13防止发电机损坏事故22要点.docx

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13防止发电机损坏事故22要点

13防止发电机损坏事故

为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行《发电机反事故技术措施》[（86）电生火字193号]、《发电机反事故技术措施补充规定》（能源部发［1990］14号）、《防止国产大型汽轮发电机定子端部短路的技术改进措施》（能源部电发［1991］87号）和《汽轮发电机运行规程》（国电发[1999]519号）等各项规定，并重点要求如下：

13.1防止定子绕组端部松动引起相间短路

检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。

200MW及以上的发电机在大修时应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。

对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94～115Hz之间）的发电机，应进行端部结构改造。

13.2防止定子绕组相间短路

13.2.1加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。

按照《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。

13.2.2严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。

13.2.2.1保证氢气干燥器连续运行，发现缺陷，及时处理。

13.2.2.2随时了解发电机的氢气湿度、氢气纯度、漏氢量及平衡水箱压力变化情况，对氢气湿度、纯度做好记录。

13.2.2.3发电机内的氢气湿度允许在-25～0℃露点温度，当发电机停机备用时，若发电机内温度低于10℃，则氢气湿度不得高于露点温度-5℃，同时又不得低于-25℃。

13.2.2.4制氢站出口氢气湿度标准为露点温度≤-40℃，对300、600MW及新建200MW发电机，在常压下露点≤-50℃。

13.2.2.5氢气的冷风温度，对间接冷却的发电机为30～40℃，对直接冷却的发电机为35～46℃，对水氢冷的发电机，冷风湿度要低于进水温度3～5℃。

13.3防止发电机定子绝缘击穿

13.3.1对定子线棒采用环氧粉云母绝缘的发电机，机组交接验收时及检修中，应仔细检查定子槽楔是否打紧，定子端部绑环及各种垫块是否与线圈绑牢垫紧，机械紧固件是否拧紧锁住，有无松动磨损现象。

如发现问题应及时加以处理。

新机投运5000～8000小时后，应抽出转子，对机组进行全面检查。

已经检查和加固处理的机组，应继续加强监视，通过机组大修应详细进行复查，防止再发生绝缘磨损现象。

13.3.2对于定子绝缘老化、多次发生绝缘击穿的发电机，应缩短试验周期，加强监视，并对绝缘进行鉴定。

对电气和机械强度普遍降低，不能继续使用者，应提出鉴定报告，报公司审批后，有计划地进行绝缘恢复性大修。

13.3.3对定子线圈绝缘内游离现象突出、电晕腐蚀严重的发电机，可以将引出线端与中性点倒换，以延长定子绝缘寿命。

13.3.4严格防止向发电机内漏油，以免线圈绝缘和半导体漆由于受到油的侵蚀、溶解而使绝缘强度和防晕性能降低。

13.3.5运行中应采取措施，严防因误操作、自动装置误动、非同期并列、以及小动物、金属物体、漏水等外界因素影响，使发电机在出口处遭受突然短路袭击。

13.3.6对运行中的双水内冷发电机，应经常通过窥视孔加强对机组定子端部的监视，检查定子端部有无渗水、漏水、流胶、焦枯、黄粉、零部件松动、塑料引水管磨损、压圈过热发红以及其他异常情况，发现隐患，应及时消除。

13.3.7氢冷发电机的补氢管路应从制氢站储氢罐引出，不得与电解槽氢气管相连。

在补氢管路最低位置处安装排水管，防止氢气带水分冲入发电机内。

案例1：

石洞口一厂—2005年3月22日，一号发电机“发电机保护”动作,机组跳闸，经检查，部分线棒绝缘损坏，磨损

事件经过：

3月22日20:

59机组正常运行，发电机有功出力315MW，无功56MVAR，励磁AVR自动方式，功率因数0.986，突然“发电机保护”动作跳闸，“电停机”、“电停炉”保护动作，横向联动机组停用。

