3发电机C相封闭母线进水事件

发电机封闭母线绝缘低原因分析及处理

发电机封闭母线绝缘低原因分析及处理【摘要】本文针发电机组封闭母线绝缘降低现象，进行了分析，提出了处理建议。

【关键词】封闭母线绝缘空气循环干燥装置维护发电机组从发电机到变压器采用QLFM型全连式自冷离相封闭母线。

近年来，出现机组启动时发电机定子绝缘电阻明显偏低，甚至不合格，拆除发电机至封闭母线的软连接后，测定子绝缘正常，封闭母线绝缘不合格，既延误了开机时间，影响经济效益，又给安全生产带来隐患。

一、停机检查公司利用机组大修机会，会同制造厂家对发电机封闭母线进行了详细检查和维护。

在彻底拆开封闭母线盖板后发现封筒内壁有受潮迹象，支持瓷瓶有轻微结露现象。

二、原因分析经过认真分析，认为引起发电机封闭母线内部结露受潮导致绝缘电阻降低的主要原因包括：2.1封闭母线密封性下降封闭母线绝缘是由绝缘子及密封隔断装置构成。

封闭母线随着长期运行，支持瓷瓶、观察孔、盖板等处密封条老化，导致封闭母线密封性下降，给其绝缘电阻带来三方面不利影响。

1）出现结露现象。

结露是指空气中的水分遇冷凝成小水滴。

封闭母线运行过程中，由于发电机负载电流变化，其内部导体发热程度也随之变化不同，温度自然也不同。

根据空气动力学原理，不同温度，空气的饱和水蒸气密度不同。

温度升高，封母内部空气的饱和水蒸气密度变大，由于密封性不佳，会继续吸收封母外部周围空气中的水分，成为饱和空气。

但是随着发电机负荷降低，电流减小，封母内部温度降低，空气的饱和水蒸气密度变小，内部过量水分被析出，形成结露水，严重影响封闭母线绝缘。

去年下半年，#5机组三次谐波电压式定子接地保护装置（3ω）出现2次报警，当时检查发电机中性点、TV及其他地方均未发现异常，实际上应该就是封母内部结露严重引起发电机定子绝缘降低至限值而报警。

2）潮气易侵入。

封闭母线运行过程中内部温度较高，潮气会从封闭母线的各个密封不好的地方进入封闭母线内部，机组在运行期间潮气会逐步蒸发掉，当机组停运后潮气蒸发速度慢，造成封母绝缘能力降低。

发电机封母受潮的危害及防范措施

２２１发电机．．
该厂用于定子接地保护的基波零序电压取自发电机出口甲Ｔ开口三角绕组，常运行时三Ｖ正相电压对称且相等因而为零。当一相发生接地短
２００６年１月初３号机组ｃ级检修，电机小发修过程中未发现定子绕组及其出线有缺陷，压高试验合格，分数据见表５部。
查、析后认为发电机一次回路存在绝缘薄弱点，分
０引言
２０年７月２０４５日１：０大唐国际张家口发０５，电厂（称张电）下４号机组启机，电机升压到１发６ｋ汽轮机跳闸，Ｖ，电气保护屏发“ 高周切机屏电源
停机检查发现ｗ相封母内积存大量水汽。面重下点讲述原因查找、分析及处理过程。
１故障录波器零序电压超限报警
张电３号发电机型号为ＱＦＮ一０ — ，定功Ｓ３０２额率为３０ＭＷ，定电压为２Ｖ。自２００额０ｋ０６年１月
表２３号发电机Ｔ二次电压实测值ＶＶ
直流耐压直流泄漏Ｖ “ ２ＡＯｍＡ１２
“ＡＷｍＡ１３２３
３９２４
３９２５
５９３７
５７３８
７８５Ｏ
７４５１
记录，均未发现任何缺陷。且近期变压器运行稳
定，油色谱分析各指标处于正常范围内。可基本排

发电机几个故障案例的分析

变；１日２５９机组喇叭、警铃响，９发电机定子接地寸分号６号
保护动作出口和励磁开关跳闸（Ｄｃｓ系统ＣＲＴ显示零序电
压３Ｕ０由６．２Ｖ升高至９．Ｖ），厂用电自动切换为备用电源５接带， “ 电机失磁 ” 、 “ 路保护动作 ” 、 “ 率柜故发线功障 ” 、 “ 口跳闸 ” 、 “ 率异常 ”信号发，ＯＰＣ动作，出频机掉闸，炉灭火。（）故检查及原因分析２事 ① ９号发电机停运后，发电机拆线测定子线圈绝缘
止绝缘遭受灰尘、潮气造成的相间短路。减ｄ母线之间的＼
电动力，由于封闭母线在结构上有良好的磁屏蔽性能，壳外几乎无磁场，故短路日母线相间的电动力可大为减少、涡寸流引起的发热损耗也减少运行的维护工作量非常少、工作环境优，通流大，具有防污闪，防小动物短路、运行稳定等优点，目前在大机组安装中被厂泛采用。然而，封闭母线维
某年１月０日１时４分，９发电机 “ 子接地 ” 、１５５６号定
多处，釉面多处受损。分析进水原因为：事故前１月内，个
童丛！生墨日鲎塑塑蔓塑Ｅ
圉
Ｄｓｕｓｎｉｓｉｃｏ

