电力安全生产信息汇编2010年第2期（总第67期）浙江省电力试验研究院汇编内部交流一、电厂部分发电机定子直流泄漏电流异常缺陷的发现与检查机组DEH伺服阀控制器电源保险烧毁原因分析某热电厂机组跳闸保护动作分析与防范机组一级灰浆泵开关事故分析报告发电机转子接地故障分析及处理300MW CFB锅炉冷渣器结焦的分析与处理发电机振动分析与处理某电厂3号机组支吊架脱落分析二、供电部分某220kV线路跳闸故障分析某220kV 断路器爆炸事故关于某110kV变电站接地变压器运行中出现烟雾的调查报告湖开LW36断路器瓷瓶断裂事件专项排查一、电厂部分发电机定子直流泄漏电流异常缺陷的发现与检查2009年10月，电科院对某发电厂4号发电机进行大修前定子绕组泄漏电流和直流耐压试验。

按照华北电网有限公司《电力设备交接和预防性试验规程》（2005）的相关要求，试验电压按每级0.5 Un分阶段升高，并记录每段电压的泄漏电流。

试验发现，在2.5 Un的规定试验电压下，B相的泄漏电流为44 μA，而A、C相的泄漏电流均为210 μA左右，与B相的差别远大于规程的不大于100%的规定，经过对接线、定冷水水质和仪表的检查，确认无误后多次重复试验，试验结果没有改变。

之后又进行了定子绕组端部手包绝缘表面对地电位试验，也未发现异常。

最后采用了对A、C相并联加压的方法，结果发现A、C相并联加压的泄漏电流约为B相的2倍，经过电厂和电可高压所专业技术人员的综合分析，认真现场检查，查看设备实际情况，发现A、C相过渡引线并联块汇水管紧密交叉接触，汇水管接触部位附近有金属环连接，而且接触处严重磨损，如图1所示。

用绝缘纸隔开后对A、C相加压，三相泄漏电流差别符合规程规定，由此发现了导致A、C相泄漏电流偏大的原因。

为进一步探索判断缺陷具体部位的方法，高压所专业技术人员在发电机直流泄漏试验时利用紫外成像仪对发电机进行观测，成功地观察到了缺陷部位明显的放电现象，如图2所示。

通过本次发电机泄漏电流异常缺陷处理，总结出以下2点经验：（1）因制造工艺原因，部分发电机A、C相汇水管存在紧密交叉接触现象，长期运行磨擦后可能造成绝缘磨损，导致A、C相间泄漏电流异常增大。

（2）发电机直流泄漏电流试验配合紫外成像仪观测，可以有效地发现局部电场集中导致的绝缘缺陷。

图1 A、C相过渡引线并联块汇水管紧密交叉接触并磨损图2 紫外成像仪观察到缺陷部位明显的放电现象（内蒙院供稿）返回机组DEH伺服阀控制器电源保险烧毁原因分析1.事故前工况2009年3月19日，某电厂 3号机组负荷240MW，协调投入，炉侧烟风系统、空预器、送风机、引风机、一次风机双套正常运行，31、32、33、35磨煤机运行，脱硫系统及电除尘系统正常运行。

机侧主机运行正常，高、低加正常投入，汽泵并列正常运行，汽源为低压五段抽汽。

其它系统均正常运行。

2.事故经过和处理情况23点17分，3号机发MSV1，ICV，CV伺服板故障报警，发电机负荷降低至0；汽机转速下降，31、32汽泵转速下降，主汽压力升高，手动启动电泵。

23点18分，手动锅炉MFT和汽轮机打闸，发电机2203开关断开，厂用电切换正常，其余辅机动作正常。

锅炉吹扫后停运送、引风机闷炉。

0点17分 3号汽轮机投入盘车。

处理过程中未发生设备损坏。

热控人员接到通知后立即对机组设备进行检查。

首先检查伺服卡，显示灯全部熄灭，通过SOE记录进行分析查找，发现最先报警是DEH多个伺服卡件故障。

对DEH伺服阀控制器电源进行检查，测量伺服卡两路24V 供电电源保险阻值全部为断路状态，更换保险恢复伺服卡24V供电电源，所有卡件显示正常。

然后判断输出回路可能存在接地点，解开所有输出回路端子进行绝缘检查，绝缘检查结果正常且没有松动现象；对就地电缆、接线进行检查，无破损、松动现象，接线正常；检查屏蔽线，正常。