查发变组保护为：

静子接地和过激磁保护动作，故对发电机静子进行试验分析，确认为静子A相接地故障，经发电机解体检查发现发电机静子下层1#线棒绝缘损坏击穿（长150×深3mm痕迹），另有6根线棒绝缘有不同程度的磨损。

由上海电机厂在现场将发电机线棒全部出槽进行检查、试验，绝缘磨损严重的线棒调新，重新装复中。

暴露问题：

发电机增容改造静子线棒安装时，安装工艺质量差，引起静子线棒松动，造成发电机线棒绝缘严重磨损。

防止对策：

（1）在发电机静子线棒安装时，严格绑扎工艺并使用合格的适型材料且配比正确，符合技术要求。

（2）加强现场质量验收监督。

13.4防止定子线圈接头开焊、断股

13.4.1．运行中值班人员应加强对机组的监视。

对氢冷机组一旦闻到焦味，应立即查明原因，及时处理。

13.4.2检修中，应仔细检查接头附近有无过热变色、焦枯、流胶、流锡等现象，并应认真测量定子线圈各相（或分支）直流电阻。

相间和历年直流电阻差均不超过1%，超过时必须仔细分析，查明原因，及时处理。

13.5防止定子铁芯烧损和定子单相接地事故

13.5.1检修中应采取措施防止碰坏铁芯并保持发电机内部清洁，特别要防止将焊渣、工具及其他金属物遗留在发电机内，短路铁芯，损坏绝缘，引起接地故障。

13.5.2发电机系统中有一点接地时，应立即查明接地点，如接地点在发电机内部，则应立即停机，将其消除。

以免扩大事故，烧坏铁芯。

13.5.3对绝缘已老化或严重磨损的发电机，其定子接地保护，经公司批准，原作用于信号的也可作用于跳闸。

13.5.4新机投产前和旧机大修中，都应注意检查定子铁芯压紧情况以及压指有无压偏情况。

特别是两端齿部，如发现有松驰现象，应进行处理后，方能投入运行。

交接中或对铁芯绝缘有怀疑时，均应进行铁损试验。

13.5.5运行中的发电机，如铁芯温度显著升高，应及时查明其原因，并抓紧进行处理，防止铁芯损坏。

13.5.6100MW及以上的发电机应尽可能装设100%的接地保护。

13.5.7当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如表13－1规定。

发电机定子接地保护的动作整定值按表13－1的要求确定。

当定子接地保护报警时，应立即停机。

200MW及以上容量的发电机的接地保护装置应作用于跳闸。

表13－1发电机定子绕组单相接地故障电流允许值

发电机额定电压（Kv）

发电机额定容量（MW）

接地电流允许值（A）

18～20

300～600

1

13.5.7.1整定发电机定子接地保护时，必须根据发电机带不同负荷工况下实测零序基波电压和零序三次谐波电压的有效值数据进行整定。

在不超过发电机定子绕组单相接地故障电流允许值的条件下，以时间换灵敏度应作为一项基本原则，保护不宜整定过快，过于灵敏。

13.5.7.2200MW及以上容量机组根据大机组整定导则要求，发电机定子接地保护应投入跳闸，且必须注意的是：

应将零序基波段保护和零序三次谐波段保护出口分开，零序基波段保护投跳闸，零序三次谐波段保护只允许投信号。

13.6防止发电机转子套箍及零部件断裂飞逸

13.6.1对因套箍、心环结构设计不合理，自投入运行以来，已不断出现裂纹、变形、小齿掉块等故障的发电机，应该结合大修有计划地进行改进处理。

13.6.2检修中应检查转子套箍与心环的嵌装处是否有裂纹、位移、接触腐蚀等异常情况，如发现问题，应解体检查处理。

13.6.3新机投产前和旧机大修中，应对平衡螺丝、平衡块、风扇固定螺丝、引线固定螺丝等逐个进行细致检查。

如发现有松动或未锁紧的现象，应彻底处理；对风扇叶片应进行探伤检查。

如发现有伤痕和裂纹，应根据情况进行处理或更换。

13.6.4为防止发电机因超速而损坏，必须保证汽轮机和水轮机的调速系统动作良好，保证危急保安器和过速保护动作可靠。

对供热式机组，还应防止因抽汽逆止门不严密而引起超速的危险。

13.6.5在发电机转动部件上增设部件或改造部件时，必须经过细致的强度验算和试验、材质和工艺质量必须符合要求，并经公司审批后，方可施行。

13.6.6应加强大机组电刷和滑环的运行、维护和检修工作。

13.6.7对制造厂原监督使用的关键锻件（如大轴、套箍），应做好定期监督检查工作。

13.7防止大容量内冷发电机组磁化

13.7.1当隐极式发电机的转子线圈发生一点接地时，应及时查明故障的地点与性质。

如系稳定性的金属接地，对于容量在100MW及以上的转子内冷发电机，应尽快安排停机处理。

