《电力安全生产信息》2010年第2期

电力安全生产信息汇编

2010年第2期（总第67期）

浙江省电力试验研究院汇编内部交流

一、电厂部分

发电机定子直流泄漏电流异常缺陷的发现与检查

机组DEH伺服阀控制器电源保险烧毁原因分析

某热电厂机组跳闸保护动作分析与防范

机组一级灰浆泵开关事故分析报告

发电机转子接地故障分析及处理

300MW CFB锅炉冷渣器结焦的分析与处理

发电机振动分析与处理

某电厂3号机组支吊架脱落分析

二、供电部分

某220kV线路跳闸故障分析

某220kV 断路器爆炸事故

关于某110kV变电站接地变压器运行中出现烟雾的调查报告

湖开LW36断路器瓷瓶断裂事件专项排查

一、电厂部分

发电机定子直流泄漏电流异常缺陷的发现与检查

2009年10月，电科院对某发电厂4号发电机进行大修前定子绕组泄漏电流和直流耐压试验。按照华北电网有限公司《电力设备交接和预防性试验规程》（2005）的相关要求，试验电压按每级0.5 Un分阶段升高，并记录每段电压的泄漏电流。

试验发现，在2.5 Un的规定试验电压下，B相的泄漏电流为44 μA，而A、C相的泄漏电流均为210 μA左右，与B相的差别远大于规程的不大于100%的规定，经过对接线、定冷水水质和仪表的检查，确认无误后多次重复试验，试验结果没有改变。之后又进行了定子绕组端部手包绝缘表面对地电位试验，也未发现异常。

最后采用了对A、C相并联加压的方法，结果发现A、C相并联加压的泄漏电流约为B相的2倍，经过电厂和电可高压所专业技术人员的综合分析，认真现场检查，查看设备实际情况，发现A、C相过渡引线并联块汇水管紧密交叉接触，汇水管接触部位附近有金属环连接，而且接触处严重磨损，如图1所示。用绝缘纸隔开后对A、C相加压，三相泄漏电流差别符合规程规定，由此发现了导致A、C相泄漏电流偏大的原因。

为进一步探索判断缺陷具体部位的方法，高压所专业技术人员在发电机直流泄漏试验时利用紫外成像仪对发电机进行观测，成功地观察到了缺陷部位明显的放电现象，如图2所示。

通过本次发电机泄漏电流异常缺陷处理，总结出以下2点经验：

（1）因制造工艺原因，部分发电机A、C相汇水管存在紧密交叉接触现象，长期运行磨擦后可能造成绝缘磨损，导致A、C相间泄漏电流异常增大。

（2）发电机直流泄漏电流试验配合紫外成像仪观测，可以有效地发现局部电场集中导致的绝缘缺陷。

图1 A、C相过渡引线并联块汇水管紧密交叉接触并磨损

图2 紫外成像仪观察到缺陷部位明显的放电现象

（内蒙院供稿）返回

机组DEH伺服阀控制器电源保险烧毁原因分析

1.事故前工况

2009年3月19日，某电厂 3号机组负荷240MW，协调投入，炉侧烟风系统、空预器、送风机、引风机、一次风机双套正常运行，31、32、33、35磨煤机运行，脱硫系统及电除尘系统正常运行。机侧主机运行正常，高、低加正常投入，汽泵并列正常运行，汽源为低压五段抽汽。其它系统均正常运行。

2.事故经过和处理情况

23点17分，3号机发MSV1，ICV，CV伺服板故障报警，发电机负荷降低至0；汽机转速下降，31、32汽泵转速下降，主汽压力升高，手动启动电泵。

23点18分，手动锅炉MFT和汽轮机打闸，发电机2203开关断开，厂用电切换正常，其余辅机动作正常。锅炉吹扫后停运送、引风机闷炉。

0点17分 3号汽轮机投入盘车。

处理过程中未发生设备损坏。

热控人员接到通知后立即对机组设备进行检查。

首先检查伺服卡，显示灯全部熄灭，通过SOE记录进行分析查找，发现最先报警是DEH多个伺服卡件故障。对DEH伺服阀控制器电源进行检查，测量伺服卡两路24V 供电电源保险阻值全部为断路状态，更换保险恢复伺服卡24V供电电源，所有卡件显示正常。

然后判断输出回路可能存在接地点，解开所有输出回路端子进行绝缘检查，绝缘检查结果正常且没有松动现象；对就地电缆、接线进行检查，无破损、松动现象，接线正常；检查屏蔽线，正常。

随后对DEH伺服卡24V供电电源回路进行检查，测量第一路DEH伺服卡件供电回路电流为1.6A，第二路显示2.14A；断开第二路供电电源，第一路供电电源回路电流显示为3.8A。检查供电回路配置的保险管，发现容量为3A、250V。DEH伺服卡件供电电源设计为2路冗余备用，单路电源应具备为DEH伺服卡件提供足够电源的能力，电源回路保险容量配置应大于3.8A，并应有一定的容量；通过综合分析认为DEH伺服卡24V供电电源保险设计容量小。

