第一篇电气事故案例汇编1.docx

电气专业事故案例分册
（试行版）

神华（福州）罗源湾港电有限公司

神华（福州）罗源湾港电有限公司
2015年11月

前言
神华（福州）罗源湾港电有限公司事故案例汇编主要包括汽机分册、锅炉分册、电气分册、热控分册、环化、灰硫、燃料分册共五个分册。本册为《电气专业事故案例分册（试行版）》，通过学习电气专业事故案例，在机组调试、运行维护中提供借鉴使用，本版为试行版。
本事故案例库主要收集2005年以后全国火力发电机组发生的事故案例，在日后将及时补充新的事故案例，并及时提出修改意见，以使事故案例库进一步完善。

本教材由神华（福州）罗源湾港电有限公司生产准备部归口并负责解释。
本教材由神华（福州）罗源湾港电有限公司生产准备部起草。

批准：王 威

审定：武振清

审核：吕智嘉

编写：许列琦

目录
第一章发电机事故案例 1
案例001：发电机漏氢申请停机临检 1
案例002：发电机非同期合闸造成设备损坏 3
案例003：增减转速信号不匹配自动准同期并列不成功 5
案例004：发电机故障烧损 6
案例005：发电机线圈短路事故 9
案例006：发电机定子绝缘损坏重大事故 11
案例007：发电机电刷烧毁故障 15
案例008：发电机转子接地故障 18
案例009：发电机定子接地故障 19
案例010：发电机定子相间短路事故 21
案例011：发电机定子铁芯磨损 22
案例012：发电机转子匝间短路故障 24
案例013：发电机内漏氢问题分析 25
案例014：发电机转子一点接地事故 28
案例015：发电机定子磨损 33
案例016：发电机碳刷烧损停机 34
案例017：发电机转子弯曲停机 35
案例018：发电机定子接地保护动作跳闸 37
案例019：发电机穿转子碰伤定子 37
案例020：发电机中性点定子冷却水管接头漏水打闸停机 41
案例021：主变低压侧接地变C相高压引线绝缘夹件放电击穿 43
案例022：#8发电机定子接地保护动作跳闸 45
案例023：发电机中性点B相套管漏氢机组被迫停运事件 47
案例024：#1机组炭刷与滑环接触不良跳闸停机分析报告 48
案例025： #2发电机定子线棒绝缘击穿 49
案例025： #1机励磁系统功率柜交流侧电缆更换 51
案例026：#4机组定子引出线与电缆连接处绝缘击穿短路 51
第二章变压器事故案例 54
案例001：主变冷却器全停发变组跳闸 54
案例002：主变压器线圈匝间绝缘损坏事故 55
案例003：主变压器绝缘受潮造成主变压器烧损事故 57
案例004：主变压器接地短路事故 58
案例005：主变压器绝缘损坏 61
案例006：主变压瓦斯保护动作停机事故 62
案例007：主变压器绝缘受潮 63
案例008：主变围屏爬电及匝间绝缘损坏事故 64
案例009：主变压器烧损事故 66
案例010：高厂变差动保护误动故障 67
案例011：主变压器烧损事故 68
案例012：主变故障机组跳闸 70
案例013：励磁变压器线圈B、C相短路烧损 75
案例014：主变压器B相温度偏高 77
案例015：变压器A相损坏事故 77
案例016：主变220kv出线避雷器爆炸造成机组解列 85
案例017：检查走马观花，套管缺油爆炸 86
案例018：启/备变送电后跳闸 88
案例019：循环水处理A变03AT跳闸 89
案例020：主变205开关B相CT爆炸事故 90
案例021：某电厂#2主变高压侧C相耐张绝缘子串均压环放电非停 91
案例022：机励磁变温度高保护动作机组跳闸事件 92
第三章线路、母线、开关事故案例 94
案例001：磨煤机开关非全相造成越级跳6KV母线，机组跳闸 94
案例002：A相接地刀带电侧瓷瓶闪络放电，机组跳闸 95
案例003：10KV母线电源进线共箱母线瞬间接地，机组跳闸 97
案例004：凭经验指挥造成厂用母线短路 98
案例005：高抗假油位保护动作跳闸事故 100
案例006：绝缘监督不力，电抗匝间短路 101
案例007：制造质量原因造成开关爆炸 102
案例008：交流串入直流，引发全厂停电 103
案例009：擅自参与操作，带电合接地刀 105
案例010：电缆接头松动，保护误动停机 107
案例011：开关接触不良造成#3高厂变内部绝缘损坏事故 108
案例012：误拉6KV开关，造成高厂变内部绝缘损坏事故 109
案例013：某发电厂6KV开关故障，造成高厂变损坏 109
案例014：误挂接地线造成面部烧伤 110
案例015：带负荷拉刀闸造成对用户停电 112
案例016：工作疏忽，隔离措施忘记恢复，机组启动跳闸 113
案例017：#2机组直流110V A母线接地 115
案例018：220kv线路刀闸支持瓷棒断裂造成停电事故 115