13.7.2运行中，发电机与汽轮机之间的大轴接地炭刷一定要投入运行。

13.7.3发电机在运行和大修中，应经常检查励磁机侧轴承绝缘和油管路绝缘，保持良好状态。

13.8防止发电机转子线圈过热变形及损坏

13.8.1如发现转子线圈有严重匝间短路（有明显振动或无功出力降低），应设法尽快消除。

13.8.2氢冷发电机氢压达不到额定值时，必须根据温升试验或厂家的规定带相应负荷运行。

13.8.3氢冷发电机应消除漏点，保持正常密封。

氢外冷发电机最好保持高氢压（如0.5～1.0表压）运行，氢内冷发电机应能达到额定氢压连续运行。

13.8.4为防止转子线圈过热变形，对于转子线圈铜导线与转子铁芯温差较大的汽轮发电机，应根据制造厂的规定或根据计算结果，在起动时对转子实行预热。

13.8.5转子为氢内冷的发电机，安装前应用风速法、流量法或压差法对所有通风孔进行通风试验，并作好记录。

大修时亦应抽出转子进行试验。

由于国内尚无统一的试验标准，目前可根据每台机所测得的数值与原始记录或与对应的通风孔相比较来确定是否畅通。

转子槽部为两侧铣槽的氢内冷发电机应认真做好运行维护和检修工作，并加强监视是否有匝间短路、局部过热，并应定期做温升试验核查。

13.8.6对套箍为脱离式的发电机，应定期拆下套箍，检查套箍下铜导线是否有断裂情况。

13.9防止定、转子水路堵塞、漏水

13.9.1防止水路堵塞过热。

13.9.1.1水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈。

13.9.1.2安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。

反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。

13.9.1.3大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。

13.9.1.4扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。

13.9.1.5水内冷发电机水质应严格控制在规定范围。

水中铜离子含量超标时，为减缓铜管腐蚀，125MW及以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂，但必须控制pH值略大于7.0。

13.9.1.6严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。

13.9.1.7定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。

温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：

定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。

定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。

13.9.1.8加强对定子水内冷系统及补水系统的维护与管理，保持系统的密封性。

正常运行时定子水箱对空手动空气门应关闭，正、负压门处于良好状态。

13.9.1.9严格按规定控制定子水导电度，导电度不合格应采取措施消除。

13.9.1.10发电机断水保护应作用于跳闸；定子水出口温度高保护应作用于跳闸。

13.9.2为防止发电机内冷水漏水，重点应对绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。

13.9.3防止转子漏水。

13.9.3.1水内冷发电机发出漏水报警信号，经判断确认是发电机漏水时，应立即停机处理。

13.9.3.2选装灵敏度可靠的漏水报警装置，应做好调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠。

13.9.3.3转子绕组复合引水管应更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。

13.9.3.4为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将QFS2－100－2型和QFS－125－2型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。

