奇葩！某电厂事故后发电机内竟然发现焊条
机组编号4号机组停机时间
3月21日17:17:31
设备简况：
4号发电机为哈尔滨电机厂生产，水-氢-氢冷却、隐极式、三相同步汽轮发电机，型号QFSN－600－2YHG，额定功率600MW，于2006年2月22日投产。发电机额定电压20kV，额定电流19245A。发电机定子绕组连接方式采用YY接线，F级绝缘，励磁方式为自并励静止励磁。发电机出线经分相封闭母线接于升压变压器低压侧，发电机出口不设断路器。发电机封母外壳直径ф1450*10mm，封母导体直径ф900*15mm。
发变组保护由发变组保护A1柜、A2柜、B1柜、B2柜、C柜组成。其中A1柜、B1柜各包括一套DGT801A型保护，A2柜、B2柜各包括一套DGT801B型保护，C柜包括DGT801F和LY33分相双跳操作箱。发电机中性点CT变比10/5。
4号机组B+级检修，封闭母线工作情况详见附件10。封闭母线绝缘耐压测试合格，详见附件11。
事前工况：
4号机组B+级检修后，于3月12日并网。3月21日中班，4号机组负荷490MW，机组AGC运行方式，4A/4B/4D/4E/4F磨煤机运行，给泵4A、4B运行，发电机定子电流：A相14509A、B相14500A、C相14490A，发电机定子电压：A相11.635kV、B相11.637kV、C相11.659kV，发电机定冷水流量99t/h，导电度1.22μs/cm，定子线圈进水温度43℃，出水温度54℃，定子线圈温度正常，发电机氢压378kPa，氢气纯度96.6%，冷氢温度40℃，热氢温度50℃，机组运行参数正常。
事件经过及处理：
3月21日17:17:31，4号机组DCS来“发电机励磁开关跳闸”、“发变组保护柜动作”、“发变组500kV开关跳闸”、“MFT动作”光字牌报警，检查4号发电机已跳闸，机组大联锁保护动作正常，厂用电切换正常。
检查发变组保护A1柜、B1柜两套保护均有“发电机3U0定子接地保护”、“发电机3ω定子接地保护”动作报警,发变组故障录波器显示:故障前发电机三相电压二次值Ua=58.02V、 Ub=58.00V、Uc=58.14V、3U0=0.09V,中性点电流二次值I0=0A，故障发生后发电机三相电压二次值Ua=2.97V、 Ub=98.12V、 Uc=97.90V、3U0=95.32V,中性点电流二次值I0=0.86A。故障录波器数据与发变组保护动作情况吻合，判断为发变组保护动作正常，4号发电机A相（含出口母线）存在单相接地故障，开展排查工作如下：
1）发电机出线至封母接线箱检查未见放电迹象；
2）励磁变高压侧进线检查未见异常；
3）将4号发变组改冷备后测量发电机定子绝缘为0.7MΩ（发电机定冷水未排，导电率合格，跟以往数据相比正常）；
4）拆开发电机出线接头和中性点接头后，测量发电机出口封母（连同封母避雷器、4号主变低压侧、4号厂高变高压侧、4号高压公用变高压侧、4号励磁变高压侧同时测量）对地绝缘500MΩ（2500V摇表）；
5）对发电机进行直流耐压试验，电压升至直流40kV（2倍额定），三相泄漏电流基本平衡（A、B、C三相直流泄漏电流分别为43μA、41μA、42μA）。试验数据未见异常，判断发电机三相线圈正常；
6）对发电机出口PT三相进行感应耐压试验，正常；
7）拆除4号主变低压侧、4号厂高变高压侧、4号高压公用变高压侧、4号励磁变高压侧接头，测量各相封母绝缘，结果如下：A相对地2000MΩ、B相对地5000MΩ、C相对地2000MΩ（2500V摇表）。对封母进行交流耐压试验，B、C相工频50kV耐压通过，激励电流45A；而A相升压至8kV时，激励电流已升至50A，说明A相存在放电点。其后再次测量A相封母对地绝缘下降为20MΩ（2500V摇表），判断为A相封母内部存在绝缘缺陷。打开A相连接孔对封母进行内部检查，发现距连接孔中心线向主变方向2.3米（膨胀节后0.1米）处，有一根长350mm电焊条（PP-J507），该电焊条焊芯熔接于A相封母外壳上（沿发电机出线至主变方向8点钟方位），药皮部分距A相封母导体距离较近，判断该焊条为引起发电机定子接地的起因部件，取下焊条后，检查发现该焊条药皮部分有油漆痕迹，距端部40mm部位有明显的放电痕迹；再次对A相封母进行绝缘测试，结果为A相对地2000MΩ，对A相封母重新进行工频50kV耐压试验通过。