随即联系国电智深控制技术有限公司，国电智深派技术人员连夜赶到现场对电液伺服控制器控制电源进行检查，整个供电装置没有问题，技术人员通过对伺服卡进行测量、计算，按照DEH实际配置情况，确认保险管总容量应为5A，为进一步保证设备安全运行，将DEH伺服卡24V供电电源保险更换为6A。

恢复电液伺服控制器24V电源，再一次检查确认供电电源系统没有问题。

3月20日15点15分，3号炉点火；17点15分，3号机冲转；17点32分，3号机3000r/min定速；17点41分，3号发电机并网。

3.事故致因分析

（1）事故直接原因分析

DEH伺服卡24V供电电源2路保险断路，伺服阀控制器电源消失，所有伺服卡件失电，高压主汽门和中压调门关闭，造成机组停机。

（2）事故间接原因分析

DEH伺服卡24V供电电源保险容量设计不合理，1路供电电源电流长期运行在保险额定电流下导致过热熔断，另1路也随即过流断路，造成电液伺服控制器失去24V工作电源导致汽门关闭，机组停机。

（3）存在的管理问题

DCS系统24V电源设计不完善，机组调试期间技术把关不严格。热控专业技术培训不到位，设备管理人员对设备和系统掌握程度不够，不能迅速发现设备深层次隐患。

（华北院供稿）返回

某热电厂机组跳闸保护动作分析与防范

1.机组基本情况

某热电厂工程为新建2台490吨循环流化床锅炉，配套2台150MW热电联产发电机组，建成后向地区新型能源化工工业区集中供热，电量全部上网。其中汽轮发电机为东方汽轮发电机厂生产制造，配套由山东济南发电设备厂提供的额定功率为150MW 三相交流两极同步发电机，型号WX21Z—085LLT，额定转速3000r/min（50Hz），额定电压为15.75kV；额定励磁电压248.3 V，额定励磁电流1344.2A；主变压器为特变电工衡阳变压器有限公司制造，型号SFP10-180000/220，额定容量180000 kVA，接线组别Ynd11、高厂变是山东电力设备制造厂的产品，型号SF9-25000/15.75，容量25000kva；DGT801数字式发变组继电保护及220kV母线保护为国电南京自动化股份有限公司制造生产，220kV线路保护及励磁系统SAVR2000为南瑞继保电气有限公司制造生产。发电机的励磁方式为自并励静止可控硅励磁系统，冷却方式为密闭循环式空气冷却，转子绕组为空内冷，其余为空外冷。

2.故障前运行方式

故障前，该热电厂1号、2号机组双机运行。其中1号机有功负荷136MW，电流5020A，机端电压16.13 kV，无功24.996Mvar，励磁电流1014.41A，励磁电压170.2V，故障时励磁电流变化至1419A，励磁电压变化至262V；2号机有功负荷139MW，电流5093A，机端电压16.13 kV，无功25.26Mvar，励磁电流1037A，励磁电压176V，故障时无功变化至184MVar；6kVⅠA、ⅠB段由1号高厂变带电，6kVⅡA、ⅡB段由2号高厂变电。220kV毕热Ⅰ回201线路及220kV毕热Ⅱ回202线路运行，220kVⅠ段母线及220kVⅡ段母线运行，220kV母联210开关在合位，热电厂6kV备用段由0号启备变带电处于热备用状态。具体主接线方式见图1。

图1 热电厂一次图

3.故障经过及情况分析

2009年11月8日13时25分00秒688+0毫秒开始持续时间约76毫秒系统第一次冲击， 2009年11月8日25分00秒688+1726毫秒开始持续时间约132毫秒系统第二次冲击，引起双机停运。

（1）13时25分 00秒688+236.8毫秒，事故喇叭响，2号发变组与系统解列，故障现象：2号机DCS显示“2号发变组220kV侧212开关跳闸，2号机热工保护动作，2号机保护C柜发励磁系统故障，2号机灭磁开关跳闸，6kVⅡA分支621开关跳闸，6kVⅡB分支622开关跳闸，2号机组TV断线，2号机组调节器故障及告警，2号同期快切切换成功，并报装置闭锁，6kVⅡ段备用分支603开关、604开关合闸快切成功。

（2）13时25分00秒688+1976.3毫秒，事故喇叭响，1号发变组与系统解列，故障现象：1号机DCS显示“1号发变组220kV侧211开关跳闸，1号机热工保护动作，1号机复压过流保护动作，1号机保护C柜励磁系统故障，1号机灭磁开关跳闸，6kV ⅠA分支611开关跳闸，6kVⅠB分支612开关跳闸，1号主变风机电源故障，1号机组TV断线，1号机组调节器故障及告警，同期快切切换成功，并报装置闭锁。6kVⅠ段备用分支601、602开关合闸快切成功”。

