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1、事故案例教材事故案例教材设备事故设备事故质量缺陷篇质量缺陷篇线路接地冲击，主变绝缘损坏线路接地冲击，主变绝缘损坏【简述】【简述】 2005 年 10月 01 日，某电厂三号主变压器因线路单相接地故障冲击，造成 B 相线圈绝缘损坏。【事故经过】【事故经过】 2005 年10 月01日 05时 15分，系统冲击，事故喇叭报警。220KV 石洋线 2220开关 B相跳闸（0.8秒后重合闸动作成功）。3号主变重瓦斯、 轻瓦斯、 差动保护动作。 3 号主变高压侧2203开关、 中压侧1103 开关、 低压侧 4503 开关、 厂用分支线 130开关全部跳闸。 2号机出口1102 开关跳闸。05 时 19
2、分，厂用电恢复。06时 02分，依调令 2号机并网运行。事故后 110KV 与220KV 系统开环运行。1、2 号机运行带负荷60MW，经石茶线送出。 4、 5 号机带负荷86MW，经石洋线送出，全厂出力146MW。事故发生后，对变压器做了系列试验，初步判断变压器内部存在低能放电故障，吊罩检查发现 B 相线圈绝缘损坏。经集团公司安生部批准三号主变由抢修转入更换准备。 10 月30日 16时 10分，三号主变压器并网运行。【事故原因】【事故原因】三号主变压器属 70 年代薄绝缘、 窄油道、 铝线圈变压器，1993 年07月曾发生内部进水短路，A 相高压线圈烧毁，后经西变厂修复，运行至今。 200
3、5 年进入汛期后，三号主变长时间大负荷运行，09月中旬油样分析，总烃和氢气含量增大；09 月 19 日省电科院试验报告结论：总烃163.3uL/L 超标（正常值 150），应监视运行。 根据电科院的结论，厂部缩短了检查和测试周期，每 3 天做一次油样分析。最后一次 09 月 29 日色谱本厂分析结果是：乙炔 0uL/L，总烃 129.47uL/L。10 月 01 日 05 时15 分，当石洋线发生单相接地（距离该电厂 15.9 公里），三号主变压器受到冲击，B 相线圈烧损，是造成此次事故的直接原因。【防范措施】【防范措施】1. 尽快落实一、 二号主变压器的更换工作，防止类似事故再次发生。2.
4、更换新的三号变压器及配套保护装置。- - 2 2 - -220kV 侧围屏箍脱落部位图片220kV 线圈（110kV 引出线侧）图片- - 3 3 - -220kVB 相线圈下部引出线固定夹件图片- - 4 4 - -110kV 侧线圈中烧焦的物品图片- - 5 5 - -励磁系统短路，机组绝缘受损励磁系统短路，机组绝缘受损【简述】【简述】 2005 年 12 月 09日，某电厂 2号发电机励磁变故障短路损坏，由于故障短路电流较大，最终造成发电机端部绝缘受损。【事故经过】【事故经过】2005 年 12月 09日01 时20 分，2号发电机跳闸，锅炉MFT 动作，汽机跳闸，厂用电源自投成功。 E
5、TS首出为发电机主保护动作。2 号机组停运后对 2号发变组励磁变检查发现，励磁变损坏严重。 励磁变的屏柜变形损坏，从封闭母线到励磁变高压侧的电缆被烧断，励磁变低压侧到封闭母排的连线全部被拉断，高压侧第三组 CT 三相爆炸烧毁，A 相高压线圈内侧中部有鼓包裂痕，外露线圈绕组部分已烧焦，励磁变附近的设备也有不同程度的损坏。并造成发电机槽口垫块部份松动，端部绝缘受损，出线绝缘盒绝缘磨损并漏水，立即组织处理。2006 年 01月 05 日 23 时23 分，2号机组并网运行。【事故原因】【事故原因】1. 经综合检查和保护动作报告、录波波形分析，2号励磁变故障，是由于 A 相线圈内部发生了匝间短路，线圈