随后对DEH伺服卡24V供电电源回路进行检查，测量第一路DEH伺服卡件供电回路电流为1.6A，第二路显示2.14A；断开第二路供电电源，第一路供电电源回路电流显示为3.8A。

检查供电回路配置的保险管，发现容量为3A、250V。

DEH伺服卡件供电电源设计为2路冗余备用，单路电源应具备为DEH伺服卡件提供足够电源的能力，电源回路保险容量配置应大于3.8A，并应有一定的容量；通过综合分析认为DEH伺服卡24V供电电源保险设计容量小。

随即联系国电智深控制技术有限公司，国电智深派技术人员连夜赶到现场对电液伺服控制器控制电源进行检查，整个供电装置没有问题，技术人员通过对伺服卡进行测量、计算，按照DEH实际配置情况，确认保险管总容量应为5A，为进一步保证设备安全运行，将DEH伺服卡24V供电电源保险更换为6A。

恢复电液伺服控制器24V电源，再一次检查确认供电电源系统没有问题。

3月20日15点15分，3号炉点火；17点15分，3号机冲转；17点32分，3号机3000r/min定速；17点41分，3号发电机并网。

3.事故致因分析（1）事故直接原因分析DEH伺服卡24V供电电源2路保险断路，伺服阀控制器电源消失，所有伺服卡件失电，高压主汽门和中压调门关闭，造成机组停机。

（2）事故间接原因分析DEH伺服卡24V供电电源保险容量设计不合理，1路供电电源电流长期运行在保险额定电流下导致过热熔断，另1路也随即过流断路，造成电液伺服控制器失去24V工作电源导致汽门关闭，机组停机。

（3）存在的管理问题DCS系统24V电源设计不完善，机组调试期间技术把关不严格。

热控专业技术培训不到位，设备管理人员对设备和系统掌握程度不够，不能迅速发现设备深层次隐患。

（华北院供稿）返回某热电厂机组跳闸保护动作分析与防范1.机组基本情况某热电厂工程为新建2台490吨循环流化床锅炉，配套2台150MW热电联产发电机组，建成后向地区新型能源化工工业区集中供热，电量全部上网。

其中汽轮发电机为东方汽轮发电机厂生产制造，配套由山东济南发电设备厂提供的额定功率为150MW 三相交流两极同步发电机，型号WX21Z—085LLT，额定转速3000r/min（50Hz），额定电压为15.75kV；额定励磁电压248.3 V，额定励磁电流1344.2A；主变压器为特变电工衡阳变压器有限公司制造，型号SFP10-180000/220，额定容量180000 kVA，接线组别Ynd11、高厂变是山东电力设备制造厂的产品，型号SF9-25000/15.75，容量25000kva；DGT801数字式发变组继电保护及220kV母线保护为国电南京自动化股份有限公司制造生产，220kV线路保护及励磁系统SAVR2000为南瑞继保电气有限公司制造生产。

发电机的励磁方式为自并励静止可控硅励磁系统，冷却方式为密闭循环式空气冷却，转子绕组为空内冷，其余为空外冷。

2.故障前运行方式故障前，该热电厂1号、2号机组双机运行。

其中1号机有功负荷136MW，电流5020A，机端电压16.13 kV，无功24.996Mvar，励磁电流1014.41A，励磁电压170.2V，故障时励磁电流变化至1419A，励磁电压变化至262V；2号机有功负荷139MW，电流5093A，机端电压16.13 kV，无功25.26Mvar，励磁电流1037A，励磁电压176V，故障时无功变化至184MVar；6kVⅠA、ⅠB段由1号高厂变带电，6kVⅡA、ⅡB段由2号高厂变电。

220kV毕热Ⅰ回201线路及220kV毕热Ⅱ回202线路运行，220kVⅠ段母线及220kVⅡ段母线运行，220kV母联210开关在合位，热电厂6kV备用段由0号启备变带电处于热备用状态。