案例019：避雷器爆炸导致发电机跳闸事故 116
案例020：6KVⅤB段6502开关越级跳闸事件 118
案例021：#2炉B送风机电机两次跳闸事件 119
案例022：#4炉A引风机变频器跳闸事件 119
案例023：零线松动脱落，控制失灵停机 120
案例024：操作丢项解锁，带地刀合刀闸 121
案例025：#8机灭磁开关故障 123
案例026：发变组差动保护动作导致#1机组跳闸（5021开关B相故障） 127
案例027：3A一次风机电机故障引起#3炉MFT 129
案例028： #3发变组22C开关B相套管接头发热申请停机消缺 129
案例029：1A密封风机电机开关静触头接触不良，机组跳闸 130
第四章继电保护事故案例 133
案例001：发电机组因高频保护动作切机 133
案例002：5011开关无故障跳闸 136
案例003：#2机2A保安MCC段失电锅炉MFT 141
案例004：#1机高厂变保护装置误动致使机组跳闸 149
案例005：PT匝间短路，定子接地停机 151
案例006：图纸审核不细，失磁保护误动 152
案例007：方式考虑不周,漏退保护掉机 153
案例008：机组因电跳炉保护误动跳机故障 154
案例009：失磁保护误动跳机故障 155
案例010：因系统故障保护动作停机 156
案例011：临时接地线忘记拆除，造成发变组差动保护误动 157
案例012：保护误整定使母联开关跳闸机组甩负荷事故 158
案例013：因取发变组控制电源保险造成停机停炉事故 159
案例014：空压机电机控制保险熔断，就地跳闸 160
案例015：主变零序过流保护动作，导致机组跳闸 161
案例016：主变压力释放保护动作，机组跳闸 162
案例017：机组失灵保护动作，机组跳闸 162
案例018：机组逆功率保护动作，机组跳闸 163
案例019：机组微机保护装置故障，机组跳闸 164
案例020：机组励磁V/Hz保护动作跳闸，机组解列 165
案例021：高厂变重瓦斯保护动作，机组跳闸 166
案例022：发电机断水保护误动作分析报告 171
案例023：发电机非同期并网事件分析报告 172
案例024：某热电厂#3机组负序过流保护误动作跳闸分析 177
案例025：某电厂#1机组发变组误动作分析 179
案例026：发电机跳闸，首出为定子匝间保护动作 182
案例027：#3机组“匝间短路”保护动作跳闸 183
案例028：曲靖#3机组失磁保护动作跳机（两次） 185
案例029：#1机组主变压力释放阀动作停运事故分析报告 187
案例030：二滩#2机组厂高变差动保护动作跳闸 188
案例031： #1机出口B相2CT辅助线圈二次引线开路 189
案例032：#1机励磁系统电源结构改造 190
案例033：#1机不完全差动保护动作跳闸 191
案例034：#3机组励磁COB板故障导致失磁保护动作跳闸事件 192
案例035：发电机匝间灵敏段保护动作机组跳闸 192
第五章全厂停电事故案例 195
案例001：着火造成全厂停电 195
案例002：违章作业造成全厂停电 198
案例003：强台风影响造成全厂停电 201
第六章两票、习惯类 205
案例001：配合电网线路切改时误操作，机组跳闸 205
案例002：保安电源切换时，措施不当，机组跳闸 207
案例003：运行人员走错间隔误操作，引起锅炉灭火 209
案例004：运行人员误操作，保护动作 210
案例005：运行人员错入间隔，机组失磁保护动作跳机 212
案例006：工作尚未许可，提前到场触电 214
案例007：不查方式送电，低压返串伤人 216
案例008：继保装置管理不严，学习误传掉机 218
案例009：不认真执行两票三制，设备误停电 219
案例010：接受命令不清楚误停柴油机 220
案例011：发电机出口开关C相未分到位造成发电机损坏 221
案例012：某厂#1发变组出口开关5011、5012跳闸原因分析 222
案例013：某厂#1机组炉MCC失电造成非计划停运 223
案例014：漏切二次压板，差动动作停机 225
案例015：操作确认马虎，误切励磁停机 226
案例016：扩大工作范围，短接端子掉机 227
案例017：操作随意加项，主变烧，两人伤 229
案例018：短引线保护压板误投 233
案例019：带电接装地线 234
案例020：带负荷合刀闸事故 235
案例021：某发电厂6KV公用段母联开关跳闸 237
案例022：机组直流110VB段瞬间失电引起跳机 238
案例023：网控直流系统串入交流信号造成运行机组跳闸 239
案例024：设备误停电事故 241
案例025：人员误碰跳闸 241

