电气专业事故处理材料.docx

电气专业事故处理材料.docx

《电气专业事故处理材料.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电气专业事故处理材料.docx（31页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

电气专业事故处理材料

京泰电气一次专业“十二五”期间发展

成果总结材料

一、2009-2015年电气一次专业重要设备技术改造

1、#1、#2发电机出口封闭母线微正压装置改造

改造必要性：

我厂使用的一、二号机组封闭母线微正压装置是由北京星城福源电子仪器仪表数显元件厂生产的LX-03型，属封闭母线微正压装置系列的早期产品。

存在工艺落后,元器件配置不合理的问题。

从投运至今，缺陷频繁发生。

缺陷主要包括以下几个方面：

1、投运至今两套装置电磁阀损坏共发生3次，电磁阀更换较为简单，但从办理工作票到工作结束，每次装置停运都在4个小时以上。

2、由于配置问题一号机微正压装置因空压机频繁启动，2013年4月10日一号空压机机头损坏。

3、我厂2套微正压装置的微压控制表发生多次不准确的情况。

这是一种半机械控制半电子表,设计控制精度较低。

在温度过高或受到震动、敲击或磁场干扰的情况下传递信号的能力会受到影响,就会导致反映迟钝。

4、一、二号机组微正压装置干燥剂老化、失效。

2013年7月份进行干燥剂更换（周期5年）、检查时，发现干燥剂已严重老化、失效。

由于吸附式干燥器是LX-03微正压装置的核心部件,它的正常工作与否直接关系的母线内空气的质量,如果母线内的空气质量不合格,会严重的影响母线的绝缘，如果封闭母线内严重受潮，将直接导致发电机出口接地短路事故的发生。

电力系统类似事故时有发生。

5、装置频繁积水。

我厂的微正压装置所有的排水阀门均为手动操作，给日常的维护、管理带来极大的不便。

通常，微正压装置的排水阀门在自动状态下，应每30分钟排水一次，在手动排水的情况下，最少应一天排水一次。

而我厂的微正压装置的储气罐下端也没有自动排水装置。

封闭母线微正压装置的作用是为母线提供是干燥、洁净的空气，保证母线长期对大气处于正压，防止潮气、灰尘进入封闭母线内部导致事故的发生。

所有微正压装置必须保证可靠性。

目前，我厂微正压装置已不具备保护封闭母线的功能，给设备安全运行带来极大的安全隐患，对其进行技术改造已刻不容缓。

改造后效果：

改造后，我厂一、二号机发电机出口封闭母线采用的是北京大唐宏源科技有限公司KWXZ-І/Ⅲ开放式微风循环正压装置，该装置使用的仪用压缩空气做为气源，厂用压缩空气做为备用气源，将压缩空气干燥、三级过滤后充入到封闭母线中，使封闭母线中的空气压力保持在微正压状态，能够有效防止外界含有水分、杂质的空气进入母线，避免绝缘下降、闪烙等异常情况发生。

2、#1、#2主变套管、出口PT、避雷器、悬式绝缘子喷涂PRTV涂料

改造必要性：

我公司位于的鄂尔多斯准格尔地区属于丘陵沟壑区，每年春季扬沙和沙尘暴天气较多，扬沙与沙尘暴俗称“落黄沙”其中最多的是Z-SUS的土壤粒子，在强风下也不易沉积，它落在外绝缘表面上，一般来说不会导致外绝缘污闪。

