电气专业
第一节 发电机故障
定值偏小 保护动作 发电机跳闸
1.故障概述
某 600MW日立汽轮发电机组，负荷 600MW，做吸收-10Mvar无功负荷进相试验时，发电机过激励保护动作，机组跳闸。
2.原因分析:
过激励保护定值为定值为机端电压 1.05 倍； 30S，明显偏小，发电机无功正常调节时保护动作跳发电机。
3.防范措施:
将保护定值放至机端电压 1.09 倍,45S。
发电机非同期合闸造成设备损坏
1.故障概述:
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1：42，1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6kV A段和380V A段失电，1号机组被迫停运。1：47，厂用电恢复送电，3：20，1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。6：41，发电机经零起升压试验未发现问题。7：20，1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。7：22，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号机组主变关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6kV A段380V A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。
2.原因分析:
调查分析时从故障录波图上看到，5012开关于1：43、7：22和9：45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。
3.防范措施:
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。为了吸取事故教训，提出以下要求：
（1）对主要发供电设备开关的二次回路，控制电缆进行一次全面检查，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。
增减转速信号不匹配 发电机自动准同期并列不成功
1.故障概述:
某600MW机组调试中进行并网操作。8月24日3：13运行人员准备发电机采用D-AVR自动升压，发电机自动准同期并列，当操作执行第26步在DCS上将“ASS START/STOP”按钮选择在“ON”位置和第27步在DCS上将“CONFIRM”按钮选择“ON”位置，即将发电机自动准同期装置投入后，自动准同期装置开始自动检同期，经过一段时间后，自动准同期装置发出告警信号，装置闭锁，发电机自动准同期并网失败。
5：10发电机采用D-AVR自动升压，发电机手动准同期并列成功。
2.原因分析:
发电机自动准同期装置发出的告警信号为“滑差太小”。根据发电机自动准同期装置内部特性，当发电机与系统之间滑差<0.02Hz、时间大于30秒后，装置将发出闭锁，本次同期并网失败告警。
根据特性，当发电机的频率与系统的频率不一致时，装置将自动向DEH发出增速或减速信号，发出的信号脉冲宽度与发电机与系统频差大小相反，即发电机与系统频差越大，增、减速信号脉冲宽度越宽，相反，发电机与系统频差越小，增、减速信号脉冲宽度越小。而DEH接受的最小信号宽度为200ms,即当发电机与系统频差小于一定值以后，自动准同期装置向DEH发出的最小信号宽度将小于DEH接受的最小信号宽度,使汽轮机不能增、减转速，最终使发电机自动同期失败。
3.防范措施:
(1)发电机并列前，使发电机的频率/转速稍高于系统的频率/转速，使发电机与系统之间的转差大于0.02Hz（1.2rpm），以保证自动同期装置对DEH的正常调节。
(2)减小DEH的最小脉冲信号接受宽度，或增加自动同期装置向DEH发出的最小增速或减速信号脉冲宽度。(9月2日自动同期装置厂家
已将DEH脉冲增加至220ms)（9月5日发电机自动同期并网良好）
一台进口350MW汽轮发电机故障烧损情况及原因分析
1.故障概述:
2001年11月21日，某电厂一台进口的350MW汽轮发电机在基建安装完毕、整套启动进行短路试验时励端发生了短路故障，发电机严重烧损。该机是国外某公司1995年制造，定子由某国一厂家生产，转子为另一国家生产，出厂时未进行整体组装试验。发电机型号为50WT2IE一106型，定子绕组结线为单Y，额定电压为22kV，额定电流为10806A，冷却方式为水一氢一氢，氢气压力为O．4MPa，内冷水压为O．24MPa(内冷水箱充氮密封)。励磁方式为并激励(机端变静止可控硅整流)。试验时在主变高压侧出口接一短路线，并采用6kV厂用电源作为临时励磁电源。
1997年11月21日机组整套启动，于17：0O转速升至3000r／min定速，并做好了短路试验的各项准备。因该机是第1次加励磁通电，试验前退出了发电机负序过流、发电机差动、发变组差动等保护装置的跳闸功能，待试验检查。自18：50开始到22：10，中方试验人员将发电机电流分别调整到500、1000、5000和8900A等4个工况，分别对发变组电流互感器二次、负序保护接线、差动保护相位及其整定值等的正确性进行检查试验。上述试验结束后于22：27，负责指导和参与调试的外方技术人员开始对发电机励磁调节器参数进行整定调试，将发电机定子电流调整到额定值。正在外方人员试验时，约23：04中方值班人员发现发电机氢气压力升高，并突然由O．419MPa升到O．490MPa，发电机内冷水备用泵联动投入。同时表盘上出现“发变组差动保护动作”等信号，发电机灭磁开关跳闸，定子及转子电流指示为零。23：10开始，值班人员将发电机内冷水泵和机、炉设备等相继停运，并从发电机内放出大量黑水。检查事故追忆，显示23：04：25．352发电机6kV临时励磁电源过流保护动作，开关跳闸、并联跳灭磁开关。并显示自23：04：19．161 到23：04：20．702时段内、发电机负序、发电机差动和发变组差动等保护相继启动报警。同时，23：03：28．855至23：04：57．772之间，内冷水导电率超限保护(>Max28μS／cm)曾3次启动又返回(延时5s跳闸)