（3）13时25分00秒688+4754.3毫秒，1号机保护A柜复压过流保护动作启动引起220kV母联210开关跳闸，220kVⅠ、Ⅱ段母线分段运行。

（4）220kV系统及故障录波屏显示：13：25：00，热电厂220kVⅠ母Ua，Ub，220kV Ⅱ母Ua，Ub电压有突变，220kV毕热Ⅰ，Ⅱ线路的电流有突变；220kV母线保护“220kV Ⅰ、Ⅱ母失灵电压动作，差动电压动作”启动。

（5）1号、2号双机BTG报“发变组主保护动作”，首出为“发变组保护3、除尘PC电压低报警”。

（6）1号、2号“发变组保护3”发信联跳汽机，“2号汽机ETS动作”、“汽包水位低三值”、“ 1号、2号锅炉MFT动作”；1号、2号部分风机跳闸：A/B引风机、A/B 一次风机、A/B二次风机、循泵、3台高压流化风机等电机跳闸；向煤电化一体化工业园区供热全部中断。

4.保护动作情况

（1）1号、2号发电机保持C柜（非电量保护柜）动作出口信号灯亮，发信联跳汽机，事件记录开入量为“励磁系统故障”、“热工保护”，“2号汽机ETS动作”、“1号、2号锅炉MFT动作”停1号、2号机炉。

（2）1号发变组复压过流动作发信，t1时限（跳分段时限）动作出口指示灯亮，启动220kV母联210开关跳闸。

5.动作原因分析

受110 kV毕龙线距离Ⅰ段保护动作冲击，引起热电厂设备故障停机，向煤电化一体化工业园区供热全部中断。根据热电厂220kV毕热Ⅰ、Ⅱ回线路故障录波图、发变组录波图、母线保护装置事件记录以及机组分散控制系统（DCS）中事件顺序记录（SOE），情况分析如下：

（1）13时25分 00秒688+236.8毫秒，2号发变组与系统解列，2号发变组高压侧212开关和6kVⅡ段厂用A、B分支621开关、622开关跳闸， 是因为网上冲击导致系统电压较低（UA=74.46kV、UB=88.55 kV），2号发电机出口电压降低且不平衡后引起励磁系统逻辑判TV断线，而励磁系统的TV断线发励磁故障（励磁系统故障的条件目前包括TV断线、电源故障、同步变压器故障、脉冲故障，为“或”逻辑）后，2号发变组非电量保护出口动作，导致2号发变组全停(跳2号发变组220kV侧212开关和6kVⅡ段厂用A、B分支621、622开关及跳2号灭磁开关)。

（2）13时25分00秒688+1976.3毫秒，1号发变组与系统解列，1号发变组220kV 侧211开关和6kVⅠ段厂用A、B分支611、612开关跳闸，是因为网上冲击导致系统电压较低（UA=71.46kV、UB=84.55 kV），2号发电机出口电压降低且不平衡后引起励磁系统逻辑判TV断线，而励磁系统的TV断线发励磁故障后出口非电量保护出口导致1号发变组全停(跳1号发变组220kV侧211开关和6kVⅠ段厂用A、B分支611开关、612开关及跳1号灭磁开关)。

（3）1号发电机复合电压过流保护动作出口，动作正确；

因网上第二次冲击220kV母联210开关跳闸时，电压UCA=59.864V，电流I=7.648A，虽然发电机已跳机，但因为保护装置电流量的记忆功能，电压消失后符合1号发电机复压过流定值整定的动作条件（UCAg=70，Ig=5.1A，t=2.1s），所以保护动作正确。

6.存在问题分析

（1）1号、2号机励磁系统判TV断线出口时间较短，只有约60ms，且装置逻辑锁定用户不能更改；励磁系统TV断线判据不够严密，按励磁装置逻辑判据，所有的系统非对称故障都有判TV断线的可能。

（2）设计1号、2号机励磁故障直接切机的保护逻辑判据，不符合目前我省国产励磁系统不跳机的现实。

（3）1号、2号发电机复压过流保护定值时限与220kV线路保护的最长时限配合不合理。

（4）1号、2号机6kV高压电动机HN-2000系列产品保护测控装置检测到区外故障条件成立时未闭锁高压电动机负序保护。

7.防范措施

（1）及时调整1、2号发电机复压过流保护定值时限，调整为与220kV线路保护的最长时限配合。根据《继电保护整定导则》，1号、2号发电机复压过流t11、t12及t01时限按与相邻出线相间短路后备保护最长动作时间配合整定。故将1号、2号发电机复压过流t11延时由2.1s改为3.5s、t12延时由2.5s改为4s及t01延时由3s改为4.5s。

