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事故案例教材设备事故质量缺陷篇2

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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 2 导电螺钉松动,转子故障停机导电螺钉松动,转子故障停机【简述】 【简述】2009年 10月 31 日,某电厂 1 号发电机在运行中滑环的导电螺钉松动,导致 接触电阻增大,出现过热引起弧光放电,造成导电螺钉烧损,机组 手动解列。 【事故经过】【事故经过】事故前工况:有功 188MW,无功76Mvar,定子电流 7500A,定子电压15.84kV,转子电压 290V,转子电流1578A,主励 定子电压253V,主励定子电流 1122A,机组AGC投入运行。1 号发电 机组于2007 年 8 月进行了通流改造,发电机转子进行返厂处理,各 项试验合格,2008年 7 月和2009 年10 月进行两次小修。 2009年 10 月 31 日16 时14分,警铃响,1 号发电机来“A套调 节器强励动作”、“发电机失磁保护动作”信号、“发变组保护屏失 磁保护Ⅰ(失磁减载)动作”,“转子一点接地保护告警”、 “发电 机逆功率告警”,有功负荷下降至零。 运行人员现场检查发现1号发 电机转子滑环处冒烟有火花。16时 19分,手动解列发电机。 检查发电机转子励磁碳刷无过流、 过热现象,刷架完好。 用500V 兆欧表测发电机转子绝缘电阻为0 欧姆,对刷架、 碳刷及各部绝缘部 分进行清理,再次测绝缘,仍然为0 欧姆。 对刷架拆除,进行解体检 查,发现发电机转子正、负极滑环表面光滑、无过热烧伤痕迹,负极 侧滑环导电螺钉烧损,风扇环负极侧根部有过热熔化痕迹。 发电机滑 环罩励磁机侧密封环与转子轴有摩擦痕迹,并且密封环的密封垫过 热。 风扇环护板负极滑环侧有熔化的金属颗粒,分析为导电螺钉熔化 后,在高速旋转时甩到护板的侧壁上。 转子抽出后,检查转子外观无 异常、通风孔无堵塞现象。 【【事故原因事故原因】】 1 号发电机在运行中滑环的导电螺钉松动,导致接触电阻增大、 出现过热引起弧光放电,是造成此次事故的直接原因。 从 DCS 记录看,转子电压和电流在 16 时 13 分 34 秒之前运行正 常,转子电压跟踪发电机出口电压调节转子(励磁)电流正常,定 子电压稳定,励磁系统、发电机转子系统故障前一直正常运行。 16 时 13 分 34 秒,转子电流和转子电压开始摆动,此时定子电 压基本稳定运行,造成转子电流和电压摆动的原因分析为:转子回 路导电螺钉在集电环表面的压紧螺母松动,造成接触电阻增大,螺 母与集电环接触部位开始发热,随着发热与氧化的加剧,最终导致 螺母与集电环接触部位熔化,随着转子的高速旋转使熔化物在离心 力的作用下飞出,熔化部位开始放电产生电弧,导致转子电流剧烈 变化,为了维持出口电压稳定,调节器不断调节励磁电压以保持发 电机出口电压的稳定。 在这个过程中,随着励磁调节器的反复强励, 重复着电弧的点燃与熄灭,发电机导电螺钉开始向转子内部熔化, 当强励电压不能满足电弧点燃时,发电机开始失步,汽轮机转速开 始上升,最终机械超速动作,关闭主气门,发电机进入逆功率状态。 从发电机转子端部看到负极导电杆有过热迹象,导电杆绝缘已经严 重碳化。 【【防范措施防范措施】】 1. 在大修中严格按照检修项目执行,保证检修质量,按照预防 性试验项目,做好每一项试验,并做好记录。 当直流电阻与出厂比较 有异常变化时,对导电螺钉进行重点检查是否松动,同时导电螺钉 锁片进行重新锁紧,保证锁片锁紧良好。 2. 在小修中增加转子直流电阻检测项目,如有异常对导电螺钉 进行解体检查处理,同时对转子滑环导电螺钉进行检查是否存在过 热现象,检查锁片完好且不能松动,保证锁片起到锁紧作用。 3. 