2.发电机故障损坏情况:
抽出发电机转子并拆除励侧大端盖后，对发电机故障损坏情况进行全面检查。发电机w相过桥线烧熔断约1．1m，该过桥线为￠45／20mm的紫铜管，绝缘厚8mm，总长约4．8m，绑扎固定在时钟位置4至10之间的绝缘支架上。过桥线烧熔断部位在7至9区间内。断口处两侧铜管向绝缘内延伸烧熔分别约100mm和80mm。整个过桥线绑扎带均有流胶现象，除断口附近外，其它部位绝缘表面无明显过热现象。过桥
线熔断中心部位邻近的1U1、2U1接头及其两侧紧邻的2个下层线棒的接头处等均放电起弧。不同程度被烧损，水室烧有孔洞。其中1U1接头背面被烧熔约100mm长的缺口。说明该处发生了相间弧光短路。过桥线熔断区段附近的绝缘支架、发电机下层线棒端部绝缘亦不同程度被烧损，玻璃纤维支撑环炭化深度5mm。附近过桥线、引出线表面绝缘及绝缘引水管等均有不同程度过热现象，个别绝缘引水管已过热凹陷。发电机定子励端端部、定子膛内、风道、转子励端中心环内及氢气入口等均覆盖一层黑灰。在发电机引出线箱内收集约log多熔铜渣。用500V摇表测转子绕组对地绝缘电阻为零，用万能表测量仅有120欧姆。
3.故障部件解剖情况:
为查清原因分析:，对w相过桥线未溶的2段铜管及其两端绝缘引水管进行解剖和接头拆卸检查。2段铜管分别切割成9小段(1W1侧)和8小段(2W1侧)，发现铜管内进入了大量熔铜，目视各断面光泽均匀(断面未经任何处理)，但内径大小差异很大，有的已完全被熔铜堵塞。仔细观察可见多数断面中心有一￠20mm圆形细纹，有的细纹呈铜绿色。分析这些圆形细纹是铜管的原内孔，进一步解剖得到了证实。将1W2侧6、9小段和2W1侧2、3小段铜管纵向等分剖开，在铜管原内孔处可剥离出管状熔铜聚积物，与铜管原内孔分界面清楚，管状聚积物外周粗糙，有的有凹坑或孔洞，其颜色略显棕黑。经化验分析，其铜含量为99．88％。经分析，在过桥线熔断过程中，断口处铜熔液及其绝缘分解物被氢气带进铜管内而冷却凝固在管壁周围。经计算，铜管熔断部分重量约13kg，而堵在未熔铜管内的熔铜约7kg。
解剖中可以看到，过桥线熔断口附近绝缘严重过热松散，距熔断口愈远则过热愈轻，600mm以远的部位绝缘仍密实，仅内层1～2mm有炭化现象。
过桥线进水端(1W2侧)绝缘引水管的高电位端接头拆卸时经多次弯折取下后，发现不锈钢接头中心有一紫铜管被折断，断口尺寸为万9／5mm，分析亦是熔铜进入形成的，解剖绝缘引水管已被熔铜堵死。出水端(2W。侧)绝缘引水管的高电位端接头进口处有一疏松的状如花生米呈棕黑色的熔铜聚积物，引水管内未见其它异物。
4.原因分析:
这次事故是在短路试验工况下发生的，发电机电压很低，载流部分过热是导致事故的唯一因素。根据故障形貌和故障部件损坏情况，分析认为w相过桥线局部过热熔断是此次事故的起因和首发部位，过桥线局部过热熔断原因，是由于其内部存在缺陷(如接头焊接质量不良或铜管局部材质缺陷等)和该过桥线冷却水路堵塞冷却水量不足，使缺陷部位严重过热而适成的。
从解剖情况看，W相过桥线未熔
的2段铜管，形状完好，没有接近熔点温度而软化变形的迹象；虽然熔断口附近绝缘呈现严重过热松散，而离熔断口600mm以远的铜管绝缘仍然密实，仅内层1～2mm过热炭化；未熔铜管内冷却凝固了故障进入的大量熔铜等现象，都说明整个过桥线铜管在开始过热而温度远低于铜管的熔点温度时，缺陷部位的温度已升高到熔化温度而熔断。熔断后断口处电弧使过桥线铜管逐渐被烧熔，其绝缘被高温电弧烧损成为灰烬而飞落在机内各个部位。在过桥线熔断初期过程中由于发电机电气量无明显变化，因此继电保护无反应。当烧损1U1、2U1接头绝缘发生了相间弧光短路时，继电保护即动作跳闸。
整个过桥线铜管及其两端绝缘引水管均堵塞有熔铜的现象，说明两端冷却水路是通畅的，而水路堵塞部位应在熔断铜管部分。由于过桥线内孔比两端绝缘引水管接头内径大得多，不可能从外部进入异物堵塞在过桥线铜管内。在机组启动前内冷水供水系统经过了充分循环和冲洗，在水质完全符合要求后才向机内供水。因此，水路堵塞只可能是在制造过程中造成的，而制造厂在发电机下线结束后又未进行分支水路流量测试，该过桥线铜管堵塞未能发现导致冷却不足而过热。
综上所述，w相过桥线内部存在缺陷，又因冷却水路堵塞而得不到足够冷却，当发电机电流增大后，该缺陷部位首先过热熔断，导致了此次事故的发生，分析其过程是当发电机的电流增加到额定值或接近额定电流时，过桥线缺陷部位温度急剧升高，附近冷却水沸腾汽化，阻塞水路。缺陷部位温度继续升高，以致熔断。熔断口处两端铜管在电弧作用下，被迅速烧熔，并烧坏绝缘，氢气、熔铜、绝缘污物大量进入熔断的铜管内。随着铜管熔断长度不断增加，电孤在发电机电势维持下，拉长、扩展，烧损附近支架和线棒端部绝缘，导致w相与u、V相间短路，引起继电保护动作，跳开临时励磁电源开关，联跳灭磁开关，发电机灭磁。十分明显，这次事故是w相过桥线制造质量不良造成，制造厂应负全部责任。经多次谈判，外方已承担责任和全部修复费用。
5.防范措施:
（1）该发电机是国外某公司供货，但承担定子生产的厂家未制造过该种类型和这么大容量的汽轮发电机，缺乏经验，出厂时亦未整体组装进行必要的型式试验，制造质量是机组安全运行的第一道关，是基础，所以生产商的确定要慎重。