某热电厂 2 号发电机因封闭母线内结露造成机组非停原因分析与防范

某热电厂 2 号发电机因封闭母线内结露造成机组非停原因分析与防范
一、事件经过：
2011 年X月X 日13 时41 分，2 号发变组220kV 侧6602 开关跳闸，灭磁开关跳闸，快切装置动作正常，2号发变组与系统解列。

检查保护 A、B 屏均为基波定子接地
保护动作，2 号发变组保护动作报告记录故障时机端电压 Ua 为60.71V，Ub 为69.35V，Uc 为48.12V，中性点零序电压 Un 为13.37 V。

运行人员做好安全措施后，电气检修人员对 2 号发变组20kV 侧母线C 相检查，发现C 相封闭母线根部密封盆
式绝缘子内部有少量积水，故障点处盆式绝缘子有短路烧痕。

二、原因分析：
2 号发电机封闭母线微正压装置及空气压缩机所处位置，在机组启停时产生热蒸汽，同时城市热网在倒换时热网疏水也产生大量热蒸汽，环境湿度较大，使微正压装置内的分子筛突然失效，一部分潮湿气体进入封母内，因主变侧封母为末端，且温度低，使潮湿气体在主变侧封闭母线外壳内壁结露后，产生水滴通过密封盆式绝缘子流向母线造成短路。

三、防范措施：
（1）认真开展好隐患排查工作。

根据季节特点制定有针对性的排查计划。

（2）恢复母线微正压装置，并在微正压装置从母线回气处加装湿度表，以监视母线内潮湿情况及微正压装置分子筛工作情况。

（3）在不取消穿墙密封盆前提下，增加微正压装置至室外封母的导气管以保证室外母线内部的微正压。

（4）改善微正压装置周围的潮湿环境，加强微正压装置检查与维护，保证微正压气体干燥度良好。

发电机封闭母线微正压说明书

目录一.概述1. 用途2. 性能二.主要技术指标三.系统的工作原理四.使用要求及维护1.对气源的要求2.排污的要求3. 滤气器.4. 调压阀5. 变送器.6.时间继电器7. 控制与测量8. 气体干燥9. 控制柜的操作五. 装置柜及外管路与设备的配置.六.使用前检查及初始要求.七.其它一. 摡述1.用途常规的离相封闭母线在发电机停机维护期间,由于封闭母线没有設置自密封系统,因此周围环璄的灰尘和潮气很容易侵入到封闭母线外壳内,特别是遇到风尘`雨天或在湿热带地区,这种侵入就更加明显.这不仅给封闭母线內部的清洁带来影响,更重要的是它们将降低封闭母线的绝缘强度,给封闭母线的运行带来隐患.WY系列微正压装置正是为解决上述问题而设计并生产的,它适用于一切封闭母线产品中.由于这种装置配合母线的自行封闭,在发电机停机期间，以及遇到恶劣气侯条件时,该装置向封闭母线内充入经过干燥过滤的清洁空气，使母线壳体内部保有气压力(300pa~2500pa)以防止外部灰尘和潮气的侵入，保持封闭母线内部的清洁和干燥. 该装置自动对充入封闭母线壳内的空气压力进行自动测量和控制.当封闭母线投入正常运行后，该装置可停止运行，以备再用。

该系统也适用于其它对空气有较严格要求,并且压力需控制在一定范围内的母线或其他系统中使用.2.性能采用该系列装置可达到下列性能要求:a.保持封闭母线壳内或其它密封系统的微正压力300Pa~2500Pa。