13.9.3.5推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。

13.10防止转子绕组匝间短路和一点接地事故

转子绕组匝间绝缘损坏可导致转子局部过热和振动增大，严重时可发展为转子接地和大轴磁化，严重威胁发电机安全运行，因此应防止转子绕组绝缘损坏的事故发生。

13.10.1调峰运行或频繁启停的发电机，应在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以便及早发现异常并处理。

13.10.2当发电机转子绕组匝间短路而引起不允许的振动或转子电流明显增大时，必须立即减少负荷，使振动或转子电流减少到允许范围内，并尽快停机用自动灭磁开关切断励磁，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。

若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理，退磁后要求剩磁值为：

轴瓦、轴颈不大于2×10-4T，其他部件小于10×10-4T。

13.10.3随时监视运行中发电机的振动与无功出力的变化情况。

如果振动伴随无功变化，则可能是发电机转子有严重的匝间短路。

此时首先控制转子电流，若振动突然增大，应立即停运发电机。

13.10.4为防止转子绕组匝间短路，应改善转子绕组匝间绝缘的制造工艺，提高转子绕组匝间绝缘的质量水平，要加强转子在制造、运输、安装及检修中的管理，防止焊渣或金属屑等微小异物进入转子通风道内。

13.10.5为防止转子绕组匝间短路，要提高设备的制造质量，防止发电机内油污染而造成转子绕组匝间短路。

13.10.6运行中发电机与汽轮机或水轮机之间的大轴接地碳刷必须可靠地投入运行。

当发电机的转子绕组发生一点接地保护动作时，应立即查明故障点与性质。

如系稳定性的金属接地，应立即转移负荷，做停机处理，不允许再继续运行。

13.10.7大修中应仔细检查转子绕组有无过热变色、焦枯、流胶、流锡等现象，并认真测量转子绕组的直流电阻，相间直流电阻和历年的记录比较，差值应不超过2%，否则应查明原因，并及时处理。

对凸极式转子绕组还应对磁极绕组的连接点进行测量。

13.10.8加强对转子接地的监视，对于300MW及以上的汽轮发电机，大修后转子绕组的绝缘电阻值不得小于0.5MΩ，对水内冷发电机转子绕组绝缘电阻值在室温下不小于5KΩ，运行中对水内冷转子进行绝缘电阻测量时，应将转子一点接地保护装置退出运行。

发电机在运行或检修中，应经常检查励磁机侧轴承绝缘和油管路绝缘，并保持良好状态。

13.10.9对水轮发电机检修中应仔细检查转子刹车制动装置，严禁制动闸阀卡涩，制动失灵引起转子“偷转”的现象发生，同时在检修中还应仔细检查转子引线接头，转子磁极间连线、励磁引线和阻尼条（环）有无过热、流锡、开焊、断裂等现象，当发现有异常，应查明原因及时处理方可投入运行。

13.10.10新投产前和旧机组大修中，应对平衡螺丝、平衡块、风扇固定螺丝、引线固定螺丝等逐个进行仔细检查。

如发现有松动或未锁紧现象，应彻底处理，对风扇叶片有怀疑者，应进行探伤检查。

如发现有伤痕和裂纹，应根据情况进行处理或更换。

风扇固定或引线固定应用力矩扳手或其他专用工具，防止紧力过度。

13.10.11100MW及以上的汽轮发电机，每次大修应对转子护环与中心环的嵌装处进行检查，有无裂纹、位移、接触腐蚀等异常情况，并还必须对护环进行装配状态下的探伤检查，如有必要，还需拔下护环进行检查，发现有2mm以下的裂纹时，应打磨处理，发现2mm长度以上的裂纹时，应报主管单位，由主管单位主持研究确定处理措施。

13.10.12为防止发电机因超速而损坏，必须保证汽轮机和水轮机的调速系统动作良好，保证危急保安器和超速保护动作可靠。

13.10.13在发电机转动部件上若需增设部件或改造部件时，必须经过细致的强度验算和试验，材质和工艺质量必须符合要求，并经上报主管单位审批后，方可实施，增设或改造完工后，应进行静、动平衡试验合格。