（2）水路堵塞导致发电机线棒过热故障不乏事例，但烧损过桥线还不多见。这次事故说明，不论新机组投产还是在役机组大修都应重视分支流量的试验，目前已有这样测试手段。也提醒我们，尽管过桥线故障少
见，但对这样重要部件的制造质量应当加强质量监控。
（3）该机w相过桥线冷却水出口装有测温元件，但未引出接入计算机，运行中失去监控。过桥线和引出线不同于线棒，其温度无法监视，因此监视其出水温度是十分重要的。
（4）该次故障，发电机差动等内部快速保护虽然动作，但跳闸功能未投入，延缓了故障切除时间。从预防为主考虑，及早投入内部保护是有益的，应在有关调试规程中作出规定。
300MW发电机线圈短路事故原因与对策
1.故障概述:
2002年12月30日21：30，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21：40结束。
2.原因分析:
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。
3.检查中发现的问题:
(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。
4.防范措施:
(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。
(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。
300MW发电机电刷烧毁故障分析
1.故障概述:
某热电厂11号发电机为东方电机厂生产的QFSN一300—2型300MW汽轮发电机。采用静止硅整流三机励磁方式。发电机的额定励磁电压为460V，额定励磁电流为2253A。该机投产初曾连续出现发电机集电环电刷烧毁的故障，最严重时每班更换40余块电刷，大量电刷烧断刷辫，电刷刷握严重过热，有部分刷握由于温度过高熔化变形。同时集电环温度异常升高。大量恒压弹簧退火变质或断裂损坏。在不到两周时间内就烧毁电刷160余块，刷握多个。更为严重的是，集电环及电刷部分的故障，直接影响发电机励磁，不得不限制发电机励磁电流，从而使发电机无功负荷减少，运行稳定性差。发电机因电刷烧毁面临失磁的危险，并随时有停机的可能。
2.原因分析:
（1）进行现场实际测量查找试验，在进行单个电刷电流测量时，出现一部分电刷电流极大，另一部分电刷电流很小甚至为零的现象。据此又进行进一步检查，并找出几种主要可能原因。
综合分析可以看出，有可能造成电刷烧毁、刷盒烧熔和弹簧烧坏的原因主要可能是以下几条：
a．电刷接触面电阻值大小不一致。
b．电刷接触面电
阻变化。
c．弹簧压力大小不合适。
d．气垫作用影响。
e．电刷截面不足。
f．电刷适应性差。
g．电刷数量不足。
（2）分析试验
①电刷适应性检查
300MW发电机电刷为D172型电化墨电刷，其允许圆周速度为70m／s。而实际为71．435m／s，很明显，实际使用中已超过电刷的允许值，这对电刷运行条件不利。
②电刷截面及数量影响
300MW发电机现使用D172电刷规格为25×32×60mm，则其截面为：25×32mm=8cm2。电刷数量为正负极为各36块。按D172电刷电流密度12A／cm2计算，则每个电刷允许通过电流为12×8=96A。300MW发电机额定励磁电流为2264A，因每极电刷为36块，则满载时每个电刷平均电流应为2264÷36=65A。而5、6号机(50MW)电刷尺寸与其相同，发电机额定励磁电流为774A，正负极各安装D172型截面为8cm。(规格与300MW机相同)的电刷24块，则满载时每块电刷平均流过电流为774÷24≈32A。
从以上分析可以看出，与中型机组相比，300MW发电机电刷裕度不大，加之在实际运行中不可能保证每个电刷电流完全绝对均衡，所以300MW发电机将必然出现部分电刷电流超过允许值的情况，应设法将其限制在不出故障的范围内。
③电刷接触面电阻不一致和电阻变化的影响
经测试，新电刷接触面的电阻基本相同且合格，故不影响电流大小。为了证明运行中电刷电阻变化影响通流值，又做了如下实验：
利用直流钳形电流表测各支路电流的方法，经多次测试，证明新刷电流大，最大值有时达400A以上，运行一段时间后电流逐渐下降，说明电刷接触面表面电阻对通流情况影响很大，并推断出，电刷刷辫烧断者，其电刷流过的电流至少在600A以上或长期在400A以上运行。而恒压弹簧退火和刷盒烧毁也都是由于该电刷长期在过载严重情况下运行严重发热造成的。电流分布不均是造成电刷、刷握、恒压簧烧坏的最主要原因。
下面是进一步查找造成电流不均电刷表面电阻不同的具体原因采取的几种测试方法：
a．使用原电刷不变，仅更换电刷上的恒压弹簧(新旧两种)，流过电流无变化，即电流大的仍大、小的仍小，说明弹簧压力对其影响不大。
b．采用两块新电刷，一块按弧度磨好，一块不磨，同时更换后(或在一个刷握内先后使用)，电流都同样大，说明不是由于研磨不好造成电流不均匀。
C．测量集电环正极各个位置的电刷，各个部位均存在电流大小不一致的情况，说明不是由于位置不合适造成电流不均。
d．将电刷更换为哈电碳厂产的同型号D172电刷，其变化趋势和现象与原东方厂电刷无明显区别，说明两者质量基本一致且电刷质量不是造成电流不均的主要问题。
e．
将原电流为零的电刷截去一截，重新装入使用，发现电流与新电刷一样增大。
f．进一步将原电流为零的电刷接触面用砂纸打磨一遍，磨去已有的氧化层，重新装入使用，则电流与新电刷一样增大。
通过上述实验表明，造成运行中有的电刷电流很小，以致于电流集中在个别电刷上而烧坏电刷的主要原因，是运行一段时间后电刷表面形成的一层物质使电刷电阻发生较大变化以致电流无法通过。