b.经过干燥处理的空气可防止封闭母线内部或其它密封系统由于温差造成的结露现象;c.充入的空气经过过滤与加热,可保证封闭母线或其它密封系统内部的清洁和干燥。

二. 主要技术指标1.自动测量气压范围300-2500Ρɑ.2.测量精度:3%3.报警形式:红绿灯信号显示上下限设定值(或信号引出报警).4.工作环境:a.环境温度: 0~40 ºCb.空气相对湿度:<85%c 无腐蚀性气体.d 处理后气体的露点低于-40 ºC1.处理后气体含灰尘直径:<0.05mm²2.充气量: 72m³/h3.气源空气压力5-6kgf/cm² (0.6Mpa)4.柜内管路压力:0.2~0.6Mpa5.供电电源: 380V~220V±10%6.消耗功率: 微正压60W三. 系统的工作原理微正压系统：来自气源的压缩空气首先通过柜内电磁阀进入分水滤气器，由分水滤气器把空气中的水珠分离，然后进入干燥筒,由于筒内干燥剂的吸附作用使空气得以净化和进一步干燥,并进入封闭母线内空间.当母线内的微正压达到规定值时(上限值时) ,压力变送器将测得的压力信号传输至二次仪表,表内继电器发生转换并使中间继电器控制电磁阀停止供气（电磁阀如图一）.由于泄漏使母线外壳内空气压力降至下限值时,表内继电器发生转换使中间继电器自动接通电源使系统重新起动工作, 由此重复初始过程（见原理图）。

火力发电厂封闭母线积水问题分析及解决

（一）、离相封闭母线
１．１用途
路器的制造带来极大困难，发电机也承受不了出口短路的冲击。封闭母线因有
外壳保护，可基本消除外界潮气。灰尘以及外物引起的接地故障，提高发电机运行的连续性。母线需要分相封闭，也基本杜绝相间短路的发生；２、消除钢构发热。敝漏的大电流母线使得周围钢构和钢筋在电磁感应下产
组的安全运行，甚至造成跳机事故。因此如何采取有效措施防止离相封闭母线
内部积水，是保证离相封闭母线安全可靠使用急需解决的问题。
一
（三）、分相封闭母线主要用于大型发电机组，对２００ＭＷ及以上发电机引出
线回路中采用分相封闭母线的目的是：
ｊｕｍｐｎｇｉｍａｃｈｉｎｅａｃｃｉｄｅｎｔｃａｕｓｅｄｂｙｗａｔｅｒａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｉｓａｎａｌｙｚｅｄ，ｉｆｎｄｓｏｌｕｔｉｏｎｓ，ｐｒｏｖｉｄｉｎｇｓｏｌｕｉｔｏｎｓｆｏｒｐｒａｃｔｉｃａｌａｐｐｌｉｃａｉｔｏｎ．
［Ａｂｓｔｒａｃｔ］ｗｉｔｈｔｈｅａｒｒｉｖａｌｏｆｔｈｅｒａｉｎｙｓｅａｓｏｎ，ｓｏｍｅｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ？ｃｌｏｓｅｄｂｕｓｐｈｅｎｏｍｅｎｏｎｏｆｗａｔｅｒ，ｃａｕｓｉｎｇｔｈｅｄ￣ｌｎｅｉ，ｔｈｅｉｎｓｕｌａｔｉｏｎｓｔｒｅｎｇｔｈ

SW3-110型断路器内部进水原因分析

断路器内局部放电和内绝缘击穿。 (2) 断路器内进水较多，会造成灭弧室、绝缘拉杆等受潮裂纹，瓷质内绝缘受潮击穿，绝缘油变质，灭弧能力下降，导致断路器在开断正常工作电流和故障电流时无法灭弧，引起断路器爆炸的重大恶性事故。
2 断路器进水受潮的原因分析
部件受到不同程度的影响。最后，水珠沉积到断路器底部，在油务化验采样时表露出来。 (2) 断路器上盖多采用铝质材料，而上盖的固定螺栓为钢制，在断路器检修维护中紧固螺栓时，可能造成上盖的局部裂纹，但因上盖上刷了一层厚厚的相序漆，目测无法观察到裂纹，这为以后水分和潮气的进人提供了通道; 断路器上盖的密封垫圈应为耐油橡胶垫，但现用的通常为普通垫圈，经长期的空气和断路器油的腐蚀，造成密封垫裂纹、破损，这也为水分和潮气的进人提供了可能。 (3) 断路器上盖多为铝质材料，采用模具铸造。由于铸造工艺和铝液中的杂质等原因，往往在成品的铝盖上形成砂眼，成为水分进人断路器内部的主渠道。防爆孔本来是断路器内部故障时保护设备的有效手段和断路器进行呼吸的通道，但由于防爆孔挡板与断路器上盖之间是硬接触(铁与铝的接触) ，在挡板上的开合弹簧有缺陷时，会造成防爆孔大开，再加上铝上盖的吸附作用，使水分和潮气直接进入断路器内部。 (4) 由于该断路器是直接暴露在空气中的，空气中经常有水分和潮气存在，尤其在山区变电站，夜间空气湿度较大， 80% 以上，达加上平凉地区昼夜温差很大，断路器中的绝缘油随着外部温度的变化热胀冷缩，夜间由于断路器的呼吸作用，冷空气携带大量水分进人断路器内部，在断路器导电筒内壁上凝结成水珠，直接进人到断路器绝缘油内。
20℃左右，进一步确认涡流导致套管过热。
2 危害分析
1000 B相1200 , C相1201 ， C, C C 而附近的发电机出线CT 和封闭母线表面温度均为461 ，当时8号机 C 组有功负荷 150 MW、无功负荷 10 Mvar o