加强技术监控管理,严格按照试验规程要求,对直流电阻进 行对比分析,查找历次试验记录,并与其纵向比较,不放过任何异 常数据,并详细记录试验结果。 4. 检修人员要加强滑环部位的测温工作,定期对滑环部位进行 红外成像测温,机组启动后励磁电压、 电流达到额定时进行一次红外 成像测温,并做好记录。 保存每月1 日、 15日的红外成像图像记录, 记录中要有测量时的机组有功功率、 无功功率、 励磁电流、 环境温度等 数据,每月进行一次分析比对。 5. 运行人员要加强巡视,每两小时用红外测温仪测量集电环和 碳刷的温度。 明确要求滑环测量中间部位,碳刷测量刷辫与碳刷的结 合部位,每班进行一次记录。发现温度异常立即汇报并通知处理。 发电机转子导电螺钉烧损部位图片 阀门设计不当,机组断油烧瓦阀门设计不当,机组断油烧瓦【简述】 【简述】2010 年 07 月12 日,某电厂 3 号机润滑油冷油器因投产时使用结构设计不合 理的六通切换阀,导致机组运行中断油烧瓦,3号机组停运。 【事故经过】【事故经过】 事故前工况:3 号机组负荷454MW,主油泵带润滑油 系统运行,氢密封备用油泵及交、 直流润滑油泵备用;主机冷油器运 行方式为A 冷油器运行,B 冷油器备用;润滑油母管压力0.14MPa, 主油箱油位-149.3mm,发电机密封油压0.58MPa,机组其它参数均正 常。 2010年 07 月 12 日09 时59分 21秒,润滑油压低报警。09 时59 分 22秒,润滑油压低保护动作跳机。09 时59 分23秒,1 号、2主汽 门关闭,发电机主开关跳闸,直流润滑油泵、 交流润滑油泵联启,但 润滑油母管压力继续下降,直至到零,主油箱油位缓慢上升。09时 59 分30 秒,汽轮机轴承振动达高II 值(跳闸值),振动继续增大, 直至超过表计量程。10时 01分,手动开凝汽器真空破坏门,此时汽 轮机转速2362rpm,同时停真空泵。10 时05分,汽轮机转速到零, 关闭汽轮机本体疏水,进行闷缸,关闭到凝汽器所有疏水。10时 08 分,凝汽器真空到零,退主机汽封。 现场检查发现发电机两端冒烟起火,立即组织灭火,并进行紧 急排氢。 10 时20 分,氢压到零,充CO2进行置换。 汽轮发电机组推力 轴承温度急剧上升,最高234℃。 3 号汽轮机经过解体对 1号-9支持轴承、油挡磨损、推力瓦块磨 损、 汽封磨损、 转子延伸轴断裂、 主油泵损坏、 本体TSI探头损坏等设 备损坏严重进行更换;高中压转子、 低压转子和发电机转子局部弯曲 返厂检修。09月 17 日 16 时20 分,3号机组恢复备用。 【事故原因】【事故原因】 3 号机组润滑油冷油器采用的六通切换阀为四阀碟结构(上下 隔离为两个三通阀),A、B 冷油器进油分别由六通切换阀下腔室内 两个阀碟控制,两个阀碟用螺栓与连杆螺纹连接,凸轮传动,有“A 开、 B关”和“A 关、 B 开”两种状态。 该六通切换阀结构存在隐患,当 处于开位的阀碟松脱,在油流作用下,冷油器进油口将全部关闭, 导致润滑油中断,是造成此次事故的直接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 取消原冷油器六通切换阀,更换为哈尔滨汽轮机厂提供的更 加可靠的六通切换阀。 全面检查油系统中各切换阀,对汽轮发电机组 润滑油系统(含主机、小机)滤油器、冷油器的切换阀全部解体,进 行内部结构形式检查,从安全可靠的角度分析并处理,确保可靠运 行。 2. 改进直流润滑油泵出口管道,将汽轮发电机组主机、小机直 流备用油泵出口接至切换阀后的供油母管,油流不经过切换阀、 冷油 器、滤网等,直接向主机、小机轴承供油。 3. 改进交、 直流油泵电缆,汽轮发电机组主、 小机交流和直流油 泵的动力电缆及控制电缆分开铺设,经过不同的电缆桥架接入电机 和控制室,防止火灾事故造成所有油泵同时故障。 4. 改进供油母管滤油器及运行措施。取消 3 号汽轮发电机组主 机润滑油出口滤油器(1、 2 号汽轮机无此设备)中 A侧滤芯,机组正 常运行时,确保投入 A 侧(无滤芯)运行。