但是在春夏季我地区多以雾霭、阴雨天气居多，这样就给污闪创造了条件，这是发生污闪放电的主要原因。

同时在夏季温度较高的七、八月份中由于机组背压高，需要对空冷岛散热器进行冲洗，冲洗过程中也会发生污闪放电事故。

所以空冷岛冲洗和阴雨、大雾天气是诱发污闪的重要因素。

为了保证设备安全可靠运行，我厂决定喷涂PRTV涂料，改善空冷岛下方主要设备外绝缘的防污闪性能。

改造后效果：

经过对1、#2主变套管、出口PT、避雷器、悬式绝缘子喷涂PRTV涂料改造之后，空冷岛底部设备设备外绝缘未发生或出现严重放电现象，设备运行稳定。

3、#1、#2励磁变高压侧CT改造

改造必要性：

鉴于国内近年发生的多起由于发电机励磁变压器高压侧CT内部存在缺陷发生爆炸引起励磁变压器高压侧相间短路，导致发电机定子线棒、励磁变损坏事故。

京能集团公司下发了《关于开展电流互感器、电压互感器、发电机励磁变压器自查及整改工作的通知》,我公司根据通知要求对励磁变压器及其高压侧CT进行了检查。

我厂两台励磁变压器为海南金盘电气有限公司生产的ZSCB9-3000/20型，高压侧CT为广东四会互感器厂有限公司生产的LDZB2-20型穿墙式电流互感器。

根据集团公司下发通知自查项目的第七条要求：

将一体浇注式电流互感器其更换为穿心式。

由于我厂励磁变压高压侧CT为穿墙式，为保证设备的安全可靠运行，我厂对两台励磁变压器高压侧CT进行了更换。

改造后效果：

改造后励磁变运行稳定，励磁变CT经过2年的运行，外观及各项运行参数正常，运行中本体温度正常。

4、#1、#2发电机出口PT更换

改造必要性：

我厂#1、#2发电机出口各安装3组共9台PT，检修中按照规程标准进行了空载电流试验，试验发现3组CT均存在1.9Un/√3V电压下，空载电流超过1A的情况。

按照《华北电网公司电力设备交接和预防性试验规程（2008）》要求，已超过规程标准值。

并且，目前大多投产运行的发电机出口PT为F级绝缘等级，鉴于国内电厂多次发生因发电机出口PT绝缘不良导致的机组停运的不安全事件。

我厂经过与京能集团公司专工、华北电科院专家和内蒙古电科院专家沟通，并在借鉴了集团兄弟单位经验的基础上，决定对原#1、#2号机发电机出口PT进行改造，以完成隐患消除，保证设备可靠运行。

改造后效果：

改造后发电机出口PT运行稳定，，外观及各项运行参数正常，运行中本体温度正常。

5、全厂电缆沟整理

整改必要性：

公司长达1500多米的电缆沟存在诸多问题，电缆排列较乱，部分未上架，支架锈蚀损坏严重，底层积水、积淤，运行环境较差，严重威胁着电缆线路的运行安全。

治理效果：

通过对全厂1500多米电缆沟的治理，彻底消除了电缆沟容易积水，电缆杂乱，积水无法排出等老大难问题，为电缆长周期安全可靠运行做好保障。

6、一号机11、12一次风机移相变压器改造

技改必要性：

内蒙古京泰发电有限责任公司两台300MW国产亚临界空冷煤矸石发电机组，一号机组于2010年2月投运，两台一次风机变频器选用东方日立（成都）电控设备有限公司制造的产品，型号为：

DHVECTOL-DI3800/06，配有上海昊德电气有限公司生产的移相变压器，型号为：

ZTSGF-3800/6，其额定容量：

3800kVA；额定电压：

6000±5%/460/380V；额定电流：

365.7/198.7/30.4A。

两台移相变压器自投运至2011年8月到12月份间，在机组满负荷的情况下，实际测量绕组温度达200余度，曾经多次出现绕组温度异常升高并伴有异味的情况。

一旦发生故障，将会造成机组停运等事件的发生。

技改前照片

项目运行及效益情况：

内蒙古京泰发电有限责任公司11、12一次风机变频器移相变压器通过改造后于2014年度连续安全运行260余天，各项参数合格，无过热变色等异常现象。

按机组300MW满负荷运行，如果发生一次移相变压器故障，一台一次风机退出变频运行，改切工频运行后，24小时消耗电量为45903kWh，变压器采购交货及安装周期需要55天，需耗费电量45903×55=2524665Wh；按变频器运行时可节能30%计算，节省电量即2524665×0.3=757400kWh，按照单价0.32元/kWh，可以节约0.32×757400=242368元。