一起主变套管封闭母线积水引起机组跳闸的原因分析与处理

定的影响。因此，要加强对此设备的维护，最好能更换成金属伸缩节。 ④认真吸取这次发电机跳闸事故教训，不断提高安全认识，加强设备巡回检查力度。特别是雨天过后，更要加强发一变组封闭母线的检查，确保封闭母线干燥不积水。
③伸缩节包覆在封闭母线的外表面，采用 “ 抱
ｉｈｅＳａｅｓｎｇＢｕｆｔｅＰｏｒＴｒｎｆｒｅｎｔｅｌｄＢｕｈｉｓｏｈｗｅａｓｏｍｒ
廖土德
ＬＩＡ０田东５１０）３５１
摘要：通过分析一起发电机保护动作跳闸事故，出了引发这起事故的原因是变压器低压侧套管封闭母线与发电机封闭找
箍” 的形式固定。下雨时，因伸缩节上方无防雨措
施，使雨水沿伸缩节与封闭母线接合处间隙进入主
变压器低压侧套管出线封闭母线内，因排水设施不完善，积水无法及时排出，越积越多，使套管瓷瓶浸
泡在水中，导致绝缘下降而对水放电，从而造成发电机“ 基波定子接地保护 ” 动作跳闸、机组解列的事故。
常。当汽轮机转速基本到零后，停止汽轮机盘车，摇测发一变组的绝缘电阻最高为２５．ＭＱ，初步确认为
发一变组为高阻接地故障。
③发一变组做好安全隔离措施后，拆开发电机
的出线连接板和励磁变高压侧接线，测量主变压器、
高厂变回路的绝缘为２５．发电机定子绝缘电阻ＭＱ，为１０ＭＱ以上，５排除发电机和励磁变接地故障。 ④０：０６３在对室外的封闭母线进行检查时，发现主变压器低压侧Ａ相套管封闭母线处的窥视孔玻璃镜上有儿滴水珠，进一步检查发现主变低压侧Ａ相套管浸泡在深约２ｍ的水中。检查ＢＣ两０ｃ，

防止发电机封闭母线结露、进水的反事故措施

防止发电机封闭母线结露、进水的反事故措施由于发电机封闭母线密封不严，造成封闭母线内结露、进水，进而造成封闭母线接地，发电机定子接地保护动作，机组非计划停机事故时有发生，为防止此类事故的发生，采取如下反措：1．保持封闭母线内部清洁干燥，防止发电机封闭母线内结露导致绝缘下降。

2．新投入封闭母线要按照有关标准（GB/T8349-2000和GL/T5161.4-2002）逐条严格验收，确保封闭母线安装质量，确保封闭母线的密封性。

3．机组检修时，应认真检查封闭母线外壳焊缝、支持绝缘子底座等处是否密封良好。

机组大修时，应检查支持绝缘子底座密封垫、盘式绝缘子密封垫、窥视孔密封垫和非金属伸缩节密封垫，如有老化变质现象，应及时更换。

4．机组检修或必要时，用微正压装置按照制造厂家标准进行气密试验。

制造厂家没有标准的，执行如下标准：在封闭母线外壳内充以2500Pa压力的干燥净化空气，压力下降到300Pa的时间不能小于20分钟。

或在封闭母线内充以一定压力的干燥净化空气，其空气泄漏率每小时不超过外壳内容积的6％（GB/T8349-2000）。

5．注意基础沉降或其他原因引起的封闭母线位移或变形，是否导致封闭母线外壳焊缝及伸缩节开裂，绝缘子密封材料变形。

如有上述情况发生，应及时采取相应措施，恢复封闭母线密封性能。

6．微正压装置要连续投入自动运行。

封闭母线微正压装置在运行中应加强巡视检查，保证空压机和干燥器工作正常。

若采用吸附试干燥器，应经常检查干燥剂是否失效或按期更换，以保证除湿效果。

微正压装置应处于断续启动状态，如果微正压装置长时间连续运行而不停顿，应查明原因。

7．可以采用仪用压缩空气作为微正压装置的气源，与就地空压机并列运行。

根据需要，可进行气体干燥度的检测（露点温度低于环境温度）。

8．冬春、秋冬季节转换期间封闭母线容易结露，连续降雨后封闭母线容易进水，要加强巡视。

有条件的可在封闭母线与厂用变和主变连接处绝缘隔板处加装泄水结构和检查孔，便于定期排水和清理盆式绝缘子，但应保证开孔处的密封性能。

电厂电气运行常见故障原因及对策分析

电厂电气运行常见故障原因及对策分析摘要：近年来，随着我国经济发展水平不断提高，我国各项事业都处于发展变革的重要阶段，工业企业数量逐渐增多，城市化发展不断推进，对电力资源的需求量和使用量也日益增加。