6、发热，使线圈绝缘逐步受到破坏，进而引起短路接地，故障进一步发展为AC 相间故障、 三相故障，是造成此次事故的直接原因。2. 励磁变的温度测量没有引入 DCS 系统，不利于运行人员进行实时监控，是造成此次事故的间接原因。- - 6 6 - -3. 励磁变没有通风机，励磁变运行环境不良，是造成此次事故的间接原因。【防范措施】【防范措施】1. 将新励磁变的温度测量引入DCS 系统进行实时监控。2. 新励磁变增加通风机并实行温度自动控制，以改善新励磁变运行环境。3. 在机组下次大修中应重点检查发电机定子端部的损坏情况，如果发电机受到冲击，必须打开端盖仔细检查；大修时发电机定子出线绝缘必须做电位外移检查
7、。- - 7 7 - -制造工艺不良，叶片断裂停机制造工艺不良，叶片断裂停机【简述】【简述】2005 年 12 月 15日，某电厂 12号机由于设计制造工艺不良，叶片断裂、围带脱落，造成机组停机检修。【事故经过】【事故经过】 2005 年 12月 15日11 时27 分，13号给水泵定期倒换，在启动 13 号给水泵时，2 号厂高变复合电压闭锁过流保护动作，6112A、 6112B开关跳闸，6012B 开关联动成功，6012A开关未联动，电气运行值班人员立即抢合成功。 因6KV12A 段瞬间失压，12号炉甲、 乙磨煤机、 甲侧一、 二次风机因瞬间失去动力电源而停运，12号炉 MFT动作灭火。立即
8、减 12 号机电负荷至 3MW。11 时 33 分，12 号机组程序逆功率保护动作跳闸。 经检查，机组未发现明显异常，请示省调同意并机。 12时 08分，12 号机组并网运行，负荷带至 40MW 时，汽轮机跳机，原因为轴瓦振动大。 经请示汇报调度，同意 12号机组停机检查。 经电科院专家现场测试、分析，原因可能为低压转子断叶片或围带、 拉筋脱落。 12月 19日揭缸检查发现汽轮机第 23 级有 2 根叶片在稍部断裂，围带脱落 3 根叶片的长度，进行加装围带和对称割叶片处理。 12月 23日09 时47 分，12号机组并网运行。【事故原因】【事故原因】经电科院专家、 俄专家、 哈汽厂专家现场查看
9、、 分析后认定叶片制造工艺不良、设计不合理，是造成此次事故的直接原因。- - 8 8 - -【防范措施】【防范措施】1. 加强对机组的轴瓦、 油温、 振动、 各段压力的监视，并对监视结果进行比较分析，以便及时发现问题，及时处理。2. 认真吸取事故教训，举一反三，严格按照集团公司 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则进行对表检查，有针对性的加强设备检查和维护工作，杜绝同类事故再次发生。- - 9 9 - -对轮螺栓断裂，机房大量进水对轮螺栓断裂，机房大量进水【简述简述】 2006 年 03 月06 日17时 45分，某水发电厂 4号机组（型号为 GZ（B34）-WP-640，由日本富士
10、电机公司和中国富春江机电设备总厂制造，于 1998 年 9 月 25 日投产）。因水轮机主轴与转轮连接螺栓（M90，18 条，材质 3Cr13）运行中有 12 条断裂，造成转轮体与内导水锥接触摩擦，内导环与内导水锥把合螺栓（M20，48 条，普通碳钢）、销钉剪断，水流从螺栓孔喷出，经水轮机竖井进入94.1m 层廊道，造成检修排水泵、渗漏排水泵、高压顶起油泵、调速器及电源盘等被淹。【事故经过事故经过】事故前工况:2、4、6 号机组并网运行，分别带30.0MW、20.0MW、30.0MW 负荷；1、3、5 号在停机备用状态。2006 年 03 月 06 日 17 时 45 分，中控室振动很大，发出