分析测试还表明，300MW发电机电刷的各方面参数裕度小，即电刷适应性(圆周速度)超标，电刷数量偏少，对电刷发热也有一定影响，中小发电机由于电刷裕度大，各电刷即使出现电流不平衡也不一定烧毁，而300MW机组容量大，相对裕度小，如果运行中出现不大偏差，对集电环和电刷安全运行也有一定影响。
④气垫作用的影响
气垫作用是影响电刷接触的一个因素。300MW发电机在集电环上开了螺旋槽可以起到消除气垫作用的功能，但是否作用足够，尚不了解，我们目前也可采取一些措施进一步消除气垫作用的影响。
3.防止集电环电刷烧毁的措施 :
以上分析表明：只要设法保持电刷接触面良好，从而保持各电刷流过电流基本均匀，不出现大的偏差，就基本可保持滑环稳定运行，所以据此从各方面制订了对策和具体措施。
（1）防止电刷烧毁的对策
a．保证电刷研磨良好，方便使用。制作研磨专用工具，可携式，现场使用时不取下电刷就可研磨。
b．保持电刷通流均衡。建立维护制度，每班测量一次各电刷电流分布。发现电流过小者，抽出电刷(不拆头)用砂纸打磨，装上即可。
c．采用新的更换电刷方法。更换新电刷时，应改变过去规定，更换后如发现电流大，应同时更换数块。(过去规定不得超过若干块，通过实践说明应改为不得少于若干块)。
d．防止气垫作用影响通流。保持转子集电环上螺旋槽畅通。给电刷开通风槽孔，加强消除气垫影响。
（2）从1992年以来，对两台300MW发电机均严格按此对策的措施维护运行，集电环(包括电刷)均运行稳定，再未发生前述故障。
500MW发电机转子接地事故
l.故障概述:
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。但并网发电不久就于2001年11月28日8：00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、lemma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2800V 1min试验合格
2.原因分析:
(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。
3.防范措施:
(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。
三起发电机烧损事故分析
1.某电厂1号发电机(200MW，1978年投运)烧损事故
1993年6月22日16：43，1号机在运行中发生定子相间短路。部位在汽侧定子端部绕组绝缘盒处A、c两相间，A相短路点位于10号上层线棒，c相短路点位于9号上层线棒，几何位置处于11点钟。该处的并头套，水电接头烧损，相邻线棒熏黑。
原因分析:分析:认为：该机端部绝缘存在缺陷，鼻端绝缘为沥青云母带包扎，绝缘整体性差，模压绝缘与手包绝缘搭接不良，绝缘盒充填不满；此外，该机的氢密封瓦向机内漏油，机内氢气湿度超标。在绝缘薄弱或缺陷处，由于氢气湿度较大，导致绝缘破坏发生相间短路击穿。
2.某电厂4号发电机(200MW，1981年投运)烧损事故
1993年7月4日8：53，4号发电机在运行中保护动作停机，停机后测定子绝缘为0，检查发现定子绕组汽侧槽口有两处直径为70～90mm，深度为130～150mm的烧损洞。一个位于55和54号槽约7点钟位置，烧损B相上下层各2根线棒；另一个位于41和40槽约5点钟位置，烧损A相中性点侧上层3根线棒和C相中性点侧下层一根线
棒。此外，45和46号槽之间第3段铁芯严重松动。
原因分析:分析:认为：定子铁芯两侧槽口阶梯段松动，致使硅钢片断裂，散落于定子端部槽口，损坏了定子绕组绝缘，造成两点接地短路。此外，该发电机为原苏联制造，原苏联接地保护范围为95％，存在死区，由予运行中发生误动，又将保护定值由5V提高到12V，进而加大了死区范围，致使事故时该保护未能动作。
3.某电厂16号发电机(125MW，1975年投运)烧损事故
1993年7月5日8：20，16号发电机起动后并网。8：25，发电机差动、低压负序过流保护掉牌，但均未跳开发电机出口开关和主变另外两侧开关(该主变为三绕组变压器)，值班人员急用手按紧急按纽，发电机出口开关仍未跳开，约3min后，运行人员赶到现场用手动跳开220kV侧开关，切除了故障点，此时，发电机膛内已起火。事故后发现定、转子线棒、保护直流回路电源共用的一对石英砂熔丝(10A)，其中负极熔丝已断。
据初步分析认为故障原因为：
(1)该机组起停较频繁，导致定子线棒在槽口处磨损接地，进而发展成相间短路。
(2)由于直流操作、保护回路熔丝熔断，未能及时跳开发电机出口开关。
(3)220kV侧开关低压过流保护的低电压整定值为60V，而事故时线电压约87V，故该保护未能启动跳开220kV侧开关。
(4)运行人员处理不及时导致事故扩大。
防范措施:
(1)认真落实原机电部、能源部电发[1991]87号“关于防止200MW、300MW汽轮发电机子绕组端部发生短路的技术改造措施”及部发[1991]123号“关于大型汽轮发电机降低氢气湿度和防止机内进油的若干技术措施”的要求，以防止发黾机端部绝缘损坏事故。
（2）检修中要认真检查定子铁芯的压紧情况，包括两端压板及台阶部分，如有松动现象必须及时处理好方可投入运行。
(3)100MW及以上发电机应装设100％接地保护。
（4）原设计未考虑调峰运行的100MW及以上机组在调峰运行时要加强监测，适当缩短预防性试验周期，采用在线局部放电和局部过热监测装置，以便及时发现问题。
（5）运行单位要加强对直流操作、保护回路的维护管理，尤其要做好熔丝的配置和管理工作。
（6）当发电机的主变为三绕组变压器时，要采取措施保证继电保护在各侧的灵敏度，防止故障时保护拒动扩大事故。
（7）对各类低电压闭锁定值要加强管理，不能任意调整，避免造成事故情况下保护拒动。
300MW发电机定子接地故障