（2）根据本次热电厂网上冲击导致双机均因励磁系统故障切机的实际情况，及时与设计院联系，并结合电力试验院的专家、励磁系统厂家建议和结合同型励磁系统在电力系统的使用情况，现将励磁系统TV断线出口判别时限由原来的60毫秒改为200毫秒，励磁系统故障投全停退出（目前同类型励磁系统发故障时均不投非电量保护出口），将励磁系统故障启动非电量保护切机改为发信，以防系统在发生冲击时跳机，保证地区电网的电源点安全可靠。

（3）本次网上冲击时，1号、2号机6kV高压电动机均有负序过流Ⅰ段动作引起电机跳闸现象。按厂家《HN-2000系列产品保护测控装置技术说明书》，在电机运行过程中装置若检测到区外故障条件成立，则闭锁运行状态下的负序保护，而在网上故障不对称运行时，该保护装置没有闭锁该保护出口，故在联系厂家落实前，暂将6kV高压电机负序过流Ⅰ段、负序过流Ⅱ段出口跳闸改为发信。

（贵州院供稿）返回

机组一级灰浆泵开关事故分析报告

1.事件经过

2010年1月21日，某厂4号机1号二级灰浆泵电机（250kW）负序电流过流保护动作跳闸。经检查发现电机A、C相绕组因短路烧断，对地绝缘正常；6kV工作41段1号二级灰浆泵64121开关（天水长城开关厂生产的KYN18C-10F-C型，以下简称64121

开关）A、C相高压熔断器熔断。经调查发现出灰运行人员分别在15：39和15：54两次启动电机，未能严格按照规程操作，两次电机启动时间仅间隔15分钟，造成启动电流对电机的连续冲击；加之近期电机启动频繁，在第二次启动电机时电机绝缘损坏而烧坏。事后检查64121开关A、C相熔断器熔断，后对开关的A、C相熔断器进行了更换，对电机进行了检修。

电气运行人员对64121开关进行由“电机检修”转“热备用”操作。当摇入64121开关手车至“工作”位置时，相邻1号一级灰浆泵64120开关（天水长城开关厂生产的KYN18C-10F-C型，以下简称64120开关）进线侧放电着火，造成6kV 41段母线失电，锅炉MFT动作，10：43汽包水位高四值动作，机组跳闸。

2.检查情况

（1）事件前机组运行方式：4号机组为AGC控制方式，负荷250MW，41、42、43、44、45号磨组运行。1号一级灰浆泵开关处于热备用状态，二级灰浆泵电机处于检修状态。

（2）64120开关柜由于内部起火损坏严重，控制电缆、继电器、保护装置烧坏，小车母线侧触头熔断，熔断器熔毁，熔断器的绝缘隔板损坏严重。但真空接触器和出线侧触头部分无损伤，如图1所示。

图1 64120开关内部及其小车

（3）64121开关柜内部目测损坏不严重，熔断器未熔断，但A、C两相的熔断器上有爬电痕迹，小车目测完好，如图2所示。

图2 64121开关内部及其小车 （4）64121开关A、C 相真空接触器动触头的固定件上存在大约1～2mm 的裂纹，而B 相则完好无损（如图3、图4、图5所示），导致A、C 相接触器动静触头间的距离减小（正常情况下动静触头间距离为3mm）。

图3 64121开关A 相 图4 64121开关B 相

图5 64121开关C 相

（5）64121开关A、C 相母线侧触头有电弧烧蚀痕迹。

（6）64120开关母线侧A、B、C 三相触头烧蚀严重，其中A、C 相连接杆从触头与底座的连接部位熔断，B 相连接杆则在母线侧和底座两端熔断，如图6所示，左边3个为正常情况下的触头，右侧3个由左至右分别为C、B、A 相烧蚀后的触头。

图6 正常与烧蚀两种情况下的触头对比图

（7）64120开关与母线连接处的绝缘套筒上有明显的电弧烧蚀痕迹，既有相间烧蚀又有对开关柜体的烧蚀痕迹，如图7所示。

图7 绝缘套筒

3.原因分析

64121开关的A、C相真空接触器由于动触头的固定件上存在大约1～2mm的裂纹而导致其绝缘水平降低(A、C相接触器动静触头间的距离减小)。此时运行人员在64121开关显示三相分闸状态的情况下对其进行“检修状态”转“热备用状态”操作，母线A、C相在64121开关小车未完全就位，即当开关母线侧触头与母线未完全接触时已经发生击穿，相当于开关上触头已经带电，此时在64121开关A、C相真空接触器动静触头间发生击穿，致使64121开关A、C相母线侧触头与母线发生间歇性电弧（64121开关A、C相母线侧触头电弧烧蚀不严重），使得1号二级灰浆泵电机非全相启动。此时1号二级灰浆泵电机相当于一个较大的感性负载，这种间歇性电弧频繁投切感性负荷会在母线侧产生较高的过电压。