7、检修电源箱优化改造

技改必要性：

现场检修电源箱存在以下问题：

1、所有检修电源箱设计不合理，接线使用不方便。

2、检修电源箱部分箱体变形，防护板损坏、缺失。

2、输煤系统检修电源箱箱体腐蚀严重。

3、检修电源箱内电源开关及插座等部件损坏严重。

4、电源箱内布线混乱，地线与零线混接，甚至没有零线和地线。

5、单相电源布置不合理，全部取自Ａ相电源导致检修通风MCC段母线三相电流严重不平衡，多次出现上级开关开关跳闸，造成检修通风MCC段母线失电不安全事件。

6、检修电源箱电源接取繁琐，容易造成人员触电事故。

技改效果：

通过对现场检修电源箱的整改，极大地提升了现场检修电源使用的安全性，避免了因检修电源箱存在的问题而发生的各类不安全事件，尤其是对检修电源的安全使用提供了保障，同时也提高了工作效率。

二、2009-2015年电气一次专业重大缺陷及整改情况

1.一号发电机出口封闭母线厂房外B相第三个支撑点上方支撑绝缘子密封垫圈损坏

缺陷情况：

2015年11月10日一号机组A修，京泰电气人员对一号发电机出口封闭母线进行检修时发现厂房外B相第三个支撑点上方支撑绝缘子密封垫圈损坏，拆下的绝缘子上有泥水流过痕迹。

缺陷危害：

支撑绝缘子表面泥水痕迹的形成应该是在大雨和某一特定风向的侧风天气的条件下，雨水顺损坏的密封垫圈缺口带泥污流入封闭母线内部的导体位置。

根据泥水痕迹推测，如当时机组处于运行状态，封闭母线将B相对地击穿，发现发电机出口单相接地故障造成一号发电机组跳闸停运。

由于缺陷发现及时，避免了机组非停事故的发生，发现的缺陷可定义为重大隐患。

原因分析：

一号发电机出口封闭母线安装时，密封垫圈未完全压入凹槽内，固定螺栓压紧后造成密封垫圈损坏。

整改措施：

对该支撑绝缘子两处密封垫圈进行更换，对该绝缘子进行彻底清洁，通过68kV交流耐压试验后方可回装。

对1号发电机出口封闭母线进行检修，更换全部密封圈，完成全部绝缘子耐压试验，整段封闭母线通过51kV耐压试验后投运。

2.二号机励磁系统直流灭磁开关动、静触头存在严重过热、电灼伤现象

缺陷情况：

2014年11月10日二号发电机组A修励磁系统灭磁开关检修时，发现灭磁开关动静触头结合面凹凸不平，电灼伤严重，使用塞尺测量3/4接触面间隙大于0.07mm，合闸后回路电阻试验结果为128μΩ（出厂值为20μΩ），测量动静触头总厚度为6mm（厂家标准为＞7±1mm）。

缺陷危害：

在发电机停机过程中灭磁开关是十分重要的，若停机不能可靠灭磁开关及回路灭磁，将会给发电机或励磁系统带来极大的危害，如产生转子过电压，危及转子绝缘甚至烧坏转子磁极、产生过激磁，使转子本体发热，加速绝缘老化、并联变过流、灭磁开关损坏等事故。