但是受各种内部因素和外部因素的影响，在当前电厂电气运行时，经常会出现各种各样的故障性问题。

本文就发电厂电气设备运行时常见的几种故障类型进行问题分析，并根据故障原因提出相应的解决措施，以保障发电厂机组的安全稳定运行。

关键词：电厂电气；常见故障；问题分析；解决措施在电网以及整个工业体系中，发电厂始终是较为重要的一个环节，发电厂的稳定运行对后续各项工作的开展有着重要的推动和促进作用。

但是在当前电厂电气运行时，仍会经常会出现各种类型的故障。

因此，电厂工作人员在具体实践工作时，应熟悉各种类型故障的现象及原因，综合考虑各种故障性问题，并根据具体故障问题制定相应的应对措施。

1电厂电气运行常见故障原因分析1.1发电机碳刷滑环冒火故障在发电机组正常运行时，各碳刷所带电流基本平衡，温度相差不大。

由于某种原因，有的碳刷导电性变小，致使其他碳刷电流急剧增大，如不及时处理，将会导致冒火现象，严重影响发电机组的安全稳定运行。

出现碳刷滑环冒火故障的主要原因包括以下几个方面。

第一，在机组运行中，虽然使用同一压簧、碳刷，但由于压簧的压力不同，使用时间长短不一样，出厂质量有差别，使得碳刷与滑环间的接触点电阻不一样，使得同极滑环上不同碳刷间电流不均，部分碳刷电流过大，造成压簧严重受损变型，产生火花。

第二，由于积灰和碳刷粉末、加上轴承座轴封处漏出的油气侵入，会在碳刷和滑环表面聚集油污，阻塞滑环通风孔，使得碳刷温度升高，严重时产生火花。

第三，由于刷握与滑环间的距离相对较远，基本上都在10mm以上，当刷握磨损到一定程度的时候，刷握对碳刷的固定作用变差，使碳刷在刷握中随着电机的旋转振动而振动冒火。

1.2发电机转子一点接地故障发电机转子一点接地在发电机故障类型中具有典型性，对机组安全运行和可靠供电构成直接威胁。

发电机封母受潮的危害及防范措施

及装置故障 ” “ 、Ｂ柜后备保护动作量励磁小问内ＴＶ、避雷器及母线电
机组ｃ级检修后一直运行稳定，其他重大缺陷无发生。～９８月期问，号机组故障录波器开始频繁３报警：电机零序电压超限（发该厂故障录波零序电压８Ｖ报警，定子接地保护１动作跳闸）记录５Ｖ，
维普资讯
４８
华北电力技术
ＮＯＨＣＮＡＥＥＴＩＯＷＥＲＴＨＩＬＣＲＣＰＲ
Ｎ．２０ｏ２０８
发电机封母受潮的危害及防范措施
栗浩岚
（大唐国际张家口发电厂，北张家口０５３）河７１３
积存在主变低压侧封母、用变高压侧封母最低厂部。在停机状态下，线温度降低，部水汽进入母外并结露。本次停机阶段天气温度高，湿度大，潮气进入量大，存在高压厂用变高压侧绝缘隔板凹积
槽内，致开机时Ｗ相绝缘低。导２００６年８～９月期间，张电３号机组故障录波
ｃｕｅｙｇｎｒｔｒｅｃｏｅｕｔｉｇｏｎｔＬ４ｉｈｎｊｋｕＰｗｅｌｎ，ａａｙｅｈａｓｆａｓｄｂｅｅａｏｎｌｓｄｂｓｗｅｔｆｕｉ３８ＺａｇｉｏｏｒＰａｔｎｌｚｄｔｅｃｕｅｏｎｓｎａ
ｎｌｓｑｕｎｅｖｌａｅａａｍｉｇｏｎｔ３ａｈｎｄｉｇｍｅｓｒｓｕｌｅｅｃｏｔｇｌｒｎｆｕｉｎｄｔｅｈａｌａｕｅ．ｎ