3号汽轮发电机组主机润 滑油出口滤油器在机组正常运行时不得进行切换,待机组停机后可 视情况切换至 B 侧运行,可起到滤油的作用,同时监视滤网前后压 差情况,有上升趋势应及时通知检修人员清理或更换滤芯。 5. 运行规程及逻辑保护完善。 主机和小机冷油器、 滤网在机组正 常运行时原则上不进行切换操作,利用停机机会进行倒换,同时检 查是否正常;如果运行中必须切换,至少指派 2 名有经验的运行人 员进行操作,专业技术人员和安监人员进行现场监护,操作过程应 缓慢且切换过程中密切注视油压的变化。 6. 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施 导则》中关于防止汽轮机大轴弯曲、轴承烧损事故重点要求。 堵板安装纰漏,漏油着火停机堵板安装纰漏,漏油着火停机 【简述简述】2009 年 09 月28 日,某电厂2号锅炉 2号角供油环管吹 扫截止阀逆止门前堵板垫子哧开,喷出的油溅至吹灰器上,引起 2 号角周围区域及零米的地沟着火,迫使2 号机破坏真空停机。 【事故经过】【事故经过】 事故前工况:2号机组负荷 300MW,CCS投入,磨煤 机 A、 B、 C、 D 运行,E 磨备用,给水泵A、 B 运行,C泵备用,A凝结泵 运行,主汽压力16.7MPa,真空-69.4KPa,A、 B引风机、 送风机、 一次 风机运行,没有运行操作。 2009 年 09 月 28 日 20 时 59 分,2 号炉 2 号角等离子壁温高报警 发,燃油调整阀、回油阀状态显示异常(CRT显示粉色),燃油系统 炉前进油压力降低,回油调节阀位置反馈指示显示异常(CRT 显示 粉色),火警报警信号发,值班员就地检查,发现 2 号炉 12.6 米东 南侧着火。21 时00 分,值长立即组织人员对电气设备区域用二氧化 碳灭火器扑火,其余用干粉灭火器扑灭;同时联系消防队报火警, 并令隔离炉前油系统,化学停运供油泵。 21时 05分,供油泵停运。 21 时 07分,消防队到现场组织扑救。 21时 20分,锅炉房内明火全部扑 灭。负荷由 300MW减至 180MW,停运2号炉 D磨煤机。21时 19分,炉 MFT 动作,首出为火检冷却风丧失。立即停运 B 给水泵,调整汽包水 位正常。切辅汽至冷再。21时 22分,切厂用至启备变带。21时 25分, 汽轮机打闸,发电机逆功率保护动作,启动交流润滑油泵,顶轴油 泵 A、 B。 21 时 28分,破坏真空汽轮机停机。 21时 35分,切断着火区 域带电设备及阀门电源。 21 时45分,停风烟系统。 21时 57分,盘车 投运。09月 28 日 23 时07 分,2号发电机由“热备”转“冷备”。 【事故原因】【事故原因】 1. 机组调试期间曾因发生燃油进入辅汽系统,基建安装单位在 环型供油管吹扫阀逆止门前加装了堵板(安装工艺不规范)。 堵板垫 子哧开造成漏油,是造成此次事故的直接原因。 2. 运行人员对异常分析不到位,事故经验不足,是造成此次事 故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 将燃油系统阀门垫子改为金属缠绕垫。将供、回油环管吹扫截 止阀及逆止门割除加堵头。 2. 加强运行管理,发现参数异常,及时分析,并对异常参数的 设备进行检查。 3. 对 1、2 号炉炉前油系统及供油系统进行排查,对查出的问题 进行整改。 转子叶片转子叶片共振 动叶断裂停机共振 动叶断裂停机 【简述】【简述】2009 年06 月 19日,某电厂 330MW汽轮发电机组,转子 叶片 A1振型共振,导致中压缸第 5 级动叶叶片断裂,造成 2 号发电 机组被迫停运。 【事故经过】【事故经过】 2009年 06月19 日03 时37分 48秒,2 号机2、 3、 4 瓦 X方向轴振分别从 31um、 72um、 46um突升至 143um、 223um、 146um,Y 方向轴振也有不同程度的升高。 集控室内清晰听见机组的振动声,运 行人员迅速减少电热负荷。