相接地短路，一侧零序I段、高频、距离保护同时动作，三相跳闸，另一侧由于相差高频保护出口继电器KCO电压线圈并联的二极管V94（及出口触点耦合二级管V93），由于设计原理存在缺陷，没有串联保护电阻，在事故时击穿，直流电源负极熔丝熔断，该线所有保护拒动，引起事故扩大，造成5条相邻220kV线路跳闸。故障后由于其他因素和处置不当，造成北部电网频率崩溃，与主网解列，北部电网负荷全停，事故损失负荷800.2MW。【案例评析】1．由于相差高频保护出口继电器KCO电压线圈并联的二极管V94（及出口触点耦合二级管V93）设计原理存在缺陷，没有串联保护电阻，在事故时击穿，直流电源负极熔丝熔断，保护拒动，引起事故扩大，造成5条相邻220kV线路跳闸。2．零序方向保护由于电压互感器开口三角回路接线错误，在V相尾与W相首之间错接入隔离开关动断触点，运行时隔离开关合上，动断触点断开，接地故障不能形成零序电压，造成线路零序方向保护拒动。3．调度指挥不利造成保护误动和不必要的减出力，使局部电网频率崩溃，与主网解列。【案例警示】1．按照反措要求，“用电容或反向二极管并在中间继电器线圈上作为消弧回路，在电容及二极管上都必需串入数百欧的低值电阻，以防电容或二极管短路时将中间继电器线圈回路短接，消弧回路应直接并在继电器线圈的端子上。”2．用一次负荷电流和工作电压进行验收和试验，判断互感器极性、变化及其回路的正确性，判断方向、差动、距离、高频保护装置有关元件及接线的正确性。3．调度人员应熟悉《继电保护及安全自动装置运行管理规程》中各级调度、继电保护机构的职责范围，在处理事故或改变运行方式时做到考虑全面，指挥正确。4．继电保护管理工作存在漏洞，有关部门对于设备原理和质量缺陷，未能及时提出反事故措施和改进措施，导致多处保护拒动、误动，以致造成事故扩大。5．继电保护技术监督力度不够，对于新设备或基建项目投产后遗留的缺陷、问题没有及时发现、解决。6．电网建设与电源建设不配套，导致电网网架结构不合理，给调度部门合理安排运行方式以及保护整定配合带来不利影响，威胁电网安全进行。7．调度部门在事故处理时，没有对保护装置动作情况作出准确判断，并正确地指导发电厂、变电所保护装置的投停，特别是在多种故障发生时，要合理地调整系统潮流，正确有效地防止事故的进一步扩大。区外单相接地导致发电机高频保护动作【案例简述】某电厂的#1号330MW汽轮发电机为北京汽轮机厂生产。2006年5月8日，当时负荷有功260MW，无功33Mvar，500kV系统某II线A相发生瞬时接地故障，1号发电机高频保护动作，发变组出口开关跳闸。【案例评析】1.该II线A相接地故障跳闸导致电压波动，1号发变组保护装置计算出机组频率升高引起高频保护跳闸出口，发变组保护型号WFBZ-01。发电机高频保护定值：I=1Af1=50.5Hzf2=51HzT1=30min发信f3=51HzT2=0s组机跳闸解列2.另外该厂500kV升压站装有EFV-F失步解列基频率电压紧急控制装置，频率保护的定值为：f1=50.50Hzt=0.1s启动，f2=53.50Hzt=0.5s切跳1号机；f2=53.50Hzt=1s切跳2号机。3.发电机高频保护取入量为发电机出口1PT的线电压，每个频率波（20ms）取12点，采用的保护原理是依据电压与频率的对应关系U=Umcos（Φ＋ωt）来计算实时频率，其中ω=2лf，并假定电压的峰值Um恒定不变，机组的频率随机组的电压变化而变化。而在该II线A相故障跳闸过程中A相电压最低为39V，并在暂态过程中还含有高次谐波，引发机组高频保护动作。4.继电器装置厂家利用发变组高频保护电压采样软件对故障波形进行分析计算，并用动模试验模拟A相短路引起的暂态变化来启动保护，发现在采样起始点最不利的情况下，计算出的频率在故障发生后45ms内可达到高频保护动作整定值51Hz。