所以在日常检修维护当中，对灭磁开关的检修维护就很有必要。

原因分析：

初步分析机组超负荷运行，励磁电流增大，开关断开过程中存在严重拉弧现象，造成开关动、静触头严重电灼伤，导致接触不良发热

缺陷处理：

联系厂家购买了同类型的整套动静触头进行了更换，同时完成回路电阻试验，回路电阻值为21μΩ，经过8个月的运行周期回路电阻为28μΩ，满足运行要求。

3、二号发电机定子左侧励端近地脚加强筋位置机座开裂漏氢

缺陷情况：

2014年12月21日二号机组A级检修结束进行冲车启动试验，启动后观察二号发电机氢压变化较大，对二号发电机本体进行漏氢检查。

2014年12月22日8点，检查发现二号发电机定子机座左侧励端下部近地脚加强筋位置与发电机本体结合部位有较大漏点，为明显裂纹。

缺陷危害：

如检修期间发现该缺陷，因漏氢量较大，无法通过氢气系统风压试验，发电机无法投入运行；如发电机正处于运行状态发生该缺陷，漏氢量大将直接迫使机组停运。

如未及时采取管控措施，泄漏氢气可能引起氢气爆炸事故。

原因分析：

1、首先，裂纹起始点为地脚板端部焊缝下端拐角处，裂纹走向，是沿着最小受力方向扩展。

因电机壳体相对此位置其它部件是最薄的部分，致使电机壳体局部产生裂纹，进而穿透壳体，造成漏氢。

2、因机组已经安全运行数年，故判断此缺陷可能不是一天形成，之所以一直没有发现，是缺陷逐渐扩展，没有穿透壳体，造成漏氢这么明显的现象所致。

3、此位置存在振动较大的问题，这可能是造成裂纹逐渐扩展的外因，而内因则是该焊缝拐角处，是通常所说的应力集中位置。

若存在缺陷，则会在振动形成的交变应力作用下，造成疲劳开裂。

这一点，从裂纹的走向，可以得到验证。

4、此位置在本次检修过程中，曾经顶起过。

因发电机定子重量近300吨，局部受力，也可能是加剧裂纹扩展的又一动因。

这也可以解释在检修前，没有发现漏氢而检修后，才出现漏氢增加的原因。

缺陷处理：

1、壳体材料为低碳钢钢板，是可焊性好的材料。

因发电机已就位，缺陷修复主要从发电机内部进行。

2、从发电机外部定位缺陷位置后，在发电机内部对应位置打磨机壳板内壁，采用着色探伤查找裂纹走向，采用打磨方法清除裂纹，并修磨出适当的补焊坡口。

同时，对于外部存在裂纹处，打磨清除，修配焊接坡口，备补焊。

3、因发电机外壳板壁厚25mm，所以，清除缺陷时的打磨深度不超过25mm打磨后，经无损探伤检查确认缺陷清除情况后，进行补焊。

4、采用E5015焊条进行补焊，补焊前，焊条按说明书烘干。

用3.2直径焊条在机壳内部进行打底焊，打底焊时，电流可适当加大打底焊2层后，在外部进行缺陷修复；然后，对已经打底完成的内部补焊区局部预热，温度在100摄氏度左右。

接着用4.0直径焊条进行填充焊。

层间温度不超过300摄氏度。

焊后，立即用氧乙炔火焰局部加热补焊区15分钟，做去氢处理。

然后，用隔热保温毯覆盖补焊处，缓冷至室温。

5、打磨清理补焊焊缝表面，满足找色探伤要求后，进行着色探伤，无缺陷显示。

4、二号发电机汽侧第27槽定子线棒端部手包绝缘表面电位超标，实测2.7kV，厂家标准500V

缺陷情况：

2014年11月25日二号发电机A级检修中，在进行发电机汽端手包绝缘对地电位试验时发现第27槽定子线棒端部手包绝缘对地电位为2700V,远高于厂家标准值500V，初步确定第27槽定子线棒端部手包绝缘对地电位超标。

缺陷危害：

发电机端部手包绝缘不合格，在发电机运行时将导致单相对地放电或相间绝缘击穿事故的发生，发电机组A修中通过直流泄漏试验或手包绝缘对地电位测量试验可以直接反应发电机端部绝缘缺陷。

原因分析：

1、初步分析第27槽定子线棒端部手包绝缘存在绝缘缺陷，绑扎涤玻绳或环氧云母带在出厂时因固化不良，导致二号发电机第27槽定子线棒端手包绝缘对地电位增大。

2、二号发电机第27槽定子线棒端部接头处的定子线棒空心铜线连接部位焊接质量不良存在渗漏点，造成线棒端部手包绝缘受潮，从而导致此处手包绝缘泄露电流增大电位超标。

缺陷处理：

1、对二号发电机定子线棒进行水压试验，检查端部水电连接管接头无渗漏现象，确认二号发电机27槽定子线棒端部空心铜线连接部位焊接良好。

2、将二号发电机27槽定子线棒端部手包绝缘全部剔除，重新用环氧云母带和绝缘硅胶带进行包扎并涂覆环氧树脂进行绝缘处理后，对二号发电机进行端部手包绝缘表面电位试验，测试值为0.1kV＜0.5kV合格，缺陷处理完成。