03时 39分45 秒,2号机轴振保护动作, 高中压主汽门、调门、中低压回转隔板关闭,本体疏水联动开启,各 级抽汽段逆止门、 电动门联动关闭。 润滑油泵、 顶轴油泵联动运行正常、 供油压力正常,当机组转速下降至2000~1700rpm 时,机组轴振、 瓦 振迅速增大(2、 3、 4 瓦瓦振分别为93um、 100um、 100um,2、 3.4瓦轴振 分别为320um、371um、400um),运行人员立即破坏真空紧急停机, 手动打跳B 汽动给水泵,启动电动给水泵,停运A汽动给水泵。 04时 11 分,机组转速到零,电动盘车盘不动,值长迅速组织人员进行手 动盘车依然盘不动。04 时 39 分,再次启动盘车,盘车电流在20-40A 之间大幅度摆动,转子仍然盘不动。 04时 41分,盘车电流显示最大、 盘车热偶动作跳闸。后进一步组织人力进行盘车,但也盘不动。随即 值长与专业技术人员沟通后决定关闭所有汽轮机本体疏水进行焖缸 。 05 时00 分,继续组织人力进行手动盘车,其间又试投盘车进行电动 盘车,转子还是未盘动。08时 00分,重新调整顶轴油压,电动启动 盘车后仍然无效。08 时 30 分,进一步组织人力盘动转子,转子相位 约转动100 度后卡死,人力再无法盘动。 事故发生后,继续执行焖缸措施,运行人员和检修公司每 6 小 时进行手动盘动转子。06 月 21 日 09 时 40 分,能够手动盘动转子, 随后值长下令启动盘车,电动盘车正常(转子轴晃动 0.03mm、盘车 电流 22.4A、机组偏心 47.49µm),此后,连续盘车使转子状态参数 稳定在轴晃动值为 0.02mm;盘车电流 23.09A,机组偏心 30.21µm (正常状态下轴晃动 0.017mm、盘车电流 22A、机组偏心 31~ 33µm)。06 月 28 日,2 号机高压缸温度降至 80℃以下,检修公司拆 除化妆版及保温。 06 月 29 日,解体 1、 2、 3、 4瓦,发现浮动油档磨损 较大,且上瓦钨金及推力钨金有轻微的划痕和磨损,随后解体中压 缸后发现汽轮机中压缸2 号隔板套卡涩,旋转隔板汽封齿卷出、 动静 连接螺栓及定位销全部断裂,断裂叶片卡在中压缸第 6 级隔板静叶 栅与气缸底部,中压缸动叶第 5 级两处叶片断裂,一处断在中间, 一处断在根部。 整圈叶片都有不同程度的刮伤且有几片叶片因碰刮变 形严重,6、7、8级动叶及隔板静叶有不同的碰磨变形和凹坑。 【事故原因】【事故原因】 1. 中压第 5 级共 72 片静叶片,经分析旋转隔板结构形式,可 能存在的激振力频率是 3600Hz。如果采用第 1 种约束边界(切向 A0 振型 572.7Hz、 切向A1 振型 2613.8Hz、 轴向A0振型 1044Hz、 一阶扭振 振型 1610.2Hz、轴向 A1 振型 3635Hz),轴向二阶频率不能避开 3600Hz的激振力频率,有发生 A1共振的可能。 2. 通过对拆下叶片的仔细观察分析,发现转子叶片外包小脚部 位和径向面都有许多微振磨损的痕迹,这就表明,叶片在工作状态 时,叶片径向面之间,叶片外包小脚与轮缘之间存在较大间隙,叶 片径向面之间存在较大间隙;叶片材料与叶轮材料线胀系数的差别 所致,一方面是因为装配时全周过盈量不够,从而使得振动下传至 叶根第一齿工作面,如果振动起始位置在叶根第一齿工作面,那么 轴向A1频率就有可能与3600Hz的高频激振频率共振;另一方面由于 间隙偏大,使得叶片在汽流力作用下向背弧倾倒,导致叶根齿靠近 内弧部位受力大大增加,而背弧部位叶根齿不起作用,在高频激振 的情况下,进而发展出裂纹,这一点从断裂叶片的断口分析也得到 了应证,断口裂纹是从内弧发生,向背弧方向发展的;还有一方面, 外包小脚与轮缘接触不良,影响到了各工作齿的载荷分配,增大叶 根的弯曲应力。 