11、“轰轰”响声，监控画面各台机组负荷正常，值长令值班员现场检查情况，调节 4号机组负荷，感觉声音有明显变化，这时一位现场作业人员到中控室报告厂房有大量漏水，值班员报告94.1m层冒水点在 4 号机水轮机竖井 。17 时53分，值长发出 4 号机停机令。17 时54 分，4号机停。92.1m层渗漏排水泵自动启动排水。 启动两台深井泵抽水。 18时 02分，渗漏集水井水位高报警，由于漏水量大，两台深井泵抽水不及，联系中调将2、6号机组退出运行。 现场切除有关水泵、 电机、 控制柜等电源，做安全隔离措施。临时组织安装 4 台排水泵加强抽水，同时做好局部堵水准备等工作。18时 50 分，尾水闸门关闭完毕
12、，20 时13 分，上游闸门关闭完毕。03月 07 日 02时，水位在100.8m 高程停止上涨。 18时，水全部抽干。 03月08 日 23 时 58分，5 号机组并网运行。 03 月11日 08时 40分，6号机组并网运行。03 月 12日 07时40 分，2号机组并网运行。03 月09 日，抽干 4 号机流道水后，检查发现水轮机主轴与转轮联接螺栓（M90，18 根，材质 3Cr13）有 12 根断裂，其中脱落 5 根,在流道- - 1010 - -现场找到 3 根,2 根已找不到，找到的脱落螺栓已有明显的弯曲,螺杆和螺帽有较多和较深的挤压变形痕迹，其中 3 根螺栓的断口已磨平；内导水锥从
13、分瓣处断裂变形，散落在流道内；水轮机检修密封、主轴密封支撑板变形损坏；转轮叶片进水边、止漏环等有不同程度的被刮痕迹。经过 38 天的艰苦努力，04月 13日14 时21 分，4号机组并网运行。【原因分析】【原因分析】1. 经电力试验研究院对失效螺栓材料力学性能、 化学元素及金相组织的试验和分析,并结合失效螺栓的宏观断口检查分析及相关设计资料的审查，认为螺栓设计未考虑疲劳强度和螺栓材料力学性能不合格，导致 4 号机组水轮机与主轴连接螺栓疲劳断裂，是造成此次事故的直接原因。2. 螺栓断裂后，和主轴密封板的分瓣连接部位相互撞击，脱出螺孔，同时主轴密封板及与其连接的主轴密封零部件受损脱落、 卡阻、 撞
14、击检修密封支撑环、 检修密封、 内导水锥，使它们的连接螺栓及销钉在结合面折断，水轮机主轴密封失效，水从内导水锥与内导环结合面的 48 个螺栓孔（M20）和 4 个销钉孔(16)大量喷出（流量：1099 m3/h），经水轮机竖井进入94.1m 层廊道，造成94.1m 层廊道的渗漏，是造成此次事故的直接原因。3. 厂房排水系统设计时只考虑厂房、机组正常状态下的漏水，对事故大量漏水未作考虑，设计标准偏低，厂房设计排水能力为 260m3/h，只能满足正常情况下厂房内的渗漏水，在事故大量漏水情况下，排水能力明显不足。设计上机组流道进水口没有快速闸门，现有闸门紧急操作需要 2 小时，不能快速关闭闸门，是造
15、成此次事故的间接原因。4. 由于安装质量问题，尾水闸门存在后仰现象（投运后存在的问题，多次组织专家分析解决，但由于是施工安装遗留问题，较难彻底解- - 1111 - -决），导致关闭不严密，是造成此次事故的间接原因。5. 应急预案对厂房意外进水量估计不足，设防标准偏低，发生大流量漏水时不能应对，显现出编制的应急预案没有考虑各种可能发生的事件，评估不足，是造成此次事故的间接原因。【防范措施】【防范措施】1. 加强技术监控的深度和广度。对金属结构进行一次全面的统计、检查、 检测、 分析、 处理，有关项目列入检修项目。 系统的分析机组的状况，确定各机组的大修时间间隔和项目，加强对各机组设备质量的监督。2. 加强对重要金属部件的金属监督，更换同材质的 5、6 号机组螺栓，加强对 1、2、3 号机组螺栓的检查，并将定期检验列入检修规程。3. 核算厂房意外进水量和现有水泵抽排水能力，对厂房排水系统进行改造。对提高闸门关闭速度进行调究。解决尾水闸门后仰问题4. 修订、 完善 水淹泵（厂）房应急预案 ，并加强演练。 修订、 完善其它安全生产危急事件应急预案，加强事故预想，定期组织演练。- - 1212 - -