5、二号发电机转子绕组直流电阻超标，与出厂值比较偏差4.5%，超出规程标准值不大于2%要求

缺陷情况：

2014年11月26日二号发电机A级检修中，在进行二号发电机转子绕组直流电阻试验时，绕组温度25℃测得直流电阻值为101.07mΩ（出厂值为绕组27℃时97.39），折算到75℃时与出厂值比较偏差为4.5%。

缺陷危害：

如发电机转子直流电阻偏大意味着某些地方接触不良，如线圈内部、端部、导电螺栓、引线处的焊接点以及连接点，如果这些地方出现松动导致接触不良，直接导致转子阻抗增大，接触点过热。

当发电机投入运行时，转子线圈始终处于离心力作用，接触不良点发生振动和位移，温度进一步升高的同时破坏线圈匝间绝缘和线圈对转子大轴的绝缘，缺陷扩大会发生转子匝间短路和转子接地等故障。

原因分析：

二号发电机转子正负极绕组端部连接螺杆环形紧固螺母松动，造成接触电阻增大，导致直流电阻值超标。

缺陷处理：

对二号发电机转子正负极绕组端部连接螺杆环形紧固螺母进行重新锁紧后，测量直流电阻与出厂值比较偏差0.8%，满足规程要求

6、一、二号主变钟罩螺栓多处过热，最高达140℃

缺陷情况：

2014年1月10日进行每3个月一次一、二号主变压器红外成像工作时，使用红外成像仪测主变本体温度时发现主变钟罩螺栓有明显过热的情况，观察一段时间最高温度达140℃。

缺陷危害：

油浸式变压器投运后对本体温度的要求是比较高的。

一般来说，变压器温度保护装置设定要求不超过85℃，高温运行将导致变压器油加速老化和裂解，产生气体，轻者将造成对油化验结果的误判，导致检修和维护决策的失误。

重者将造成瓦斯继电器动作，严重可能导致重瓦斯动作整个机组停运。

原因分析：

可能原因为变压器漏磁通在箱沿位置形成回路，高磁通密度导致螺栓发热。

缺陷处理：

使用了铜板作为短接片，跨接发热螺栓，连接短接片后，变压器漏磁通产生的环流就会流经短接片，增大了环流流通的回路。

虽然短接片通过了一定的环流，也会产生一定的热量，但其大部分至于空气中，散热较好，夏季环境温度为35℃、油面温度平均为65℃时，发热部分最高为70℃，处理结果较为理想。

7、二号主变单组冷却器无法隔离

缺陷情况：

2010年1月二号机组第一次检修时发现二号主变单组冷却器进口油管未安装蝶阀，如发生单组冷却器渗漏或喷油事故时，冷却器无法隔离。

缺陷危害：

该缺陷属于发电厂主要设备的重大安全隐患，如不能及时发现，变压器单组冷却器严重渗油造成变压器油位下降，将直接迫使发电机组停运。

原因分析：

变压器安装时，预装的法兰形似单组冷却器的进口油管蝶阀，变压器投运前未使用蝶阀进行替换。

缺陷处理：

与厂家协商后，厂家无偿提供6组冷却器进油管蝶阀，提供技术人员现场指导进行二号主变冷却器进口蝶阀的加装工作，该工作在2013年4月二号主变滤油工作期间已完成。

8、一号励磁小间一号整流柜直流输出刀闸（最高允许运行温度95℃）负极触头过热（达270℃）。

缺陷情况：

2013年7月25日上午10：

:

00时进行设备定期红外测温工作时发现了一号励磁小间一号整流柜直流输出刀闸（最高允许运行温度95℃）负极触头过热（达270℃）。

在采取了加装轴流风机等措施后，将温度控制在了140℃左右。

缺陷危害：

励磁系统交直流刀闸过热将直接影响发电机励磁，如励磁直流刀闸过热烧毁，将直接导致励磁系统退出运行，发电机失磁保护动作，机组跳闸停运。

发电机失磁将导致发电机定转子之间出现转差，在发电机转子回路中产生损耗超过一定值时，将使转子过热。

特别是大型发电机组，其热容量裕度较低，转子易过热。

而流过转子表面的差额电流，还将使转子本体与槽楔、护环的接触面上发生严重的局部过热。

原因分析：

一号机组励磁系统整流柜直流输出刀闸正常运行时，流过电流均在1000A以上，大负荷运行时电流均在2000A以上，经过长时间大负荷运行个别刀闸压力弹簧压紧力变小，接触电阻逐步变大导致动静触头接触面碳化，最终导致刀闸严重发热。