综上所述:该级叶片的损坏,是设计和装配的综合原因造成的 事故,设计振动频率轴向A1没有调频,是造成此次事故的直接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 由于该级叶片处于旋转隔板后面,其具有较为复杂的汽流激 振,运行工况极为恶劣,为了增加该级叶片的安全裕度,减小该级 叶片的汽流激振力,将旋转隔板的结构进行改造,即将隔板导叶前 面的隔板体腔室之间的隔断筋加工掉,使得导叶前面的腔室形成整 圈贯通的环形腔室。 这样,旋转隔板的调节方式由喷嘴调节变为节流 调节,可以大大的改善该级动叶片的工作状况。 2. 为进一步提高叶片的安全性和减少装配因素对可靠性的影响, 采取从设计上调开A1振型的共振频率,采用调整喷嘴只数,即减少6 只喷嘴,使得激振力频率变为3300Hz,这样可以避开前5阶频率。 3. 更换中压第5级整级动叶片。 4. 更换中压第6级14只损伤较严重的动叶片;其余叶片圆滑修 复现状使用。 5. 更换中压第6级整级隔板。 6. 改进中压第5级(旋转隔板)的结构,补充加工板体腔室, 形成全周进汽模式,通过增加节距来调整喷嘴只数为66只。 7. 中压第6级动叶和修复后的旋转隔板在电厂运行一个大修周 期(4年)后作相关检查。 叶根断裂处及叶轮图片 装置老化故障,保护误动停机装置老化故障,保护误动停机 【简述】【简述】2003 年02 月 28日,某电厂 4号主变压器因差动保护继 电器老化严重稳定性差,运行中保护误动作掉闸,3 号发电机组停 运。 【事故经过】【事故经过】 3 号发电机经4号主变送碧成线。 2003 年02月 28日 20 时08 分,中控蜂鸣器响,警铃响。出现:4号主变电气事故,1UYH 断线,4 号主变冷却电源故障,1YYH 断线光字牌,返回屏 2204DL 绿 灯亮,130DL、 131DL、 501DL 绿灯亮。 3 号发电机有过速声,103DL在合。 3 号发电机电压由 234KV 降至 226KV,频率由 50.02HZ 降至 49.93Hz, 开关站检查2204DL、 130DL、 131DL、 501DL 在分,操作压力正常,4号主 变保护检查为差动保护 A 相动作,运行人员紧急处理。21 时27 分, 联系省调,3号发电机自动停机。03月 01日 16时40 分,3号机组并 网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 某变电站 110kV1 号主变压器(二次侧有负荷)投运时,激 磁涌流引起畸变谐波,最大值约为 262A 的电流(A 相),在保护差 流回路中形成电流的叠加值大于保护动作定值,导致差动保护动作, 是造成此次事故的直接原因。 2. 4 号主变压器保护装置严重老化(BCD-32A 型,阿城继电器 厂 1986 年生产的晶体管保护)功能不全定值整定不可靠,稳定性差, 是造成此次事故的间接原因。 3. 对 4 号主变压器保护装置严重老化问题,未引起足够重视, 虽已计划更换,但因电力体制改革,未及时对设备更新,也未采取 可靠的安全防范措施,是造成此次事故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 将差动保护更换为微机型保护,更换新保护插件。 2. 运行加强联系,在保护未更换之前,当某变电站空投变压器 时,联系调度退出4 号主变压器差动保护。 螺栓强度不足,内导流环脱落螺栓强度不足,内导流环脱落 【简述】【简述】 2003 年07 月 02日,某电厂 2号汽轮机调节级后内导流环, 因固定螺栓强度低疲劳断裂,造成调节级后内导流环脱落,串轴保 护动作停机。 【事故经过】【事故经过】 2003 年07 月02日 18时 07分30 秒,2号汽轮机轴向 位移由-0.617mm开始增大。 07 分47 秒,增大至-0.66mm。 07分 48秒, 事故警报响,发电机、汽轮机跳闸,负荷由 180MW甩至 0,来“热机 保护动作”、“轴向位移大”光字牌,查为串轴保护动作。