后从线路故障录波器的报告得知该II线的A相发生瞬时接地故障，60ms后切除，600ms后单相重合闸重合成功。【案例警示】1．电网发生故障，电压由故障瞬时值，经过暂态过程过渡到稳定故障状态，同时会引起电源频率的暂态过程，对于保护装置的频率计算也会带来暂态影响，通过模拟故障测试发现，保护装置有告警启动信息，高频保护时间整定大于45ms可躲过暂态过程。2．与有关调度部门沟通，考虑到电厂相邻线路低频率保护整定f2=53.50Hzt=0.5s切跳机，发变组的高频保护频率整定可以适当增加小延时以躲过故障的暂态过程和故障切除的暂态中保护装置带来的短时偏离。3．对于WFBZ-01型号保护装置，应增加必要的闭锁功能，如：低电压、df/dt闭锁、频率值异常闭锁，防止在500kV系统发生瞬时故障时，保护装置利用电压幅值采集量来计算频率，由于计算误差比较大导致误判为频率升高。4．继电保护专业人员对保护原理没有掌握，没有及早意识到发变组高频保护存在的不完善和误动的遗患。5．与继电保护装置厂家核实目前使用的发变组所有保护定值的合理性。6．与调度部门加强沟通，使保护运行方式更加合理。直流回路单点接地导致机组停机故障【案例简述】某厂1号机在2006年2月4日停机过程中，在对抽汽逆止门进行关闭试验时，由于电磁阀线圈接地，引起较长距离电缆对地电容电势的叠加造成保护装置出口继电器拌动，机组停电。【案例评析】该厂在对抽汽逆止门进行关闭试验时，因为试验电磁阀线圈存在接地，电磁阀的短时带电（3s）使直流系统经历了负极接地—正极接地—负极接地的暂态过程，长电缆等效对地电容也经历了充电、放电的过程，由于热工控制直流电源与电气保护直流电源为同一电源系统，放电过程发生在电气出口K11A继电器回路，使机组在350MW下跳闸。【案例警示】1．对同类电磁阀控制回路绝缘检测工作纳入停机必检的定期工作中，避免类似问题的发生。2．当发生直流接地故障时，应尽快及时查找并消除，并停止直流回路上的所有其他工作，防止造成二点接地或短路等异常情况。在发生直流接地时严禁进行除查找接地以外的任何工作，如设备切换试验以及倒闸操作，机组并网等。在用拉合法查找直流接地时，应防止直流消失引起机组跳闸事故。3．为防止长电缆分布电容影响造成出口继电器（或光耦）误动，应提高出口继电器的动作电压，要求动作电压值在额定值的55％～70％之间。4．变压器、电抗器瓦斯保护启动的中间继电器，由于连线长，电缆电容大，为避免电源正极接地误动作，应采用较大启动功率的中间继电器，但不要求快速动作。5．为了避免因直流电源消失引起保护拒动，造成扩大事故，要求必须将机组保护与操作的直流电源分开。保护出口压板未投入导致故障扩大波及电网【案例简述】1993年10月25日，某电厂01号高压备用变压器低压侧6kVI段母线发生相间短路着火，由于该变压器低压侧出口压板没有投入，保护不能出口跳闸，高压220kV侧保护也因变压器阻抗大未能启动，致使故障未能切除，造成夹层内电缆及配电室设备烧损，高压备用变压器高压侧套管爆炸，后备保护跳开500kV主变压器三侧断路器。因短路时间过长，造成故障同时波及220、500kV系统，造成该地区与主网解列，500kV系统振荡。【案例评析】由于该变压器低压侧保护总出口连接片在1992年12月份更改接线后，继电保护专业人员未按规定更改图纸，也未向运行有关人员交待，以至1993年1月在整顿保护盘上标识时，贴错总出口连接片标识而错投，真正的总出口连接片没有投入，保护不能出口跳闸。【案例警示】1．做好厂高变和厂用工作电源线保护定检工作，使保护装置始终保持完好。发现异常要尽快消除，切实防止保护拒动扩大事故。2．认真做好110kV及以下电网继电保护的整定计算工作，妥善安排各级保护相互间的定值配合关系，杜绝因继电保护拒动而导致上一电压等级保护装置动作的情况，防止扩大事故范围。