发电机一般常见故障与分析

有效的监视手段。
值长，值长下令紧急停机并组织灭火。１Ｏ点１７
ｅ）针对密封瓦渗油缺陷，没有采取相应的措
分，机组打闸停机，与系统解列。停机后，电气技施，及时清理渗油，再加上励磁小间空气滤网没有术人员对设备进行检查，发现发电机转子滑环靠密定时清理，励磁小间形成的负压将渗油吸人碳刷。
３发电机Ａ相封闭母线进水
２０１１年８月２５日，某电厂４号发电机组因Ａ相封闭母线进水而停机检修。
常带负荷。８时１１分，发电机定子绕组温度５６ ℃。８时４５分，发电机定子绕组温பைடு நூலகம்度８８℃ （负荷
．１事件经过５８．２ＭＷ），发出 “ 发电机定子绕组温度高”报警３２０１１年８月２１Ｆｔ１６时４３分，４号发电机组信号。运行人员误认为是测温系统误发信号，继续依照负荷曲线运行。１０时５０分，负荷１０５ＭＷ，满负荷运行，运行人员在巡检时发现Ａ相封闭母
ｅ）举一反三，积极开展运行机组的隐患排查整治工作。ｄ）修复发电机滑环温度测点。设置励磁电压、
・
６７・
山西
电力
２０１３年第４期
电流的超限报警。
对绕组温度异常未能正确对待。
２发电机短路
２０１０年３月８日，某电厂２号机组因发电机短
国产６００ＭＷ水氢氢冷却方式发电机，型号为

华能某机组汽封进水事故警示学习

一、主设备情况：电厂装机容量65万KW，#1、2机为100MW燃油机组，#3、4机组为225MW 燃煤机组，为2001年200MW燃油机组改造机组。

汽轮机型号：N225-12.75-535/535；制造厂家：东方汽轮机厂；投产日期：1976/12/09；大修日期：2001/2/20-2001/12/31，汽轮机通流改造；2002/4/23-2002/5/2因中压末级锁口叶片断揭中低压缸处理。

二、事故前运行工况：5月14日，电厂#1、4机组正常运行，#2、3机组备用，其中#1机组降参数（3MPa、450℃）带20MW负荷运行，#4机组额定参数带167MW负荷运行。

系统频率49.98HZ。

#1、2、4主变运行，#02高备变带6KVⅢ段运行，6KVⅣ段由工作电源供电。

机侧动力运行方式：#7调速给水泵，甲、丙循环水泵，甲凝结水泵，乙射水泵运行。

炉侧动力运行方式：甲、乙吸风机，甲、乙送风机，B火检风机，甲制粉系统，给粉机除D2、D4停运外其它火嘴均投运，A、B层投手动，转速530r/min，C、D层投自动、转速450r/min，吸风机挡板投自动运行。

抽汽母管汽源：#4机二、四段抽汽，#1机炉自用蒸汽供汽。

一二期抽汽母管并列运行。

三、事故发生、扩大和处理情况：5月14日19:34#4炉炉膛掉焦，就地一声沉闷响声，火焰监视器变暗后亮，“炉膛压力高”信号报警，炉MFT动作，首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”（先负后正，—1919pa、＋3177 pa），联跳甲制粉系统，乙火检风机跳闸、甲火检风机联启， #4炉灭火。

机、电跳闸，#4机组负荷由167MW下降到0。

交流润滑油泵联动，主汽门关闭。

6KV Ⅲ段工作电源跳闸，备用电源自投成功。

查保护，炉首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”。

19:34确认#4机交流润滑油泵联动启动成功，关闭#4机主蒸汽电动隔离门，全开凝汽器真空破坏门，开#4机主蒸汽及本体相关疏水阀门。

关闭#4机二抽至炉侧抽汽母管阀门，开#4炉自用蒸汽至炉侧抽汽母管阀门，进行炉膛吹扫。

发电机出线箱进水导致发电机定子接地保护动作停机

发电机出线箱进水导致发电机定子接地保护动作停机一、事件经过(—)事故前工况2018年09月11日22:52,4号机组负荷216MW,B、C、D磨煤机运行，总煤量91吨，主汽压力15.48MPa。

两台引风机运行，炉膛负压自动；两台一次风机运行，风压在自动控制方式；两台送风机运行，机组运行参数均正常。

（二）事故详细经过2018年09月11日22时52分48秒，二期集控室4号机组BTG盘同时发出多个光字牌报警，分别为“定子接地跳闸”、“发变组保护装置异常”、“发变组保护装置异常”、"4A/4B BZT动作”、“汽机跳闸”、“一次风机A跳闸”、“一次风机B跳闸”、“主燃料跳闸'、“磨煤机B(C、D)跳闸";查看4号发变组解列，汽轮机跳闸，锅炉灭火。

控制员翻看保护动作首出为“发电机故障"'汇报值长，立即执行单机故障跳闸处理预案。

开启主汽至轴封供汽门，开启高旁前疏水门，打开高旁电动门，用高旁带高压辅汽系统，调整辅汽至轴封压力正常后，关闭主汽至轴封供汽门。

同时，完成机组停运相关工作。

发电机定子接地保护动作，4号机组跳闸后，值长立即汇报发电部部长及公司领导。

并向河南公司和集团公司调度中心汇报机组跳闸情况。

事件发生后，各级人员立即赶赴现场，组织排查分析，根据现场6.5米水迹情况，判断发电机定子接地原因可能为出线箱进水所致，随即办理工作票，将发变组解备做安措，进行检查。