跳机时轴 向位移最大-1.586mm,高压胀差增至 5.975mm(此表量程为 6mm), 中压胀差增至-2.663mm,低压胀差增至-1.778mm;07分50 秒轴向位 移-0.254mm,高压胀差 5.268mm,中压胀差-1.526mm,低压胀差- 0.530mm;之后轴向位移缓慢向正向发展,至 19 时 44 分 20 秒轴向 位移+0.993mm,高压胀差 5.505mm,中压胀差 3.066mm,低压胀差 2.650mm。 18 时 07分 48 秒 1、 5、 9 号推力瓦温分别为51℃、 51℃、 50℃,跳 机后缓慢升高,至 08 分45 秒分别升至56.56℃、 58.58℃、 57.19℃之 后回落。汽机 2 号支持瓦钨金温度73℃,推力瓦非工作面回油温度 68℃并继续升高至 85℃,工作面回油温度 60℃并继续升高75℃。跳 机时凝汽器真空 89.9kPa,1、 2、 3、 4、 5、 6、 7、 8各瓦振动 13.47、 16.97、 10.78、 9.78、 11.51、 25.30、 21.98、 24.50μm。 跳机前高中压自动主汽 门、调速汽门未有异常变化,各监视段压力无异常变化。跳机后启动 调速油泵,破坏真空紧急停机,切除下夹层进汽,完成紧急停机的 其他操作。 18 时 25 分,汽轮机转速至零,惰走时间 18分钟,机组内 部未发现有不正常声音,投入连续盘车正常(电流32A),大轴晃 动度 0.05mm。 07月 08 日,由于造成推力瓦磨损的轴向负推力产生的原因没有 彻底查清,根据集团公司领导的指示,提前进行大修。 【事故原因】【事故原因】 1. 固定高压缸调节级后内导流环 (1998 年大修中加装,由哈 尔滨汽轮机实业开发公司负责改造)的 12 个 ф12×40 的螺栓强度低, 在 2 号机组连续 5 年变工况运行及多次启停机的情况下而疲劳断裂, 致使调节级后内导流环脱落。 脱落的内导流环与调节级动叶片发生动 静挤压摩擦,使调节级动叶片出汽边严重磨损和变形,出汽截面积 缩小 25%,因调节级叶片出汽边出现凹窝,汽流形线在出汽边陡变, 造成叶片的轴向分力显著增加,根据理论计算轴向负推力增加 5~6 吨,这种不断增大的轴向负推力,最终导致轴向位移负向增大,引起 推力瓦非工作面严重磨损,产生轴向负推力,是造成此次事故的直 接原因。 2. 脱落的内导流环阻塞部分二级隔板喷嘴,造成调节级后压力 升高 0.5Mpa,在负荷相同情况下,增大高压转子前几级动叶及其轮 盘的负向推力,是造成此次事故的间接原因。 3. 高压缸前第一汽封套内 10 环汽封高齿全部磨损,主汽通过 该汽封套漏入夹层,导致十级前压力提高 0.2Mpa,在负荷相同情况 下,增大高压转子 10~12 级动叶及其轮盘的负向推力,是造成此次 事故的间接原因。 4. 对温度、振动等参数逐渐增大的变化,没有进行认真分析, 没有找出参数变化的原因,是造成此次事故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 高压转子返回哈尔滨汽轮机厂进行修理,对调节级轮毂后侧 进行着色检查、 探伤检查未损处是否有缺陷,对高压转子进行低速动 平衡试验,修复高压缸前第一汽封套内汽封。 2. 加强机组参数变化情况的分析,提前发现问题并采取措施, 防止设备损坏。 系统谐振过压,变压器绝缘损系统谐振过压,变压器绝缘损 【简述】【简述】 2003 年 09 月07 日,某热电厂在进行9号机 6kVB段母线 备用电源送电过程中,系统内产生谐振过电压,诱发高压启动/备用 变压器故障损坏,退出运行。 【事故经过】【事故经过】2003 年09 月07日 23时 55分,9号机 6kVB段母线 备用电源送电过程中合 609B-1 开关时,高启变差动、重瓦斯保护动 作,110kV169、 607A、 607B、 609A-1开关掉闸,检查发现高启变喷油 、 169 开关 A、 C 相喷油、 高启变小间备用分支Ⅰ0B 段避雷器A相爆、 B相 裂。 故障后对变压器绝缘油进行气相色谱分析后,显示总烃、 乙炔等 气体含量大为超标。