具体主接线方式见图1。

图1 热电厂一次图3.故障经过及情况分析2009年11月8日13时25分00秒688+0毫秒开始持续时间约76毫秒系统第一次冲击， 2009年11月8日25分00秒688+1726毫秒开始持续时间约132毫秒系统第二次冲击，引起双机停运。

（1）13时25分 00秒688+236.8毫秒，事故喇叭响，2号发变组与系统解列，故障现象：2号机DCS显示“2号发变组220kV侧212开关跳闸，2号机热工保护动作，2号机保护C柜发励磁系统故障，2号机灭磁开关跳闸，6kVⅡA分支621开关跳闸，6kVⅡB分支622开关跳闸，2号机组TV断线，2号机组调节器故障及告警，2号同期快切切换成功，并报装置闭锁，6kVⅡ段备用分支603开关、604开关合闸快切成功。

（2）13时25分00秒688+1976.3毫秒，事故喇叭响，1号发变组与系统解列，故障现象：1号机DCS显示“1号发变组220kV侧211开关跳闸，1号机热工保护动作，1号机复压过流保护动作，1号机保护C柜励磁系统故障，1号机灭磁开关跳闸，6kV ⅠA分支611开关跳闸，6kVⅠB分支612开关跳闸，1号主变风机电源故障，1号机组TV断线，1号机组调节器故障及告警，同期快切切换成功，并报装置闭锁。

6kVⅠ段备用分支601、602开关合闸快切成功”。

（3）13时25分00秒688+4754.3毫秒，1号机保护A柜复压过流保护动作启动引起220kV母联210开关跳闸，220kVⅠ、Ⅱ段母线分段运行。

（4）220kV系统及故障录波屏显示：13：25：00，热电厂220kVⅠ母Ua，Ub，220kV Ⅱ母Ua，Ub电压有突变，220kV毕热Ⅰ，Ⅱ线路的电流有突变；220kV母线保护“220kV Ⅰ、Ⅱ母失灵电压动作，差动电压动作”启动。

（5）1号、2号双机BTG报“发变组主保护动作”，首出为“发变组保护3、除尘PC电压低报警”。

（6）1号、2号“发变组保护3”发信联跳汽机，“2号汽机ETS动作”、“汽包水位低三值”、“ 1号、2号锅炉MFT动作”；1号、2号部分风机跳闸：A/B引风机、A/B 一次风机、A/B二次风机、循泵、3台高压流化风机等电机跳闸；向煤电化一体化工业园区供热全部中断。

4.保护动作情况（1）1号、2号发电机保持C柜（非电量保护柜）动作出口信号灯亮，发信联跳汽机，事件记录开入量为“励磁系统故障”、“热工保护”，“2号汽机ETS动作”、“1号、2号锅炉MFT动作”停1号、2号机炉。

（2）1号发变组复压过流动作发信，t1时限（跳分段时限）动作出口指示灯亮，启动220kV母联210开关跳闸。

5.动作原因分析受110 kV毕龙线距离Ⅰ段保护动作冲击，引起热电厂设备故障停机，向煤电化一体化工业园区供热全部中断。

根据热电厂220kV毕热Ⅰ、Ⅱ回线路故障录波图、发变组录波图、母线保护装置事件记录以及机组分散控制系统（DCS）中事件顺序记录（SOE），情况分析如下：（1）13时25分 00秒688+236.8毫秒，2号发变组与系统解列，2号发变组高压侧212开关和6kVⅡ段厂用A、B分支621开关、622开关跳闸， 是因为网上冲击导致系统电压较低（UA=74.46kV、UB=88.55 kV），2号发电机出口电压降低且不平衡后引起励磁系统逻辑判TV断线，而励磁系统的TV断线发励磁故障（励磁系统故障的条件目前包括TV断线、电源故障、同步变压器故障、脉冲故障，为“或”逻辑）后，2号发变组非电量保护出口动作，导致2号发变组全停(跳2号发变组220kV侧212开关和6kVⅡ段厂用A、B分支621、622开关及跳2号灭磁开关)。