13.10.14对于水内冷转子要防止转子内冷线圈的堵塞和漏水，水系统必须有严格的过滤系统，定期进行反冲洗，水质保持合格。

13.10.15对氢内冷的转子要保持氢气的干燥和清洁，检修中要保护好转子通风孔，防止异物进入，在每次大修中应对每个通风孔进行通风检测。

案例2：

北京热电厂—2003年2月5日，四号机组因发电机转子接地保护误动作跳停。

事件经过：

#4机组负荷180MW，主汽流量200KG/S，四台磨运行，总煤量22.0KG/S，#1、3给水泵运行，带热网水流量5300T/H。

14日21：

07′#4机组控制盘警铃响，“发变组故障”、“发变组保护动作”光子牌亮，随即发电机跳闸，MFT动作，机、炉联跳。

检查微机发变组保护屏PWFB-120B:

“转子接地跳闸”,“失灵动作”报警灯亮；励磁间保护柜内“转子接地跳闸”报警灯亮,确认发电机跳闸原因为发电机转子接地保护动作。

22：

17′锅炉点火，15日5：

50′发电机重新并网。

经检查：

#4机转子接地保护动作跳闸，且只有低值动作信号，没有高值报警信号，造成停机事故。

对励磁系统一次回路测绝缘为10MΩ，检查一次回路没发现问题。

继电保护人员对转子接地保护进行试验，动作值和动作时间均正确，高值报警低值动作信号正常，在进行转子正、负极对大轴直接接地的极端情况试验时发现保护动作无时限，判断保护装置有问题，通知生产厂家许继，其电气技术人员于次日到达现场。

综合分析认为转子接地保护低定值出口无延时功能是造成停机事故的主要原因；保护动作报告数据显示接地阻值接近为零，分析认为励磁回路可能存在瞬间接地故障。

暴露问题：

1、2月5日#4机组发生转子接地保护动作跳闸后，已发现接地保护装置只有低值动作信号，没有高值报警信号，怀疑转子接地保护装置有问题，并于2月8日将发现问题告许继厂技术人员得到答复说要做试验进一步确认，没有采取及时、有效的防范措施。

2、许继厂没有提供转子接地保护的逻辑框图，电厂专业人员对主要保护的原理、逻辑掌握不够，在第一次出现问题后未能及时分析出原因，制订有效措施，避免类似事故的再次发生。

防止对策：

1、因机组已投入运行，暂将#3、4机组转子接地保护压板退出，改投信号。

2、待机组停机时，许继技术人员负责更换保护芯片，并做静模试验验证。

另外检查装置转子测量回路是否正常。

3、机组小修时，许继负责对转子接地及其他保护的所有软件进行检查，防止此类事故再次发生。

4、#4机组小修时对发电机转子回路进行全面检查。

5、加强对专业人员业务技术培训，掌握主要保护的原理、逻辑及构造。

6、加强对专业人员责任心和安全意识的培训。

发现保护问题后应及时联系厂家处理并采取相应防范措施。

7、制订更加详尽规范的保护校验大纲。

13.11防止氢冷发电机漏氢、着火和爆炸事故

13.11.1氢冷发电机连续满载运行，必须保持额定氢压，当氢压降至额定值的95%时应补氢，不得用降低氢压作为减少漏氢而维持长期运行的手段。

转子为氢内冷发电机第一次大修后必须进行温升试验，摸清转子温升裕度以后每隔数年还应进行温升试验，核查设备状况有无变化。

13.11.2大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。

试验前可首先在大修中按发电机部件系统单独查漏，合格后再进行发电机整组气密性试验，检漏试验中严禁采用氟利昂气体进行检漏，建议采用氮气。

13.11.3为防止发电机内结露，对200MW及以上机组运行中需提高内冷却水温到40±2℃，氢气进风温度到35～40℃。

13.11.4运行中应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1％时，应停机查漏消缺。

当内冷水箱内的含氢量达到3％时应报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20％时，应停机处理。