64120开关母线侧静触头绝缘套筒处可能存在绝缘薄弱点，在过电压的作用下发生对地击穿，随着弧光漂移发展为母线A、B、C相间短路和对地短路故障（64120开关绝缘套筒上有相间、对地弧光烧痕）。

4.防范措施

（1）天水长城开关厂生产的KYN18C-10F-C型开关在高压熔断器熔断后，开关要按照大修标准进行检查，耐压试验是必做的；另外需要加强对此类频繁起停电机的检查力度，将每4年一次的交流耐压试验缩短为2年，防止类似事件再次发生。

（2）联系天水长城开关厂，确认KYN18C-10F-C型开关的绝缘筒性能和使用寿命。

（3）加强辅助系统运行人员的技术培训以及出灰运行人员对规程的学习，严格按照规程规范操作，防止因操作不当造成电机或开关损坏事故的发生。

（江苏院供稿）返回

发电机转子接地故障分析及处理

某发电厂一期工程为2×600MW超临界燃煤发电机组，发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-600-2-22C，转子绕组采用氢气冷却方式。转子接地保护装置采用南瑞继保电气有限公司RCS-985注入式转子接地保护，机组于2008年8月投入生产运营，转子一点接地保护投发信，装置运行稳定。

2009年12月16日继保人员在日常巡检时发现转子接地保护装置液晶显示面板接地点位置α=0.7%左右，接地电阻约为15kΩ，但未达到告警定值10kΩ，显示接地时间大约持续15min。而正常运行时α位置应在50%，接地电阻应为300kΩ。

1.故障过程

发现故障后，检修人员到现场在转子接地保护屏测量正对地电压约270V，负对地电压约50V，然后立即赶往1号发电机平台，检查发现大轴接地刷辫跳动且有火花，故将故障初步锁定在接地刷辫上，充分按压大轴接地刷辫后，打开碳刷小室门后，测量正极碳刷对地及负极碳刷对地均正常，转子接地保护报警消失，处理结束后初步认为发电机大轴在高速旋转，刷辫和大轴的表面不光滑、接触面不平整、表面受污、刷辫接触压力不够等因素都有可能造成发电机在运行过程中接地刷辫跳变接触不良，导致电容充放电，转子接地保护接地电阻减小。而接地电阻减小后测得发电机正负对地电压不平衡的原因则可能是：发电机励磁回路为浮地系统，在发电机大轴不接地时造成励磁系统接地点漂移，而且往励磁负极漂移。

在发电机转子接地电阻减小异常情况出现后，检修人员对接地刷辫及刷辫接触大轴的地方进行了彻底清理及紧固，同时对正负极碳刷也进行了检查更换及碳粉清理工

作，确保发电机正负极碳刷及接地刷辫正常稳定运行。

19日—21日转子接地保护又多次启动，持续时间超过3s的就有5次，每次等检修人员到达后接地告警又消失。虽然对大轴接地刷辫进行充分清洗及紧固，但还会有报接地告警。为此，相关技术人员做了大量试验以查找接地报警的原因。

2.试验及原因分析

（1）接地刷辫与大轴接触不良引起

因16日处理接地故障发现刷辫打火，初步认为刷辫接触不良。人为将接地刷辫一侧脱离大轴，另外一侧频繁接触大轴，这时检查转子接地保护测量的接地电阻及接地位置是否发生变化。在接地刷辫与大轴接触不良的试验中，发电机转子接地保护接地电阻基本都会减小，接地点位置也发生变化。接地电阻变化范围在20 kΩ～150 kΩ左右。

RCS-985注入式转子接地保护是在转子绕组的正负两端与大轴之间注入一个方波电源，实时求解转子对地绝缘电阻值，注入电压由保护装置自产，接地保护的工作电路如下图1所示，R x为测量回路电阻，R y为注入式大功率电阻，U s为注入电源模块，R g为转子绕组对大轴的绝缘电阻。

图1 双端注入式转子接地保护原理

目前该厂接地保护装置的注入周期为1s，即每秒变极性2次，当发电机正常运行时，可认为R g=∞，由于注入式大功率电阻R y阻值为47kΩ，注入电源在变极性过程中的暂态现象早已结束，测量方波电源在正半波和负半波两种状态下的稳态的不同泄漏电流i1、i2，从而求解出转子接地电阻。

当接地刷辫与大轴频繁接触时，转子绕组对地电容频繁充放电，这时转子接地保护采集到的电流为暂态电流，故计算出的接地电阻在变化，应属正常现象。得出结论为接地刷辫与大轴跳变接触不良，有可能影响转子一点接地保护接地电阻值的测量。