3．继电保护及自动装置的整定计算须编制相应的继电保护整定方案和调度运行说明（或细则），经主管领导批准后执行，应详细向运行及调度专业介绍继电保护的整定原则和所适应的运行方式范围，防止因运行方式超出保护定值适应范围，导致保护装置不正确动作的事故发生。快切装置异常造成厂用6kV母线失电【案例简述】某发电厂使用MF2000型快切装置。2002年3月26日1时50分厂用6kV1B1段母线突然失电，600MW机组负荷由500MW降至300MW，由于值班员处理果断、正确，未造成机组跳闸。【案例评析】事故是由6kV1B1段母线的微机快切装置异常引起。现场检查一次设备未发现任何异常，也未保护动作，而当时该母线的工作电源开关和备用电源开关多次进行分、合闸，且动作情况不符合正常工作逻辑，经详细检查，发现当装有CPU元件的卡件有松动时产生的现象同事故当时类似，卡件插紧后异常现象消失。即认定此次事故是由于CPU卡件的接触不良，造成地址编码和输送数据混乱引起的（由于此卡件较其他卡件长，整个卡件裸露在固定件外，平时无固定件卡牢）。【案例警示】1．做好厂用电源微机快切装置的定检工作，以及正常巡视检查工作，及时发现异常尽快处理，消除由于装置问题引起的厂用电失电事故。2．加强备用电源自动投入装置的管理，新安装或改动接线后的备用电源自动投入装置必须进行详细的传动试验。恢复送电产生过电压导致变压器绝缘损坏【案例简述】某水电厂于1979年首台机组投产发电，现装机容量为5×250MW。2005年3月29日，该水电厂在用#0联络变由220kV系统对110kV系统恢复送电过程中，产生过电压，造成#0联络变损坏的设备事故。2005年3月29日，因＃0联络变中压侧100开关液压操作机构漏油，停电进行处理，期间＃0联络变带6kV厂用电运行，110kV母线及所有110kV线路退出运行。18时32分，100开关消缺结束后，无压合100开关对110kV母线充电正常。18时33分接调度令：退出该厂110kV某回线路检同期三相重合闸，合上110kV某回线路101开关。18时41分，无压合上101开关由空母线对线路充电，101开关合闸正常，约1秒钟后＃0联络变压器本体重瓦斯保护动作出口跳开本变三侧开关200、100、020。后经检修人员检查，油化验总烃、乙炔严重超标，C相直流电阻较大，C相存在接触不良放电或其他故障。经吊罩检查，C相中压调压线圈纵绝缘击穿匝间短路，中压调压线圈变形损坏，＃0联络变被迫停运。【案例评析】1．＃0联络变压器长期运行23年多，并多次经受系统冲击和短时过负荷影响，导致绝缘积累老化，出现绝缘薄弱点。2．系统运行方式不尽合理，调度及电厂人员对采用＃0自耦变压器对空线路充电可能出现过电压产生冲击防范预想准备不够。3．变压器接近两年未进行停电预试，不能全面检查发现存在的问题。【案例警示】1．加强设备的检修预防性试验和技术监督管理工作，做好与系统的联系和协调，按照设备检修、预防性试验的规定，作到检修、预试不缺项、漏项。2．送电前检查设备绝缘状况，及时发现存在的设备隐患。3．加强与电网沟通，尽量避免不利的运行方式，避免采用由空载变压器向空线路充电的运行方式。4．将110kV母线电磁式PT改造为CVT，采取防止谐振过电压措施。5．加强变压器运行监视和管理，建立健全变压器事故及异常运行记录（如超温、气体继电器动作、出口短路、严重过电流等），掌握各种危害设备绝缘的不利因素，定期开展运行分析，为制定适时检修计划提供依据。A相主变烧损【案例简述】#1机组大修从2009年2月5日开始，主变由西安变压器有限责任公司生产，型号DFP-240000/500，户外、单相、油浸、强迫油循环风冷变压器，额定容量240MVA，额定电压为550/±2×2.5%/20kV，额定电流为756/12000A，联结组标号为Ynd11，冷却方式为强迫油循环风冷（ODAF）。