第一章 发电机事故案例
案例001：发电机漏氢申请停机临检
一．事故前工况
2005年01月20日09时15分，发现#1机定子水箱上部有微量氢气，联系检修检查。
2005年01月20日11时00分，确认发电机内部定子水系统存在漏点，决定加强监视维持运行，并与调度联系等待机会停机处理。
事件发生前：#1机组负荷790MW
二．事故发生、扩大和处理情况
1．事故发生过程：
2005年01月24日17时30分，#1机定子水箱漏泄量增大，漏氢率为8%。
2005年01月24日19时30分，#1机定子水箱漏泄量有漏泄增大趋势，决定请示网调停机。
2005年01月24日21时30分，网调同意#1机停机临检120小时。
2005年01月24日22时13分，#1发电机解列。
2．事故检查过程：
2005年01月25日09时30分，检修人员打开#1发电机人孔门，进入内部检查发现漏点在励侧9点钟位置汇水环处，需进一步确认。
2005年01月25日16时00分，打开#1发电机励侧上端盖，确认励侧汇水环上9点钟位置的焊接板（与固定支架栓接用）与汇水环焊接处有一道长约35mm的裂纹，进一步检查发现9点钟位置弓形引线固定支架外侧固定螺栓断裂。
3. 事故处理过程：
2005年01月26日01时00分，对汇水环裂纹进行了焊接处理。
2005年01月27日06时00分，对断裂的螺栓进行了更换。
2005年01月27日20时00分，临检结束，报备用。
2005年01月28日20时58分，#1机组并网。
三．事故发生原因分析
1．事故根本原因：
由于#1发电机端部振动大，加之发电机端部弓形引线与汇水环的固定结构不合理，使9点钟位置弓形引线固定支架外侧固定螺栓（M24×500）机座侧螺纹应力过大造成螺栓断裂。又因为汇水环9点钟位置焊接板与汇水环焊接角缝焊肉不饱满，没有形成圆滑过渡，在固定螺栓断裂情况下，应力加大产生裂纹造成漏氢。
在2004年#1发电机重大修理中，发电机线棒更换后，励侧汇水环装配可能存在受力不均，致使9点钟位置固定点受力过大，固定件在振动作用下疲劳断裂。
2．事故直接原因：
发电机励侧汇水环上的焊接板焊接角缝产生裂纹造成漏氢。
四．事故损失情况
序号
项 目
损 失
1
机组停止运行时间
69.78小时
2
机组少发电量
4782万千瓦时
3
少发电量的纯利损失
741万元
4
机组再次启动耗油量
198.9吨
5
设备损坏费用
0元
6
购置新设备费用
0元
7
检修人工费用
5000元
8
检修材料费用
10000元
9
再次启动费用
75.76万元
10
其它费用
0元
五．事故暴露出来的问题
1．对俄供发电机存在的问题，特别是机械结构上的问题研究的不细致，对可能发生的缺陷评估不全面。
2．对承揽#1发电机大修的承包商（上海汽轮机发电有限责任公司）的技术监督管理和施工过程控制不严。
六．防止事故重复发生的对策、防范/整改措施
序号
防范措施
执行人
监督人
时限
1
焊接裂缝，消除泄漏点。
——
——
已完成
2
更换断裂螺栓。
——
——
已完成
3
在2号发电机近期D级检修时，打开励侧端盖检查汇水环焊接部位及固定情况，发现问题及时处理。
——
——
2005.05.31
4
认真总结和分析1、2号发电机端部结构缺陷，借鉴俄供同类型机组改造经验，适时进行改造。
——
——
适时进行
5
在两台发电机端部结构彻底改造之前，一但有停机机会，即打开励侧端盖进行检查，发现问题及时处理。
——
——
适时进行
6
加强两台发电机运行参数监视和分析，出现异常情况应及时采取措施。出现威胁机组安全运行的情况，按规程规定及时停机，防止事故扩大。
——
——
长期
7
技术监督和质量监督部门严格把好技术监督质量关。
——
——
长期