对发电机三相出线箱解体检查，B相出线箱盘式绝缘子积水消理烘干，A、C相检查正常。

发电部领导及管理人员参加班前会、班后会和安全活动日过程中，对单机保电措施的宣贯学习流千形式，督促检查、落实考核不到位；运行人员执行存在偏差，值长、班长对参数出现异常不敏感，组织分析不到位，应急处置能力欠缺。

五、防范措施（一）以秋季安全生产大检查为契机，开展安全生产大讨论，落实责任，堵塞生产管理漏洞。

1 . 针对此次非停事件开展全员反思活动，提高各级人员安全生产的敏感性。

31307煤机电机接线室进水事故分析处理意见

31307采面煤机电机接线室进水跳电事故分析
处理意见
时间：2016年9月8日16时
地点：机电运输管理科
主持人：曾令海
参加人员：余志军李招学
一、事故简要经过：
2016年9月7日早班，三井采煤工区煤机电机损坏后，立即安排人员运煤机100KW切割电机到31307采面更换，更换后试运转发现电机仍然跳电，经现场检测判断，发现电机接线室已进水，于是造成本次跳电事故发生，工区立即安排管理人员到现场组织处理，将接线室的水处理后，于中班恢复正常生产。

二、事故原因：
1、因工区管理不善，对现场的工作安排落实不到位，未对职工现场督促交代对电机密封部位进行封堵保护，造成运输中泥、水进入接线室，导致跳电事故发生。

2、电机运输人员工作不认真，责任心不强，运输过程中未对电机进行防水密封保护，且现场运输时盲目蛮干，未避开积水巷道进行运输电机，从而造成电机进水到接线室。

三、事故教训与防范措施：
1、必须加强职工教育，提高职工责任心，工区加强对现场管理力
度，防止类似事故再次发生。

2、运输电机时，必须将电机防水密封部位，按要求使用棉纱等物
件进行堵塞好，避免进水造成跳电事故。

四、处理意见：
1、三井采煤工区管理不到位，对三井采煤工区区长肖克田、书记赵伟分别扣减工资150元；对三井采煤工区机电区长杨杰负机电管理落实不到位的责任，扣减工资120元；对三井采煤工区技术员管忠浩扣减工资80元。

2、事故发生的生产影响，由调度室统计进行赔偿，
机电运输管理科 2016年9月9日。

妈湾电厂汽轮机进水事故解析总结计划

电厂汽轮机进水事故剖析汽轮机是一种以蒸汽为工质，将蒸汽的热能变换为机械能的旋起色械，是现代火力发电厂中应用最宽泛的原动机。

汽轮机的安全、经济运转直接关系到整台机组的安全性、经济性。

而汽轮机的进水事故是每个电厂要点防备的事故之一。

假如发现一台加热器工作不正常或水位超标，或抽汽管道上的用户检测传感器指示有水，或任何一对汽轮机检测热电偶指示出上、下缸金属温差超出42℃，且下缸温度低于上缸，则被以为是一次进水事故。

汽轮机一旦进水，零零件的破坏是不行防止的，要在24小时或更长时间内从头安全地启动机组是不行能的。

进水而惹起的汽轮机故障有：叶片和围带伤害，推力轴承破坏，转子裂纹，转子永远性曲折，静子部分永远性变形以及汽封片磨坏等。

为此，本文经过对xx电厂#3、4”机进水事故的剖析，论述了汽轮机进水的危害性及防备举措，为机组安全运转确立了基础。

1、妈湾发电总厂 3＃、4＃汽轮机进水事故及剖析(1)1997年7月1日3＃机组停机后高压缸温差大：此次汽轮机进水经剖析是这样：锅炉再热器用于温度调理的事故喷水的调理阀及截止门不严，机组停机后电动给水泵还在运转，同时它的中间抽头门是开着的，水经再热器冷段流至高压缸排汽管而高排管疏水不实时造成汽机进水的。

(2)1998年7月12日4＃机金属温度急剧降落原由及剖析1/4此次事故也是停机以后发生的，16时05分从前缸温的温降速度保持在℃／h左右，曲线缓和。

16时05分此后缸温的温降忽然增大，达到57℃／h左右，曲线峻峭。

见表2。

依据缸温变化及散布状况综合剖析，清除了汽缸进水、缸体疏水不畅、缸内积水等原由，以为是停机一段时间以后翻开主蒸汽疏水门而高压缸排放装置汽动阀不严或未关严冷蒸汽使汽缸金属迅速降落的主要原由。

建议妈湾四台机组已经将高排至疏水扩容器的排放装置撤消，放弃中压缸启动方式，这样既保证了不发生停机后的不严或误开（包含运转中误开的危害），又减少了运转中的漏汽损失。