13.11.5密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。

若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。

大修中还应对油压平衡阀进行彻底清洗、调校。

应使氢气侧油压跟踪空气侧油压，保持两者尽量相等，其最大允许差压不大于1.5KPa。

压差阀应使空气侧密封油压始终高于发电机内氢气压力0.05MPa左右。

机内氢压应高于定子绕组内冷水压，同时定子绕组内冷水进水温度应高于氢气冷风温度。

13.11.6为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。

13.11.7应建立氢-油系统的定期检测维护制度。

每昼夜应对发电机排污，从内冷水箱顶部测试水中含氢量，从四角氢冷却器下部排放积水一次，并做好记录，同时，每月应定期实测漏氢量一次，用以校核漏氢水平。

对密封油滤网每月清扫一次，要维护好氢气在线纯度仪、湿度仪等使之能正常投入运行。

在运行中值班人员还应根据现场运行规程的要求，按时记录氢气湿度、纯度以及巡视氢气检漏仪，发现报警立即查找原因采取措施。

在油务管理中也应将密封油的油质监督列入工作日程，油中含水量应定期取样分析，油中杂质应及时净化清除。

13.11.8采用盘式密封瓦的机组应尽可能改造为环式密封瓦。

13.11.9运行中氢冷发电机及其氢气系统5m范围内严禁烟火，如需明火作业或检修试验工作，要事先必须检测漏氢情况，对气体取样分析，确保气体混合比在安全范围内时，办理动火工作票，经审查批准后，在专人监护下方可进行工作。

上述工作如需超过4h，应重新进行上述检测、化验工作。

13.11.10发电机本体及其氢气系统上进行检修试验工作时，必须断开氢气系统，并与运行氢气系统有明显的断开点，充氢气侧还应加装严密的堵板。

发电机附近严禁放置易燃易爆物品，禁止在充氢气侧管线上搭接电焊地线，更严禁用电焊把在充氢管线上打火。

氢气设备附近电气触点压力表应用防爆型，若非防爆表仅适用于装在空气流通的地方。

13.11.11气体介质的置换避免在发电机启动、并列过程中进行。

在氢气置换过程中不得进行预防性试验和拆卸螺丝等检修工作。

13.11.12运行中要确保密封油箱油位高低报警正确。

密封油箱油位在发电机正常运行时，需保持较低位置，约为2/3，防止油满罐时往发电机内进油或空罐时向外跑氢。

要注意自动补油、排油电磁阀灵活可靠的投入使用，油位计可采用浮漂式电触点油位计。

在手动补油时，阀门不宜开得过大，防止油箱满油倒灌入发电机内的情况出现。

氢气侧回油应保证畅通，端盖外部油管都应留有坡度，要避免管路出现弯曲和管径出现弯曲和管径有较大的改变。

案例3：

井冈山电厂—2003年7月2日，井冈山电厂#1发电机内部局部氢爆，引起绝缘引水管脱落漏水，致使发电机定转子接地

事件经过：

7月1日，机组按调度命令启动。

23：

45锅炉点火，7月2日04：

48汽机冲转，9：

38汽机定速3000rpm，9：

49：

发电机并网。

事故发生前发电机有功功率为3.08MW，无功功率为8.44MVAR，定子三相电流分别为213、284、318A，转子电流1000A。

⑴9：

57，在汽机0米工作的运行值班员在12.6米检查卫生的检修人员听到＃1机组罩壳内有一声异响；⑴9：

57′：

39.785″，发电机转子回路一点接地保护高阻动作报警；⑵9：

57′：

42.585″，发电机转子回路一点接地保护低阻动作报警；⑶10：

12′：

20.21″，发电机转子回路一点接地保护高阻动作报警；⑷10：

22′：

38″，发电机基波零序电压定子接地保护动作，发电机跳闸。

经抽转子检查发现：

1、发电机汽端导风环与内端盖的部分固定螺栓断脱，导风环坠落；2、