1.故障概述:
某发电厂1号发电机为QFQS一300—2型，上海电机厂制造，1999年7月17日10：30，运行人员发现“绝缘工况仪”发出信号，经检修人员处理后，信号消失，重新投入显示正常。16：00，运行
人员抄表发现发电机定子线圈温度巡测仪第48槽槽内温度显示“一”异常超温信号。16：16，定子接地保护动作跳闸。抽出转子检查，接地故障点在c相汽机侧48号槽，上层线棒从汽侧渐开线开始到槽内1400mm绝缘严重过热，最严重的一处槽口1400mm烧断约400mm，里面的空、实铜线烧熔成铜渣，距烧断处约300mm的槽内1／4空、实铜线烧掉，距600mm处，每根空芯铜线因过热呈双凹陷形。48号线棒渐开线处有6处通风不良部位绝缘严重过热，绝缘发胖变酥。下层线棒约有150mm长绝缘被电弧烧损，对应铁芯第12段～17段长度约为497mm受到不同程度的烧损，烧损深度最深达30mm。47号槽上层线棒绝缘表面烧损长度150mm。
2.原因分析:
初步分析原因分析:有两种可能性，一种是48号上层线棒在故障最严重部位因铜线断股，另一种是股间绝缘破坏(包括排间绝缘损坏)。两种原因均最终在该处出现电弧引起高温，导致铜线烧熔、绝缘烧坏。关于股间绝缘损坏原因分析:也有两种可能，一种是绝缘先天制造不良引起，另一种可能空芯铜线堵塞产生高温，经过一段时间后，使该部位绝缘受热老化，主绝缘、匝间(排间)绝缘遭受损坏。
3.防范措施:
(1)进一步贯彻部颁有关大型汽轮发电机降低氢气湿度和防止机内进油的有关规定。
(2)加强定子线圈，定子铁芯和进、出风温度监视和有关在线监测装置的维护。对于300MW大型机组建议每一小时抄表一次。
(3)应严格按两部安生技[1994]86号文要求用发电机端部绝缘表面电位测量法进行试验，测量部位除手包绝缘接头外，还必须包括过渡引线并联块等部位，以消除各种绝缘缺陷。
(4)建议当前200、300MW汽轮发电机定子接地保护一旦确定为机内故障，由发信号改为机组跳闸，以避免事故的进一步扩大。
(5)加强对定子内冷水系统的技术管理，加装定子冷却水反冲洗装置，在机组大小修时应进行定子反冲洗；每次大修要安排定子线棒的流量试验，运行中要注意监视定子出水温度差，防止定子空芯铜线因严重氧化或出现其它杂物被堵塞；定子内冷水及其冷却水的滤网应及时检查清洗。
300MW发电机定子相间短路事故
1.故障概述:
某发电厂1号发电机型号为QFSN一300—2，是东方电机厂1988年制造。2000年5月15日18：31，该机主盘发出“定转子接地信号”，后经检查为定子接地保护时间继电器出口信号灯亮，灯复归不了。在检查发电机系统时，该机于18：36跳闸停机，从定子接地保护动作到机组跳闸间隔5min。主盘“发电机纵差”、“发电机——变压器纵差”、“发电机转子过电压”、“定子匝间”及“主汽门关闭”等事故信号发出，随后发电机“断水”光
字牌亮。
打开端盖检查，在励磁机侧发现，A相过渡引线并联块处严重烧损，在A相过渡引线绝缘表辱有一条从接头烧损处到绝缘支架的明显爬电痕迹，宽约loom，深约1～2mm，长约600～700mm。与A相同一位置的B相并联块绝缘盒已炸裂，B相接头及软联接头螺钉部分铜线烧熔。c相38号槽接头引水管锥体部分铜线烧断，其对应内端盖上有一条烧熔的沟，烧熔的沟处在内端盖绝缘板之接缝处。此外，内端盖3点钟位置处2条固定螺栓烧熔，对应内端盖螺孔也烧伤，螺栓处绝缘烧坏。
2.原因分析:
事故后检查过渡引线并联块的绝缘盒，盒内绝缘填料不满，过渡引线铜线有外露，部分接头绝缘不良，运行中机内油污及氢气湿度大等情况形成爬电接地，而导致相间短路。
过渡引线并联块的绝缘盒是安装单位在现场安装，由于安装空间小，加上结构设计有缺陷，以致留下绝缘缺陷，而在通常交接的交、直流耐压试验中又难于发现此缺陷，而留下事故隐患。
发电机转子匝间短路故障
1.故障概述:
2001年4月2日，某发电厂1号发电机发生转子匝间短路接地故障，在停机前出现过二次瞬时性转子接地信号，经检查发现发电机两侧小端盖螺栓、盘车装置上端盖等处有磁性，检查有关保护及外部励磁回路等均正常，判断为转子匝间短路接地故障，即停机检修。
停机后，测得大轴磁密为20～75高斯，盘车上盖与大轴缝隙处为130高斯，励侧小端盖螺栓端头为120高斯。密封瓦及转轴颈大面积烧伤。轴瓦上有点状烧伤痕迹。拔下汽侧护环，发现距端面140mm，对应19号、20号槽的绝缘瓦块(二层)烧穿。揭开绝缘瓦块后，发现S极7号线包和8号线包(每极8个线包，最小线包为1号，最大为8号)两线包表层线附近有短路痕迹，包间绝缘隔板烧一沟槽，深15mm，长约llOmm，8号线包表层线匝故障点处有一个9×lOmm的缺口。电烧伤护环呈龟裂纹状。
2.原因分析:
经对护环内表面粘结物取样化验，测得微巴区内铝的含量为51．7％，铝元素不是护环钢和铜线应有元素。经有关专家分析认为，是在制造过程中转子汽侧端部遗留有铝金属(如铝屑等)，经长期运行移到7号、8号线包间造成两包桥接匝间短路，继而烧穿绝缘瓦。
300MW汽轮发电机机内漏氢问题分析
300MW汽轮发电机采用“水、氢、氢”冷却方式，运行中一旦发生发电机机内漏氢事故，必须降低出力甚至停运发电机组。如果汽轮发电机没有安装快速冷却装置，处理发电机机内漏氢事故的停机时间一般都在20天左右，显然，这对整个发电厂的运行效益是十分不利的。所以，有针对性地采取有效的预防措施防止“水、氢、氢”冷却方式的300MW汽轮发
电机机内漏氢就显得非常重要。
现对某电厂QFSN一300—2型“水、氢、氢”冷却汽轮发电机发生的两起漏氢事故处理过程中发现的一些问题分析如下：
l.发电机机内漏氢的判定:
发电机机内漏氢主要是指机内氢气漏(渗)入机内氢气冷却水系统、定子冷却水系统管路中，然后随着管路中水的流动进入大气中的现象。