2、防备汽轮机进水的技术举措（l）、加热器系统：加热器是最多、最易惹起汽轮机进水的系统，它的正常与否直接威迫着机组的安全，因此要特别赐予重视。

发电机套管进水处理及原因分析潘安

发电机套管进水处理及原因分析潘安发布时间：2021-08-09T06:49:20.051Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第8期作者：潘安[导读] 分别介绍发电机进水及处理和预防性试验过程，并对进水原因、以及故障原因等方面进行详细分析，为同类故障处理提供经验反馈。

福建宁德核电有限公司福建省福鼎市 355200摘要：本文以某电厂发电机出线套管进水处理为案例，分析出线套管耐压试验放电的可能原因，分别介绍发电机进水及处理和预防性试验过程，并对进水原因、以及故障原因等方面进行详细分析，为同类故障处理提供经验反馈。

关键词：发电机套管；进水；放电0引言本文所讨论的发电机是核能TA 1100-78型1150MW汽轮发电机，全部为ALSTOM技术，由东方电机股份有限公司制造。

发电机本体主要由定子（包括机座、端盖、定子铁芯、定子绕组、隔振结构和端部结构等）和转子（包括转子铁芯、转子绕组、转子护环、转子阻尼结构、转子风扇等）构成。

发电机的出线和中性点均在励侧下方，共用一个出线仓。

1案例背景1.1发电机意外进水原因在发电机工程安装、调试阶段，由于氢冷器连续排气管线与氢冷器漏水检测管线接反，即：连续排气管线接至氢冷器漏水检测接口。

调试人员开启氢冷器冷却水进水阀门、投用连续排气管线后，常规岛冷却水系统的水通过漏水检测管线倒灌至发电机，又通过发电机漏液监测母管倒流至发电机两侧出线罩及筒体底部、发电机密封油浮子油箱，通过管线进入氢气干燥器、油气分离器等系统。

1.2发电机进水情况初步分析发电机内部最高进水水位为出线罩与励端端罩水平连接处（该连接处距离出线罩底面距离约为1.4M、距离发电机铁芯底部距离约为0.9M），这次发电机进水未对定子铁芯、转子造成影响。

（见下图）2.2第二次处理过程因第一次交流耐压试验出现放电现象，根据专家组讨论，需要对套管进一步处理后再进行试验验证。

2.2.1清理过程处理方式：根据厂家的建议，继续进行绝缘处理，目前反复往套管内部（出线及中性点套管）充电气清洗液，再利用针管将清洗液抽从，从而将里面的杂质带出来。

某发电厂由于封闭母线内结露导致非停事件分析

某发电厂由于封闭母线内结露导致非停事件分析一、非计划停运事件简述l、设备简介4号机组锅炉为SG—1025/17.44—M850型亚临界、中间再热、强制循环、汽包式锅炉，单炉膛、I1型、露天布置、全钢架悬吊结构、固态排渣。

汽轮机为N320—16. 7/538/538型亚临界、中间再热，单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机。

发电机型号为QFSN—300—2,'额定功率300MW,额定电压为20kV,额定电流为10190A,额定转速为3000r/min, 额定氢压为0.31MPa,绝缘等级B级，采用水氢氢冷却。

机组采用上M AX—1000分散控制系统。

2、事件经过2017年12月19日18时24分，4号机组发出机组跳闸报警，发电机解列。

立即检查主机交流油泵、电泵联启正常，汽轮机转速下降。

查看CRT画面为线路保护柜动作，跳闸原因：发电机定子接地。

汇报省调，塘邵2624开关转冷备用，拉开塘邵26241出线刀闸。

事件发生前，4号机组负荷240MW,煤量lOOt/h,42、43、44、45号磨组运行，41号磨组备用。

41、42号汽泵运行，43号电泵备用。

机组各参数稳定，运行正常。

接到运行通知4号机组跳闸后，设备部及维修部电气专业人员共同对4号发变组保护柜进行检查，确认保护A、B柜同时发“发电机定子接地”动作信号，查看保护装置内跳闸报告信息，发电机定子零序电压值为8.29V (保护定值为8V), 属于正确动作。

同时从故障波形可以看出，发电机机端电压A、B、C三相分别为58.42V、67.30V、54.09V。

4、运行管理不到位，运行规程不完善，未对微正压装置投退作具体规定，造成机组长时间停运期间微正压装置未正常投入运行。

四、防范措施1、开展封闭母线隐患排查工作，对其他机组的封闭母线内结露情况、微正压装置的运行状况进行排查，发现问题立即处理。

2、对封闭母线C相损坏的绝缘子进行更换，对封闭母线进行整体查漏，消除漏点，使封闭母线密封性达到合格标准。