对A、B相主变做了有关预防性试验，所有试验合格。C相因主变箱体加强筋漏油，将C相主变列为本次大修项目。3月25日通过冷态验收，具备热态启动条件。3月26日1时，#1发变组做发电机励磁系统试验、发电机空载试验、假同期并列试验均结束，2时15分，试验合格。7时35分，#1发变组恢复热备用。10时03分，#1发电机并网（先后合上5011、5012开关），逐渐升负荷至80MW暖机。检查发电机、主变、500kV开关正常。16时05分，暖机结束，#1发电机解列（先后拉开5012、5011开关），进行汽机超速试验。18时24分，汽机超速试验结束，随后，汽机升速至3000转/分，发电机、主变、开关等检查正常，开始发电机并网操作。18时45分21秒，发电机升压正常，启动同期检测及自动合闸程序。18时45分45秒，集控室人员突然听到一声巨响，#1汽机跳闸、锅炉灭火。值班员汇报：#1主变A相起火。各岗位立即采取安全停机措施。18时55分左右，拉开主变高压侧5011-6刀闸，发电机励磁系统停电。19时40分主机转速到零，投入盘车运行正常，值长组织人员灭火并报火警，汇报相关领导，立即启动应急预案，实施灭火。整个抢险过程未造成人员伤亡和其他设备损伤。【案例评析】经检查主变保护动作历史曲线，保护先后动作顺序为：主变重瓦斯、压力释放、复合电压过流、主变差动保护动作、5011开关“失灵重跳本断路器”动作。A相主变烧损严重，箱体严重变形，多处开裂；高压套管从加高座处断开，上面的瓷柱部分烧裂脱落，线芯裸露；箱体上盘柜、就地盘柜及高低压侧引线部分烧损；与主变接口处的封闭母线烧损一节；主变四周的水喷雾消防管道部分扭曲变形，高压侧出线和门型架被熏黑。【案例警示】1．机组检修后启动是检验机组检修质量的重要过程，对启动过程中的巡检、调整、监督等方面必须高度重视，发现不正常现象要准确判断、及时处置。更应强调的是，要认真做好机组检修过程中的技术监督、质量控制工作，认真开展检修质量管理，提高机组检修质量。2．对可能受到影响和冲击的#1发电机及发电机出口附属设备、励磁系统及B、C相主变等进行全面检查、试验、修复，消除隐患，控制修复费用，缩短恢复时间。3.要加强对同类型变压器的日常检查和监督。重点监督油样分析，按照规定试验。4.加强检修工作中的责任落实。建立完善检修质量监督和保证体系，实施检修全过程管理，严格执行检修工艺，加强技术监督，检修后实施跟踪验证。按照“四不放过”原则，发生问题要做到有据可查，严肃处理。主变损坏事故【案例简述】2008年1月6日，#3发电有功274.6MW，无功28.5Mvar，功率因数0.996，发电机电流A相6422A、B相6570A、C相6411.7A，定子电压23.77kV，负序电流0.9%，零序电压0.4V。23时27分，#3发变组的“主变差动”、“发变组差动”、“主变重瓦斯”、“主变压力释放”保护动作，机组跳闸。【案例评析】1.检查发变组保护动作报告显示：“主变差动”、“发变组差动”保护均显示为B、C相故障，“主变轻瓦斯”、“发电机定子接地（3ω）”信号发出。2.检查发变组故障录波数据显示：故障录波启动约18ms，主变高压侧产生7178A的零序电流，同时，主变高压侧三相电流为：A相3616A，B相3631A，C相16420A。发电机出口三相电压瞬时最到A相38.35kV，B相36.68kV，C相31.3kV。36ms，“主变差动”和“发变组差动”保护动作。53ms，厂用分支6331开关和6341开关跳闸。55--57ms，发变组出口3350开关和3352开关相继跳闸。170ms，#3发电机灭磁开关跳闸。206ms，“主变压器重瓦斯”保护动作。211ms，“主变压器压力释放”保护动作。3.发变组设备故障情况发电机及其附属设备：发电机出口三相PT柜体严重变形，1PT、2PT的A相小车跌落，其它PT小车均移位。