机组于3月23日05:19点火,于13:11并网。
原因分析：
4号发电机A相封母内部的焊条是导致4号发电机定子接地保护动作的直接原因，从该焊条的烧熔放电痕迹判断，该焊条曾搭接发电机封母外壳及封母导体，造成金属性接地，使发电机A相电压降至接近为0，触发发电机定子接地保护动作，发电机跳闸。
鉴于2017年在开展4号机组B+检修期间，封母的各检修项目均正常，并恢复前通过了耐压试验（2.5倍额定电压），通过分析现场的情况，综合各种可能性，初步推断故障过程如下：
①焊条粘结在封母外壳内壁上部（原始状态）
②机组运行期间焊条脱落
③焊条脱落过程两端分别与封母导体及外壳发生触及或尖端放电
④封母对地发生短路，母线接地
⑤定子接地保护动作
⑥发电机跳闸
⑦故障电流切除
⑧焊条一端与母线导体脱离，一端与母线外壳保持熔接（最终发现焊条的状态，见附件8）
上述过程中，部分环节分析如下：
?焊条粘结在封母外壳内壁上部推断：封母的安装及检修工艺，无需使用J507焊条，根据该焊条药皮外部约120mm长的粘有与封母外壳相同颜色的油漆及锈迹，判断在封母加工时，沾上油漆的焊条掉落于封母外壳内壁底部并粘结。在现场安装时，未对封母外壳内壁进行检查，使该焊条进入封母，并长期粘结于封母外壳内壁上部。
?焊条脱落的推断：附着力下降。
?焊条最终状态的推断：在故障电流产生0.5S的过程中，焊条焊芯头部与封母外壳放电，接触点温度超过焊芯材质熔点，导致烧融粘结；焊条另一端部与封母导体放电，并在故障电流切除时，至最终状态(焊条一端与封母导体有间隙)。
故障排除过程中，A相封母绝缘测量正常但工频耐压试验失败的分析：当使用2500V摇表对A相封母进行绝缘测试时，因焊条一端与封母外壳烧结，一端与封母导体脱开，故A相对地2000MΩ，绝缘状况良好；当进行工频耐压试验时，由于所加电压增加至超过焊条与封母导体之间的绝缘耐受水平，产生放电，工频耐压试验失败。
暴露问题：
1.设备管理不到位，该焊条长期存在于发电机封母外壳内壁处，电厂在历次检查中均未发现并消除隐患，存在隐患排查死角。
2.设备检修不彻底，由于封母内部空间狭小，人员不能进入，在历次机组检修中，检修人员仅通过支持绝缘子安装孔取下绝缘子进行清擦或更换，内部清灰时人手不能触及的地方仅通过吸尘器伸入支持绝缘子安装孔进行吸灰；存在检修盲区。
3.技术管理不到位，2015年公司发布了《关于加强封闭母线检查的通知（华能国股生函〔2015〕295号）》，我厂和兄弟电厂也曾发生过封母故障的情况，电厂未深刻汲取教训，从技术上深入研究封母内部检查的措施，使封母检查缺乏深度和覆盖面。
4.人员技术水平有待提高，从该事件看，电厂电气技术人员对封母的内部结构掌握深度不够，对风险隐患评估不足，现场检查手段有限，缺乏对封母内部视觉盲区检查方式的思考。
防范措施：
1.梳理电厂设备检修项目，排查设备检修项目的深度和范围，消除检修盲区及检修过程中检查深度、范围不够的项目，完善检修文件包。
2.组织电厂电气专业针对封母的检修、预试项目进行梳理，完善封母内部检查方式和手段，制定封母内部彻底排查的措施。
3.利用机组停役机会，对发电机出口封母及各电压等级封母进行仔细的隐患排查，必要时，使用内窥镜全面检查，彻底消除内部可能存在的异物。
4.修订《检修管理规范》，对隐蔽项目的签证、验收、留档记录进行明确。
5.组织电厂电气专业对电气设备内部结构及回路进行培训；持续开展岗位调考，对包括封母的内部结构的图纸进行学习和讲解，定期组织进行缺陷分析及设备风险评估。
6.完善全厂防非停预案及措施，对隐蔽部件的检查措施进行完善。
附件1：4号机组发电机一次系统图
附件2：发电机定子接地动作故障录波图
附件3：封闭母线走向图
附件4：现场封闭母线图
附件5：封闭母线故障点断面图
附件6：封闭母线内部最终检查状态图
附件7：电焊条情况图来源于：鹰眼研究