缺陷处理：

联系厂家提供了试验合格的刀闸，对过热刀闸进行了更换，每次机组检修后进行刀闸的调试和试验，将动静触头接触电阻均调整至30μΩ以下。

运行3年以来，再未发生该类缺陷。

9、二号主变含气量超标

缺陷情况：

我厂#2号主变在2012年11月进行的油中含气量检测中，油中含气量为8%（标准为≤3%），随后对油中含气量进行了两次复测：

第一次油中含气量为6.3%，第二次复检结果为5.2%、第三次复检结果5.3%，确定二号主变油中含气量超标。

缺陷危害：

如果变压器含气量超标，在温度变化或油面气压降低时，气体以气泡的形式析出，会加速变压器固体绝缘材料的老化过程。

气体的溶解可以改变油的物理性能、化学性能和电气性能，油中溶解的氧气是变压器油氧化、老化的直接因素。

且油中气泡对绝缘强度的影响，将随电压等级的升高而其危害更大，当气体含量达到一定程度时，可引起瓦斯继电器动作，严重时造成主变跳闸。

原因分析：

主变滤油期间，检查发现油枕平衡阀未关严，导致变压器油与外界空气直接接触，通过对变压器油枕与油囊连通用的平衡蝶阀进行仔细检查，发现我公司使用的是φ40蝶阀相对其他变压器厂使用的球阀密封性较差，平衡蝶阀存在缝隙，关闭不严现象

缺陷处理：

为了保证二号主变的安全可靠运行，电气专业对二号主变开展了滤油工作。

滤油中发现导致含气量超标的原因是油枕与油囊连通用的平衡蝶阀未关严，重新校正蝶阀关闭状态，锁紧平衡阀，重新对油枕胶囊充入0.03MPa氮气进行压力试验，12h后观察压力无变化，确认缺陷消除。

滤油期间，委托厂家派技术人员进行跟踪服务，滤油工作顺利结束。

滤油后第10天对油中含气量的检测结果为0.4%，滤油后第20天对油中含气量的检测结果为1.1%，滤油后6个月含气量的检测结果为1.2%，达到预期目标，,达到国标要求。

10、出线5013-6B隔离刀闸触头接触不良

缺陷情况：

2015年5月12日晚20时（一号机负荷223MW，B相高压输出电流230A，二号机负荷224MW，B相高压输出电流235A）进行升压站设备定期红外成像测温工作时，发现5013-6B相隔离刀闸动静触头结合部分温度达到109摄氏度。

缺陷危害：

由于过热隔离开关为全厂2台机组仅有的一条出线的刀闸，如未能及时发现过热缺陷，随着缺陷的发现，很可能造成触头过热烧毁，直接导致双机停运，全厂停电的重大事故的发生。

原因分析：

 我厂5013-6隔离开关为出线隔离开关，运行负荷较大，在风沙灰尘天气的作用下造成表面脏污，接触电阻增大造成触头表面氧化，再加拉合过程中触头被电弧烧伤以及各连动部件磨损使接触电阻进一步增大，投运至今刀片或刀嘴的弹簧锈蚀性能老化也导致夹紧力下降，最终导致刀闸过热，使用红外成像仪器测得最高为162.58℃。

缺陷处理：

缺陷处理前准备所需图纸、技术资料、打磨材料、动触头备件，安全措施执行完毕后，检查动静触头，用百洁布进行擦拭处理。

经过检查，动静触头表面过热碳化严重，需要更换动触头，更换新触头后，完成了直流电阻测试，

直流电阻测试结果为86μΩ，满足厂家标准，设备恢复运行。