发电机出口A、B、C相避雷器引下铜排及接地铜排均烧断，一侧柜门被热浪推落。其中A相避雷器爆炸，B、C相避雷器氧化锌阀片击穿。发电机中性点消弧线圈柜变形严重，匝间保护专用电缆烧断。主变、高厂变：主变高压侧钟罩接合面上部焊缝处有两处开裂，油泄漏。B、C相高压套管炸裂，其中B相套管炸裂情况较重。外部引线完好。钟罩其他个别部位存在焊缝轻微开裂。故障后随即取主变油样进行了化验，乙炔含量1898.84ppm，总烃4992.05ppm。高厂变外观及油色谱分析未见异常。1月7日19时，经由主变人孔进入器身进行初步检查：故障点在C相高压线圈中部（偏向B相侧），围带已开裂，线圈有短路痕迹，铁芯未见异常。A、B相线圈未见明显异常。经测试主变线圈绝缘电阻，高压侧对地绝缘为零；低压侧对地绝缘值为5000兆欧，吸收现象不明显。测试线圈直流电阻，高压侧互差1.35%，低压侧互差38%。初步判定：#3主变C相高压线圈故障损坏。【案例警示】1．对本次事故中受到冲击的#3发电机、励磁系统、以及发电机出口附属设备等进行全面检查、试验、修复，消除隐患。2．统筹制定主设备的技术监督、检修维护工作方案和设备治理计划，加强生产管理，突出“预防为主”，落实责任，严格执行。3.对其同类型主变在机组停运时安排检查、试验，取得绕组变形数据等技术资料，与历史数据进行比较，有效指导检修维护和技术监督工作。按照“应修必修、修必修好”的原则，保质保量完成定期检修工作。新投机组必须在投产1年左右开展检查性大修，及时消除隐患。4.要严格执行《二十五项反措》和反事故补充措施，加大重要设备技术监督工作力度，落实管理责任，确保工作质量。主变绝缘老化造成运行中烧毁【案例简述】某热电公司#1机变是沈阳变压器厂1973年4月制造，同年10月投产。该变压器型号SEPL1—63000/60、容量63000kVA、额定电压66±5％kV、额定电流高压551A、低压5775A、阻抗10％、冷却方式强油风冷，结线方式YNd11，为薄绝缘铝线圈变压器，最后一次大修日期1995年5月。2004年5月31日，#1机有功25MW、无功24Mvar。14时55分，#1机变“瓦斯”、“发变组差动”保护动作，#1机变出口466开关、#1机灭磁系统FMK、LMK开关跳闸，变压器本体冒烟着火。运行人员立即将#1机变停电，同时汇报值长，值长向119报警，汇报省调、地调。15时10分消防水车到场将火扑灭，由于报警及时，采取措施得力，没有殃及其他设备和建筑物。【案例评析】1．＃1机变低压侧高压线圈B相下部匝间绝缘击穿燃弧放电，引发层间及低压侧并线处三相相间短路故障，造成变压器烧毁。2．#1机在纵绝缘上存在薄弱环节，材质绝缘薄、强度不够，运行多年绝缘老化。3．薄绝缘铝线圈变压器技术监督工作不到位，运行管理存在欠缺。【案例警示】1．对现役薄绝缘变压器进行更换。2．加强变压器技术监督，着重做好变压器油质监督、绝缘监督和油务管理工作，缩短绝缘油的色谱分析和化学监督周期，一旦出现异常，应立即查明原因并进行处理。3．加强变压器套管的质量检查和运行监视，做好防止套管内部受潮工作，及时发现和处理套管裂纹、渗油缺陷。完善变压器消防设施和防爆墙，防止变压器着火后扩大事故。端子排螺丝松动导致差动保护动作【案例简述】2004年10月17日0时48分某电厂1号发电机主变压器A相CT低压侧转接端子排绝缘击穿，造成CT二次侧短路，差动保护动作，机组跳闸。检查发现主变压器辅助电源箱内X2端子排的01、02、03号端子烧焦；端子排上方二次电缆芯外绝缘不同程度烧脱，铜线裸露；其中少部分电缆芯外绝缘烧熔粘结在一起。经过更换X2端子排的01、02、03号端子，测量低压电阻正常。9时00分，发电机并网。【案例评析】02号端子处压紧短接片的螺丝松动造成B、C相电流经01、02短接片和