在做试验过程中，发现有两处疑点：一是将两侧接地刷辫与大轴完全脱离约10min

时，保护装置计算的接地电阻也有过一次变化。如果转子绕组对地绝缘良好，即使大轴短时不接地，稳态情况下测的接地电阻值也应不小于300kΩ。再就是人为地将接地刷辫与大轴可靠按压时，仍发现接地电阻变化一次，在转子绕组对地绝缘良好情况下，接地电阻应大于300kΩ。

（2）排除转子一点接地保护装置的影响

通过上述试验发现的以上两处疑点无法解释，仔细查看保护装置采样，发现保护装置的采样电流i2与另外1台机组的转子接地保护采样相比频繁变化且数值较大，怀疑本台机组保护装置采样有误，因为i1、i2本为泄漏电流，正常数值为0.02mA左右，如果保护装置采样不准将直接影响接地电阻的测量。

电厂每台机组配置2套发电机转子接地保护，正常运行时为一套投入、另外1套冷备用。因怀疑保护采样，将本套保护装置退出，投入另外一套转子接地保护。同时对退出的保护装置进行校验，采样正常，且投入的另一套保护装置接地电阻也有变化。故可排除转子一点接地保护装置的影响。

（3）排除注入电压周期的影响

机组励磁回路对地电容一般不会变化，在转子接地保护投产调试期间，根据转子对地电容的大小对注入电压的周期进行整定，但随着励磁系统的运行，RC轴电压回路的电容性能可能发生变化。目前整定的注入电压周期有可能已经不能满足稳态电流的计算。故将注入电压的周期由1s调整到1.5s，结果在观察期间接地电阻还是有变化，因此可以排除注入电压周期的影响因素。

（4）排除浮接地点的漂移

第一次发生接地报警时，测量发电机正负极对地电压不平衡，认为浮接地点有漂移。为进一步论证发电机励磁系统是否真的有接地点，人为解除大轴的接地刷辫，测量发电机励磁电压是否漂移，漂移幅度是否到达60V左右。

解除大轴的接地点，测量正负极对地电压较接地前向负极漂移约20V左右，但同时也发现正极对地及负极对地电压差50V左右，考虑到第一次接地报警消失后测量励磁正负极对地电压基本平衡，打算恢复大轴接地点并在励磁小室出线柜测量励磁正负极对地电压。刚打开励磁小室出线柜门，发现保护装置接地电阻又发生变化且持续时间较长。检查发电机接地刷辫接触良好，立即打开碳刷小室门进一步检查，发现接地报警消失。

（5）负压引起接地

怀疑接地可能与励磁小室出线柜的门有关，但发现出线柜无接地，应与开关门震动有关。进一步检查发现，出线柜上方励磁母排软连接处的橡胶外壳部分因负压被吸进，橡胶外壳很可能与励磁负极母排接触。将橡胶外壳往外拉开后，发现励磁电压正常。打开碳刷小室门后，负压破环，橡胶外壳远离励磁母排，励磁电压正常，故将故障锁定在负压及橡胶外壳上。

3.接地故障原因及改进措施

利用机组调停机会对励磁出线软连接处进行检查，发现橡胶外壳在接地点位置绝缘的对地电阻约十几欧。橡胶外壳在负压及电磁力、震动等的作用下，造成与励磁负极母排软连接的螺杆接触，导致负极接地，拆下的橡胶皮有与螺杆明显接触的痕迹。

由此分析引起发电机转子接地的原因主要有以下几点：

（1）发电机碳刷小室因进风孔滤网堵塞，正负刷架下的风扇一直对刷架进行冷却及带走碳刷磨损下来的碳粉，造成碳刷小室及发电机励磁母排风道形成很大的负压，以致软连接处的橡胶外壳与励磁母排接触。

（2）软连接处的橡胶外壳绝缘不良。在机组调停期间对软连接处进行检查，发现橡胶外壳长期被负压吸进去部分绝缘不合格，已出现糟化现象。

（3）软连接与母排连接的螺丝安装不合理。软连接与母排连接的螺杆应朝向里侧，但检查发现螺杆朝向外侧，缩短了母排与橡胶外壳的距离，在负压及震动的作用下，螺杆很容易碰触到绝缘已不合格的橡胶外壳。

（4）通过以上试验，发现接地刷辫与大轴接触不良也可造成接地电阻变化。

4.改进措施

（1）定期对碳刷小室的滤网、接地刷辫及正负极碳刷进行清理检查及紧固。

（2）软连接处的橡胶外壳在日常运行维护中注意检查，利用机组调停时间作进一步检查，对不合格的应立即进行更换或绝缘加固。

（3）利用调停机会，检查软连接螺丝的安装情况，对类似不合理的地方进行整改。

（4）对软连接橡胶绝缘加固后，测量发电机励磁系统的绝缘，排除同极母排两点或多点接地、发电机本体接地的可能。

（5）对持续时间短的转子接地故障不能掉以轻心，应认真检查分析原因。

（浙江院供稿）返回

300MW CFB锅炉冷渣器结焦的分析与处理

1.设备概述

（1）锅炉概况

某CFB机组项目共建设2台机组，于2009年3月移交投入商业运行。机组锅炉型号为HG1025/17.4—L.MN36型，主要参数见表1。采用亚临界参数设计、自然循环、单锅筒；整体布置为单炉膛、双风布板；全钢构架、露天布置；平衡通风、一次中间再热。

