600MW发电机事故实例分析及防范.doc

600MW发电机事故实例分析及防范

概况

某电厂5号、6号机是上海汽轮发电机公司生产的QSFN-600-2型发电机。5号机于2007年9月14日和10月11日相继2次发生定子线棒相引线接头处烧毁事故。

第1次事故

5号发电机于2007年9月2日22:48第一次并网，事故发生前的最后一次并网时间为9月12日19:12，9月13日15:12升至600MW。

9月14日19:05:39，发电机定子冷水进口压力突然升高，由0.3MPa跃升至0.44MPa，几乎同时发电机定子冷水进口流量突然降低，由104.3t/h突降至89.9t/h。

19:05:45，发变组保护第一套和第二套装置发电机定子接地报警信号发出。19:05:47，5号机跳闸，当时负荷620MW，跳闸信号为7号瓦振动大（254um）。

9月23日转子抽出，检查情况如下：定子励侧11号槽（C相中性点相引线处）上层线棒水盒处熔断。定子励侧10号槽上层线棒绝缘套破损，并有局部灼伤痕迹，发现励端定子总进水管内6点钟位置留有约φ170mm的耐油橡胶纸板。

内窥镜检查发现有18根线棒励侧水盒内有异物堵塞，堵塞物为11号槽上层线棒铜熔化后的铜颗粒。

现场更换10、11槽两根上层线棒。线棒内的堵塞物经压缩空气和高压氮气吹扫清除干净，并通过单根线棒水流量试验。定子正反冲洗后，进行热水流试验并合格。

图1励端定子总进水管发现的φ170mm耐油橡胶纸板

10月1日，完成整体水压试验。10月2日完成手包绝缘工作及定子端部固有频率测试和模态分析、手包绝缘电位外移检查、直流耐压、交流耐压等，10月2日晚发电机开始回装。

第2次事故

9.14事故抢修完成后，5号发电机于10月7日20:08并网。事故发生前从10月9日3:41最后一次并网，15:04升至600MW，运行至18:37满负荷跳闸。

10月11日18:37:50励磁系统总报警，18:37:51转子接地报警，18:37:51定子接地保护动作跳闸。

18:37:50，定冷水压力由0.3MPa跃升至0.47Mpa，流量由108t/h跃降至86.5t/h，过程约10s；18:38:00，定冷水流量回升至103t/h。

18:41:05，发电机绝缘过热监测装置报警。

12日晨检查发现励侧37槽下层线棒（B相中性点引线处）水盒已完全熔化。内窥镜检查11根励侧线圈的水盒内有熔堵物。堵塞物为37槽下层线棒铜熔化后的铜颗粒。

绝缘剥开后目测检查，发现5号机中部分相引线电缆连接铜排的多个锡焊部位怀疑有过热现象，随后的接头焊接处超声探伤结果正常。12根引线与锥环之间存在适型材料未填满的间隙，水系统中留有砂轮磨头碎片。

图212根相引线与锥环之间均未填满图3水系统中发现的砂轮磨头异物

事故原因分析

并网运行之后，各测点温度，包括定子线棒层间温度和出水温度、定子铁心温度、出线出水温度，在DCS记录中未发现异常，随负荷变化趋势平稳。根据事故有关记录和现象分析：中性点采用高阻接地方式，不会引起中性点振荡过电压；故障发生在中性点（第一次为B相引线中性点，第二次为C相引线中性点），不会是外部过电压引起；转子检查未发现由负序电流引起的表面异常，因此由发电机外部电气系统造成发电机事故的可能性基本可以排除。

此次事故原因分析如下：遗留在总进水管底部且靠进11和37号线圈进水口附近处的约φ170mm垫片，在运行中封堵总进水管内11和37号线圈的进水口，造成对应线棒瞬时断水引起接头急剧发热，焊锡（熔点约为200多度）局部熔化，导电面积减少，在电动力作用下，进一步恶化。此时11号线棒首先出现火花，最终拉弧造成接头烧损。第一次修理更换10、11号线圈，当时37号线圈鼻端外观无异常，且相关试验合格，没有对37号线圈接头详细检查。该接头在第二次发电机投运满负荷时，在大电流、电动力作用下，进一步恶化，最终拉弧造成接头烧损。

另外一个原因是：相引线与锥形环之间适型材料未填满，使得相引线有一定的活动空间，满负荷时，电流近9000A，强大的电磁力对就在旁边的锡焊接头处造成不利影响，接头处焊接质量不好，或者堵塞造成锡焊接头局部发热时，电磁力的振动会造成接头进一步恶化，从而引起过热直至拉弧烧断线棒。

相线接头的结构和位置特殊，焊接较困难，也易造成焊接质量分散性。

综上分析，结合发电机定子机座内有小铁块等遗留物、鼻端焊接头有螺丝防滑垫片没有锁紧的现象，认为制造工艺、质量控制不严是这2次事故的主要原因。

分析还认为，由于一些原因造成焊接头出现问题后，虽然局部温度会升高，由于锡焊熔点较低，事故早期接头处温度不会太高，而且励侧进水流速较快，水还未被加热就已流过，致使汽侧线棒出水温度和层间温度基本没有变化。等到焊接处的锡慢慢开始熔化，事故会很快发展至拉弧而烧断线棒。