1.1发电机机内氢冷水系统漏氢的判定
在正常运行机内氢气湿度基本一致的前提下，当发现机内补氢量和每班水量均明显增多时，依次断开氢气冷却器6～8h，如果补氢量恢复正常(机内排水量不一定减少)，则可判定机内氢气已漏入某一氢气冷却器中。
1.2发电机定子冷水系统漏氢的判定
(1)在一定时间内发电机补氢量与通常相比明显增加。
(2)发现补氢量明显增加时，关闭定子冷水箱排空门10～15min，定子冷水箱压力也明显升高；
(3)上述两条件均成立时，从定子冷水箱排空门取气体样化验，气体中含氢量超过50％或比平时高出10％左右。
以上三条件同时成立时，则可判定机内氢气已漏入定子冷水系统中。
2.漏氢点的查找、处理及试验
2.1漏氢点的查找
(1)确定发电机氢气冷却器漏氢后，降低发电机出力(以运行氢冷却器出口水温低于60℃为准)，关闭故障氢冷却器冷却水进口门，排干冷却水后再关闭出口门，拆开故障冷却器水箱侧，逐条铜管查找，直至查到损坏的铜管为止。查到损坏的铜管后，用加工好的铜头将其两端堵塞，然后恢复冷却器的正常运行工况。
(2)确定发电机定子冷却水系统漏氢后，最多运行72h必须停机，停机并具备条件停盘车后，先拆开发电机外端盘、内上端盖、定子冷水进水管及接加装了标准压力表带法兰盘的小管，吹干排净机内定子冷水系统残水后，关闭定子冷水系统进出口门。然后，从小管处向机内定子冷水充入含20％左右氟利昂(或10％左右氦气)的压缩空气，用囟素检测仪(或氦质谱仪)反复查找漏点。若一时查不出来，还可以打开出线汇水管室人孔门甚至发电机内下端盖查找漏点，直到查出漏点为止。查漏的重点部位是：机内汇水管进水管法兰、弯头、引水管、引水管接头，出线汇水管小室引水管、引水管接头、总出水管法兰。
2.2处理及试验
根据漏点发生的具体部位，分别采取不同方法处理好漏点后必须进行有关电气和气密试验才允许恢复发电机的备用状态。
(1)电气试验按DL／T596—19966电力设备预防性试验规程》执行。
(2)定子冷水系统单独的气密试验在封闭发电机端盖之前进行，试验方法是：通过定子冷水进水管处另接的小管向机内充入0．35MPa的压缩空气，保持2h(制造厂无此要求)，观察表计指示气压仍
无变化，即可认为机内定子冷水系统氢气泄漏点处理合格。
(3)发电机本体整体气密试验在封闭发电机端盖后进行，试验方法按制造厂《发电机说明书》执行即可。
3.发电机内漏氢问题的分析与建议
1号发电机漏氢点在出线汇水管小室出水管法兰橡胶绝缘垫处，3号发电机漏氢点在机内励端汇水管法兰后弯头第2道焊口处
3.1 1号发电机处理漏氢点发现的问题
(1)漏氢点法兰绝缘垫片已严重老化腐烂。
(2)法兰绝缘垫片内圆孔、螺孔明显不是冲孔，而是用剪刀乱翦的，极不整齐。
(3)法兰绝缘垫片受力后的变形(一边厚一边薄)说明螺栓受力明显不均。
根据以上检查结果，并结合1号发电机在1994年4月大修后做交流耐压试验时，因机内定子冷水系统绝缘太低而无法进行，之后拆开定子冷水系统滤网检查，发现2条长约80～120mm，宽约10mm、厚约5mm的绝缘胶条已高度膨胀、碳化的情况，经征求制造厂意见后更换机内全部法兰垫片。
在更换法兰绝缘垫片的过程中又发现了几个新问题，值得探讨：
(1)、1号机组是1992年开始试运的，在短短的几年时间绝缘胶垫老化如此严重，在绝缘垫材质上可否改进，如果不能改进(包括改进后采用的新材料)能否在设备说明书中明文规定，此类绝缘胶垫的更换周期，以便提醒用户注意。
(2)、汇水管小室出水管绝缘太低，总出水法兰更换几种绝缘垫都不行，最后将出水管支架拆开用无水乙醇清洗支架两遍，绝缘值陡升至25M12以上且稳定不变，在机内汇水管支架上试验此办法亦很见效。
因1号发电机试运时曾发生密封油漏入机内的事故，机内汇水管下支架及汇水管水室总出水管(包括支架)均被油浸过。
分析可见，这就是导致1号发电机长期以来只要机组停运时间稍长，再开机前摇测发电机绝缘就会很低的主要原因。
由此，建议在发电机机内汇水管支架、汇水管小室总出水管及其支架固定处，可否采用其它拒油绝缘新材料，或在原材料基础上增加拒油绝缘胶垫等。
(3)、发电机内靠汽端汇水管上部进水管法兰盘(其它机组法兰盘已改为伸缩节)两法兰面不平行、螺孔错位1～2mm，导致连接螺杆绝缘套管无法按设计要求安装、套管长短相差有20～30mm、螺杆与法兰中心线偏移1～2ram。没有被套管套住的螺杆与螺帽下的铁质环形垫片绝缘距离减少，这也是引起摇测发电机绝缘低的原因之一。这就要求制造厂严把产品质量关，把这些工作难度不大，但影响生产且现场很难处理的问题在设备出厂前彻底解决。
(4)、特别值得一提的是，机内靠汽端汇水管上部进水管法兰连接螺杆共8条，竟有两条螺杆比其它螺杆短8mm左右，螺帽只能扣2～3圈
。
如果因机组长时间运行振动，在机组运行中此螺帽(甚至螺杆)脱落掉到风扇叶片上，进而吹入发电机定、转子气隙，造成的后果就是十分严重的。
(5)、打开汇水管水室检查发现：顶层环氧树酯板隔离层固定螺栓共有6个螺孔应装而未装螺钉，有两螺钉用手一旋就旋下来了。另有4个螺钉用扳手可旋紧4～5圈。
一旦机组运行中顶层隔板脱落，无论是砸到出线上，还是砸到总出水管上，造成的后果也将是十分严重的。
3.2 3号发电机漏氢点发现的问题
(1)弯头不是一次成型而是用4段直管裁截后拼焊而成，共有5道焊口；
(2)设计图纸标注弯头焊口为氩弧焊，实际为普通电焊；
(3)处理好第2道焊口砂眼后进行焊口探伤检查，查出第4道焊口有一条长约2mm的裂痕。
针对上述三点，分析认为；
(1)、从现场实际使用情况与制造工艺方便的角度，弯头完全可以一次成型而不必用直管裁截后再拼焊的方法制造。这样，既减少了弯头焊口的数量、方便了制造工艺、降低了制造成本，也不会影响伸缩节的工作(制造厂解释弯头使用直管拼成的原因是弯头膨胀时会影响伸缩节的工作)，且提高了设备的安全性。