表1 锅炉主要设计参数

项 目 设计值

过热蒸汽流量/（t·h-1） 1 025

过热蒸汽出口压力/MPa 17.40

过热蒸汽出口温度/℃ 540

再热蒸汽入口压力/MPa 3.93

再热蒸汽入口温度/℃ 327

再热蒸汽流量/（t·h-1） 846

再热蒸汽出口压力/MPa 3.75

再热蒸汽出口温度/℃ 540

汽包压力/MPa 18.60

排烟温度/℃ 139.3

总风量/(m3·h-1) 995 000

总给煤量（t·h-1） 247.40

石灰石量/（t·h-1 5.24

锅炉效率/% 90.15

（2）冷渣器型号参数

每台300MW CFB锅炉采用4台风水联合冷却式冷渣器作为灰渣冷却设备，布置于炉膛下部，采用旋转阀作为排渣控制设备，另外分别配置2套埋刮板输送机和斗式提升机作为底渣输送设备。冷渣器参数见表2，单台冷渣器结构见图1。

表2 冷渣器设计参数

项 目 设计值

型 式 风水联合冷却式

型 号 FAC-3-30/150

风帽（个） 238

冷却渣量（kg·h-1） 30000

入口渣温（℃） 920

出口渣温（℃） <150

冷却风量（Nm3·h-1） 18704

入口风温（℃） 40

出口风温（℃） 380

冷却水量（kg·h-1） 100000

入口水温（℃） 35

出口水温（℃） 86.1

水系统阻力（Mpa） <0.12

进风口至出风口阻力（pa） 10000

壳体外壁温度（℃） <50

图1 风水联合冷却式冷渣器结构示意图

2.对冷渣器结焦原因的跟踪分析

2.1 故障现象

从调试阶段到投产以来，锅炉始终受到排渣系统故障的困扰。其中，冷渣器的故障主要是进排渣不畅、内部结焦等，运行不稳定，导致机组不能带满出力，还发生过2次清渣中人员烫伤事故。故障现象：

（1）冷渣器主排渣门处经常有焦块卡涩，排渣门难以动作；

（2）冷渣器进渣控制阀上段有大量焦块堵塞，进渣不正常；

（3）机组运行中冷渣器内焦块无法完全清理干净，排渣口处时常有焦块堵塞，不能正常排渣；

（4）冷渣器进渣门DCS（集散控制系统）计算机上输入指令与反馈值偏差较大；

（5）发现有炉膛向冷渣器内漏渣现象。

最严重时2号炉在1个月内连续10余次被迫处于低负荷运行，直至停炉停机。通过人孔门检查发现B冷渣器内低温室两侧斜面上结焦严重，D冷渣器内高、低温室内都有严重结焦现象，四台冷渣器不同程度地存在进渣口及冷渣器内浇注料脱落现象，其中D冷渣器较严重。

2.2 原因分析

2009年7月，在设备厂家人员的指导下，建设单位和保障运行方组织对2号炉冷渣器运行情况跟踪分析。现场工作有：

（1）在冷渣器排渣控制阀上面加装捅渣口门，以便及时清理结焦，减少卡涩；

（2）加强对冷渣器内部情况的巡回检查，运行中及时清理冷渣器内部焦块；

（3）联系热工人员校对冷渣器进、排渣阀控制执行机构，使反馈值与DCS控制指令接近一致，在无卡涩的情况下能够满足DCS操作控制要求；

（4）试验调整冷渣器运行风量和料层差压等参数和运行方式，检查不同参数下的冷渣器内结焦情况；

（5）针对炉膛向冷渣器漏渣的问题，查明系设备存在缺陷使得冷渣器进渣手动杆未完全关闭所致。

经过为期一个月的跟踪和调整，分析导致2号炉冷渣器内结焦严重的原因为： （1）冷渣器内进渣量过大，料层压力较高（经常超过报警值），使穿过布风板的风量减小，渣在冷渣器内没有及时排出，再加上冷渣器风量小，使高、低温室局部不流化。这是导致冷渣器内结焦严重的主要原因。

（2）4台冷渣器都存在进渣口浇注料脱落现象，以D最为严重，且脱落的浇注料块较大，使得冷渣器内局部不流化现象进一步恶化，加重了D冷渣器内的结焦故障。

3.运行措施和维护处理

3.1 运行采取措施

（1）冷渣器在运行中应适当调整进/排渣门控制进出渣量，尽量保持连续进、出渣，控制正常运行的冷渣器运行风量在18000～20000Nm3/h之间，当冷渣器内进渣量较大时（床压高于7kPa），应适当提高冷渣器风量，加速流化；暂时备用的冷渣器内床料应排空，控制风量在小于10000Nm3/h的范围内或关闭进风门，且冷渣器内料层差压应小于2kPa。