实测 6kV 备用电源电缆对地电容量:7号机 B段 备用电源电缆对地电容 0.25μF,8 号机 B 段备用电源电缆对地电容 0.4μF,9号机 B 段备用电源电缆对地电容0.6μF。解体检查及分析: 2003 年 09 月 09 日,高启变变压器吊芯检查。 吊芯后,凭目视检查发 现情况:变压器低压侧Ⅱ分支a 相出线处首尾线匝短路。高压侧A相 绕组整体变形,中部绝缘垫块脱落半圈。09月19 日,在变压器厂解 体后,进一步检查,发现:A 相绕组高压侧、低压侧烧损,匝间短路, 线圈挤压在一起。 Ⅱ分支低压侧b相线圈变形,低压侧 b、 c相引线接 地;C 相铁芯下铁轭钢拉带与引线放电接地,A 相铁芯柱与下铁轭交 接部位烧熔一圆洞,铁芯片熔化,中间级铁芯部分位移;高、 低压线 圈线饼间的绝缘垫块、线匝纸绝缘均过热炭化。 【事故原因】【事故原因】 1. 609B-1 开关合闸时,600B-2PT 小车内 PT 发生铁磁谐振, 600B-2 小车的 A 相避雷器过电压爆炸,电弧造成 A、B相间短路,同 时高启变低压侧Ⅱ分支ax 首尾之间短路、 喷油。 高启变高压侧A相绕 组瞬间对地闪络,引发A 相绕组接地,是造成此次事故的直接原因。 2. 609B-1 开关合闸时,因 7 号、9 号机组在停机状态,各段负 荷很小,在合 609B-1 开关给空电缆充电过程中,对地电容增大,与 该系统电感负荷形成谐振,系统参数匹配,发生过电压,是造成此 次事故的直接原因。 3. 高启变历史上曾经发生喷油、绝缘油色谱分析异常,已存在 绝缘隐患,未引起足够的重视。 暴露出对色谱数据的分析技术水平低, 在绝缘监督的管理方面存在漏洞,对设备发生的异常没有引起足够 的重视,对异常设备未进行全面详细的检查和采取针对性的措施, 是造成高启变损坏的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 拆卸全部铁芯片,处理、 更换损坏硅钢片、 钢拉带。 更换全部 高低压线圈绕组及绝缘支撑、固定件。 2. 更换变压器并加强其内部抗出口短路能力,协同省电科院做 好各种运行方式下的电容、 电抗参数计算分析,在6kV各段加装消谐 电阻器。 电气一次接线图 安装工艺不良,静子绝缘磨损安装工艺不良,静子绝缘磨损 【简述】【简述】2004 年02 月 27日,某电厂 9号发电机运行中因生产工 艺不良绝缘磨损,发生静子接地故障掉闸。 【事故经过】【事故经过】2004 年 02 月 27 日 01 时 32 分,9 号发电机有功 258MW,无功 35MVAR,出口电压 19.35KV,运行中突然跳闸,同时定子 接地光字牌亮,查发电机定子接地保护动作。 立即对发电机一次系统 进行全面检查,经对发电机测绝缘,发现 C 相定子绝缘电阻偏低仅 0.02ΜΩ,通过对发电机电容放电试验断定为 C 相接地故障,抽出 转子后发现 9 号槽上层线棒(C 相)槽口侧面绝缘向内磨损裸露,9 号槽下层线棒侧面绝缘向内磨损2mm,8、9、10号槽渐开线少数绑线 有轻微绝缘磨损,经更换 9 号槽上层线棒及对其它绝缘薄弱点进行 处理。03月 13 日 13 时57 分,9号机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 9 号槽上层线棒(C 相)槽口侧面绝缘磨损处距铁芯压指仅 3mm。 经分析运行中该磨损点对铁芯放电,引起发电机三相对地电压 不平衡,中性点消弧线圈有电压偏移,开口三角有电压输出,达到 保护动作条件,引起定子接地保护动作跳闸,是造成此次事故的直 接原因。 2. 厂家质量工艺不良致使绝缘磨损,是造成此次事故的直接原 因。 【防范措施】【防范措施】 严格按照 25 项反措要求,结合机组大修,对 9 号槽下层线棒进 行更换,并对所有线棒进行全面检查,以便发现问题及时进行处理。 9 号发电机定子线棒绝缘部分损坏部位图片
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