(2)、在弯头使用一次成型材料的同时，焊口最好是按设计工艺要求采用氩弧焊焊接，以减少普通电焊渣对焊口的影响(同型产品此处焊口因有砂眼已发生多起漏氢事故)。
(3)、对于焊口是否要进行金属探伤的问题，从使用要求来看，不仅要对弯头焊口探伤，而且要扩大到整个机内定子冷水系统与氢冷器系统全部焊口的探伤，以便将焊口可能产生的裂纹在设备出厂之前消除。
发电机异步运行事故
1.故障概述:
2001年12月18日9：18，某发电厂6号机(运行带负荷294MW)在启动A凝升泵时，开关合闸约20s，6kV厂用A段606a开关跳闸，备用电源066a开关自投后，过流保护动作跳闸，6kV A段母线失压。该段所带厂用设备跳闸，380V A段低压保护动作跳闸，380V备用电源自投成功。在这期间，锅炉的18台给粉机有12台跳闸，燃烧不稳定，负荷、汽温下降。在此情况下，值班人员转移厂用电，合上6kV B段066b备用电源开关，切断B段工作电源606。电源开关，但后者绿灯不亮(实际是开关拒分)，派人到配电室检查，发现A凝升泵开关柜着火，即呼救火；此时，负荷降至40MW，汽温降至440℃，值长见情况危急，于9：28令手动MFT停机，见汽机转数缓降，但发电机电压仍有6kV，厂用电电压仍有4kV，派人查灭磁开关无问题。实际上，汽机主汽门关闭、206开关断开后，厂用系统备用电源通过拒分的606b开关向发电机供电，造成发电机变电动机运行。9：39，备用电源开关630“过流保护动作跳闸，6号
机厂用高压变压器轻瓦斯保护发信号，机组厂用电中断，发电机停止异步运行。事后检查，6号机A凝升泵开关严重损坏，开关柜二次设备烧毁，606b开关跳闸线圈烧坏，微机历史站记录大部分丢失，磁头损坏，厂高变严重过热。事故少发电量2900余万kW?h。
2.原因分析:
(1)6号机A凝升泵开关柜事故是这次事故的起因，而造成开关柜事故的原因是：
a．开关柜制造质量不良。该开关柜的接地刀闸操作机构为了防止带接地刀闸送电而设计的闭锁装置结构设计不合理。定位销起不到定位作用。
b．该开关柜的接地刀闸操作把手的开合方向与一般习惯方向相反，盘面上无开、合方向标示。
c．运行人员不熟悉接地刀闸操作把手的开合方向，把拉开操作变成了合上操作，致使接地刀闸刀口与接地端相距仅25mm，在小车推进时，造成对地放电。
d．该开关油气分离器逆止阀内的球阀行程过大，造成灭弧时顶部喷油。
(2)事故扩大原因
a．606b开关拒分。拒分的原因是该开关组装时副筒动触头合闸行程超过定值，合闸后机构连杆过死点，故无法分闸。
b．运行人员在事故过程中没有人监视发电机、厂高变表计指示的变化情况。
3.事故暴露问题:
(1)微机历史站故障是不间断电源UPS失效引起的。
(2)厂用开关在安装时，未按规定项目进行调试，A凝升泵开关未测量开合闸速度；606b开关未测量动触头行程，以致留下隐患。
(3)本次事故中有两组对角燃烧器的给粉机分接在380V A、B段母线上，A段母线停电时多停了接在B段母线上的给粉机。
4.防范措施:
(1)装有类似开关柜和开关的单位，应进行检查并加以改进，接地刀闸的操作开、合方向应标示明显，开关安装和检修中都要按规定做好调试。
(2)装有UPS的单位，应按其厂家说明书对其配套电池组进行一次检查，不合格者要改进，蓄电池组要做好维护，供UPS使用的蓄电池组要独立设置。
(3)基建工程要认真做好交接验收，即使是三包的、不解体的设备，也要严格按规定做好有关调整试验。
(4)健全运行规程，应根据这一事故教训，修订补充机组的事故处理细则，加强人员培训，提高运行管理水平。
失磁保护误动跳机故障
1.故障概述:
1999年3月8日12时59分，某电厂1号机带额定负荷300MW，发电机失磁保护误动作发电机跳闸，联跳汽机、锅炉，厂用电备用电源自投过程中，启备变差动保护跳闸。
2.原因分析:
事故发生后对失磁保护进行了全面的检查发现：
(1)失磁保护动作时间整定错误，定值单要求动作时间为0．4秒，而实际整定为0．04秒，比整定值小10倍。
(2)发电机失磁保护阻抗圆最大灵敏角应为180。
，而实际接线为O。，方向接错。
(3)失磁保护1信号负电源线头脱落，致使故障时失磁1信号未发。
(4)启备变B、C相制动绕组在插件插入后，有一分支短路环未打开，使备变自投时差动保护无制动，造成启备变跳闸。
此次事故暴露出的问题是基建单位保护调试质量差，出现了保护最大灵敏角、动作时间整定错误等诸多问题，运行单位的验收工作也存在一定漏洞，未能及时发现问题并改正。
3.防范措施:
(1)对失磁保护存在的缺陷进行整改。即将失磁保护动作时间整定为0．4秒，将失磁保护装置极性修改正确。将失磁保护1信号负电源接上。
(2)提高基建单位继电保护工作人员责任心和技术水平，保证继电保护装置基建调试的质量。
(3)加强基建中继电保护交接验收工作，及时发现并处理好存在的问题。
因系统故障保护动作停机
1.故障概述:
某电厂装机6台，总容量2400MW，5号机为600MW机组。事故时的运行方式是：1—6号机并网运行，全厂出力2000MW，5号机负荷370MW。
1998年7月14日9时O分，电网500kV系统济淄线保护动作跳闸，重合不成。济淄线跳闸的同时，引起该厂5号机跳闸。5号机发“过激磁保护动作”信号，86G3保护出口继电器动作，但保护跳闸输出灯未亮。
2.原因分析:
根据7月14日邹淄线故障录波图和该厂500kV系统变压器零序阻抗计算，5号主变零序电流为377A，达到启动定值(启动定值为360A)，对5号机主变零序保护进行试验检查，定值正确，但主变零序继电器动作后信号不保持，时间曲线与说明书规定值有一定误差。对过激磁保护进行检查发现，定值正确，传动试验未发现异常。