（2）一般情况下，可以保持1～2根进渣阀手动插杆全开，当且仅当冷渣器不进渣时，方可将另外两根手动插杆开启，进渣正常后，应立即恢复原状态。气动进渣阀

的开度应根据高温床温度、低温床温度、出口水温等进行调整，高温床温度应控制在750℃以下，出水温度不得超过90℃，否则，应立即关闭进渣阀。

（3）正常运行中冷渣器内料层差压应控制在4±0.5kPa，料层差压不得大于7kPa，当冷渣器内料层差压大于6kPa时应加大冷渣器排渣量，开冷渣器排渣门至最大位置，如料层差压无明显下降时，应先关闭冷渣器进渣门（控制阀），待冷渣器内料层差压低于4kPa时，方可开启冷渣器进渣门重新向冷渣器进渣。

（4）冷渣器排渣控制阀正常开度应控制在20～35％之间，此时因冷渣器内焦块不能完全清理干净，根据巡回检查情况定期进行人为扰动或投自动，扰动幅度不大于50％，扰动后应很快恢复到原开度。

（5）将冷渣器风室就地手动小风门运行开度从高温段到低温段调整开度，由原100%、75%、50%、75%、75%依次对应修正为100%、100%、100%、90%、85%，并修改运行规程；当冷渣器相邻仓室之间的床压偏差大于5.0kPa时，采用迅速关闭、开启的方式，调整对应位置手动小风门3至5次，待床压正常后，将风门开度恢复至调整前状态。现场无特殊情况，手动小风门不得调整，更不允许将其关闭。

（6）冷渣器进渣控制阀和排渣控制阀输入指令和反馈值偏差大时应及时通知热工人员进行调整校对，注意核对检查。

（7）若运行中发生冷渣器不排渣故障，运行人员应立即就地检查埋刮板上排渣口处是否有渣流出。当发现排渣门开大，冷渣器内料层压力无下降变化时，应查明堵塞原因，并及时将排渣阀上面捅渣口打开进行疏通。如疏通无效，须联系检修维护人员尽快处理。

（8）修订运行管理制度，增加对排渣系统的巡回检查次数，要求运行人员勤于调整，发现结焦或异常，应及时就地查明原因、隔离处理，防止故障扩大。另外，针对清渣工作中的安全管理需要，制定和发布了《锅炉运行中冷渣器清堵工作的安全技术方案》（内容略）。

3.2 停炉后冷渣器检修维护项目

（1）将进渣控制阀与气动执行机构拆开，重新校对安装、添加密封棉，检查控制执行机构并与DCS校对就地反馈信号。

（2）对4台冷渣器内部进行全面彻底清理，包括水冷管束上方的焦块和大渣块。

（3）重新修补冷渣器内浇注料脱落部位，在施工工艺上采取防止再脱落的措施。

（4）在锅炉排渣口处（即进渣控制阀前端）加装自上而下的运行中捅渣装置。

（5）将冷渣器水冷套上盖板打开，对进渣水冷套解体清理检查。

4.结语

排渣系统不稳定致使锅炉不能安全经济运行是大型CFB机组常见多发故障之一，主要系运行中流化风量不足或调整不当使得冷渣器内局部不流化所引起。采取了上述运行维护措施，自2009年9月检修后投运以来，该300MW CFB项目2号炉没再发生过因冷渣器结焦故障而引起的被迫停运，锅炉负荷率提高，能带90%左右负荷连续运行。

遗留问题一：锅炉负荷在额定值的90%以上时，冷渣器出口渣温很难达到“＜150℃”的设计值，导致物理热损失增大，影响到机组效率。遗留问题二：排渣量较大时，为促进流化，冷渣器运行风量接近20000Nm3/h，超过设备厂家设计额定风量值，是否会引发设备磨损问题有待论证。

（华中技术中心供稿）返回

发电机振动分析与处理

1.设备概况

某燃气热电有限公司1号汽轮发电机组为某汽轮电机厂有限责任公司生产的双压（带补汽）、单轴、单缸、可调抽汽凝汽式汽轮机，汽轮机型号为LCZ60-5.7/1.57/0.58，发电机型号为QFW-60-2。汽轮机为两支承，发电机为两支承，整个轴系由４个径向轴承支承，轴系支承简图见图1。

图1 轴系支承简图

据电厂介绍，1号机组投产时就存在工作转速下#1、#3、#4瓦轴振偏大问题，#1瓦轴振在140um左右，#3、#4瓦轴振在150-170um左右。

2.测试及处理情况

2009年9月4日，对机组振动进行测试，升速波德图如图2。