该故障暴露问题是：5号主变零序继电器动作后信号不能保持，继电器特性不好。
3.防范措施:
(1)更换主变零序继电器。
(2)由于机组已投运，对过激磁保护24L1(DT)无法做深入细致的检查，决定停用REG一216CA系统内24L1(DT)保护，对REG一216CB系统内的过激磁保护仍保留。
(3)5号机大修时将发变组保护的电缆更换为屏蔽电缆。
(4)机组大修时，对所有保护软件、硬件进行全面检查测试，消除可能存在的缺陷。
因取发变组控制电源保险造成停机停炉事故
1.故障概述:
某发电厂1号机为300MW发电机组。1991年7月投运。1991年9月7日事故前，1号机带负荷220MW。7日下午继电保护人员在检查闪光装置不闪光的原因时，怀疑由1号发一变组控制回路串入闪光回路一正电源，要求取下1号发一变组控制保险进行验证。电运班长汇报值长，值长请示厂长同意。18时27分，运行人员刚一取下发变组正极控制保险，即掉机，发变组解列。
2.原因分析:
(1)由
于取下发变组控制保险，使合闸位置继电器HWH失电，即送给调速系统一信号，以防汽机超速，即快关调门。同时引起抗燃油油压低，关闭汽机主汽门停机，联掉发变组、炉MFT。
(2)停用发变组全部保险且未经中调调度员允许是违反规程规定的。
(3)抗燃油系统不完善(在关调速汽门时不应造成油压低)是这次事故的原因之一。
3.防范措施:
(1)完善抗燃油系统，尽快投入贮能油罐，以防事故重复发生。
(2)研究采取必要的技术措施，由生技部门审定，经总工批准，以防在发变组控制保险熔断时再次发生停机、停炉事故。
(3)加强学习培训，严格执行规程规定及有关调度纪律。
(4)严格执行反措，取直流保险时一定要退出相关保护，以防保护装置误动。
励磁系统故障
1.故障概述:
2003年4月17日12：47 某厂#6机组负荷500MW，发电机励磁调节器自动通道运行，发电机无功由61Mvar快速下降，在自动通道下手动增加发电机无功无效；将发电机励磁调节器励磁方式由自动通道切至手动通道运行。
2.原因分析:
调节器内部某部件性能不稳造成，但具体部件仍需进一步检查确定。
3.防范措施:
（1）＃6发电机无功异常波动原因未查清及处理前，运行人员应连续监视＃6发电机有功、无功、定子电压、定子电流、励磁电压、励磁电流等参数。
（2）正常运行情况下，尽量保持＃6发电机无功负荷不小于50Mvar。
（3）正常运行情况下，运行人员调节＃6发电机无功时应缓慢，切忌大幅度调节。
（4）发现＃6发电机无功剧烈波动时，应立即将＃6发电机励磁调节器切至手动通道运行，并注意监视＃5发电机励磁调节器动作情况。
（5）运行人员进行通道切换时，应注意检查平衡表指示为零。
（6）＃6励磁调节器在手动通道运行时，应有运行人员连续监视调整发电机励磁。
（7）任何情况下＃6发电机无功接近低励限制值时，应立即人为干预，防止发电机失磁发生。
（8）加强就地＃6发电机励磁调节器运行情况的检查，发现＃6发电机整流柜外壳温度达到或超过40℃，应立即联系检修人员进一步采取降温措施。
（9）发现异常情况应立即汇报，并联系检修人员检查处理。
（10）若因“发电机失磁”、“手动方式下手动通道故障”等原因造成机组跳闸，则按规程相应规定处理。
（11）联系制造厂家（瑞士ABB公司）派技术人员来现场检查处理。
第二节 变压器设备
主变冷却器全停 发变组跳闸
1.故障概述:
某600MW机组调试中，发电机负荷600MW,主变冷却器全停30MIN,发变组跳闸。
2.原因分析:
发电机跳闸前，主变A、B、C三相的三组冷却器两组选择在“工作”方式，一组
选择在“辅助”方式，两组变压器运行时由于主变油温高于55℃,第三组冷却器启动运行。由于主变冷却器电源按两组运行设计，第三组冷却器运行一段时间后工作电源MCC侧开关跳闸，备用电源开关自动投入后也跳闸，主变冷却装置失电，冷却器全停，30MIN后发电机跳闸。
存在问题：
主变冷却器运行方式未确定，按照技术协议，两组冷却器运行则满足变压器长期满负荷连续运行，这样运行中可将冷却器设在“工作”，一组冷却器设在“辅助”，另一组设在“备用”。当变压器负荷、油温高到一定值后，处于“辅助”位置的冷却器自动投入运行。当工作中的冷却器故障跳闸后，处于“备用”位置的冷却器自动启动。同时变压器名牌上又明确规定：变压器运行时必须有两组冷却器在工作位置。这样，冷却器的运行方式目前不好确定。
在夏季气温、机组负荷较高时，若两组冷却器运行时，变压器油温、绕组温度仍较高，处于备用状态的冷却器不能自启动。
若第三组冷却器也运行，则电源开关容量不够。将出现电源开关跳闸，冷却器电源失去。
集控室光字牌未设计主变冷却器故障、主变冷却器电源失去报警；致使运行人员未能及时发现故障进行处理。
3.防范措施:
(1)更换主变冷却器电源开关容量（将工作、备用电源开关由NS100/40A更改为NS160/100A）。已能满足三组冷却器同时运行的要求。确认冷却器控制箱内对象的电源小开关、接触器容量是否满足要求。
(2)尽快与厂家联系确定主变冷却器运行方式。
(3)建议更改设计逻辑，处于备用位置的冷却器在变压器温度高时，也可以作为第二组辅助自动投入。
(4)集控室增设主变冷却器故障、主变冷却器电源失去报警光字牌。
(5)相应集控室增设厂变冷却器故障、厂变冷却器电源失去以及其他重要设备故障报警光字牌。
主变压器220kV线圈匝间绝缘损坏事故
1.故障概述:
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，是山东省首台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。该变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