案例002：发电机非同期合闸造成设备损坏
一．事故前工况
#1机准备并网。
二．事故发生、扩大和处理情况
1997年9月15日，某发电厂(2×500MW)1号机组因非同期合闸，造成1号主变(3×210MVA)A相严重损坏，全厂停电。
9月15日1：42，1号机组带320MW运行中，1号炉(直流炉)，15号强制循环泵电机电缆引线放炮，开关柜弧光短路，致使厂用电6kV A段和380V A段失电，1号机组被迫停运。
01：47，厂用电恢复送电，
03：20，1号炉点火时发现1号机“主变差动”光字牌亮，查保护有掉牌，检查未发现异常。
06：41，发电机经零起升压试验未发现问题。
07：20，1号机经5012开关用准同期装置与系统并列不成功，将同期装置退出，停止并网操作。07：22，值班员听到沉闷声响，发现5012开关无人操作的情况下自动合闸，1号机有功记录表指示从O瞬间升到140MW，又回到O，并出现“主开关进线差动”、“开关误合保护”、“主变差动”、“主变重瓦斯”、“主变压力释放”等故障信号，5012开关跳闸。与此同时，2号机组主变差动保护动作开关跳闸，减出力467MW，机组停运。造成全厂停电。
现场检查：1号主变A相上部瓦斯继电器侧法兰处炸裂，漏油起火，将火扑灭；本体东侧加强筋两处焊口开裂；上部加强筋三处出现裂纹；本体变形向外鼓起。1号发电机揭盖检查、试验正常。
经检查，1号炉15号强制循环泵开关电缆引线接头螺栓压接不紧，放电短路造成6kV A段380V A段母线停电。
2号机组检查未见异常，确认是差动保护误动，更换插件传动试验正常后，于11：33并网运行。
三．事故发生原因分析
调查分析时从故障录波图上看到，5012开关于1：43、7：22和9：45在无操作的情况下3次自动合闸。第一次是发电机解列后，在无励磁状态下合，保护动作后跳开；第二次是发电机待并状态下合闸，发生非同期并列，保护动作后跳开，事故冲击电流导致1号主变A相故障；第三次是发电机在检修状态下合闸，保护动作跳开。经查找发现从集控室主控室间5012开关的二次控制回路电缆绝缘损坏，故障点是基建施工时做的接头，由于包扎工艺不良，导致电缆绝缘受潮后击穿，同期合闸回路被短接，造成非同期合闸。1号机组于今年8月份进行了大修，未能发现二次电缆绝缘缺陷。另外，直流接地报警装置因有故障多年未投，失去了绝缘监视。
四．事故损失情况
略。
五．事故暴露出来的问题
略。
六．防止事故重复发生的对策、防范/整改措施
目前各种自动同期装置已广泛使用，非同期并列事故很少发生。该厂非同期合闸事故给我们敲起了警钟，在同期装置可靠性不断提高的情况下，对二次回路的验收、试验、检查、监视、消缺等工作绝不能放松。为了吸取事故教训，提出以下要求：
1. 对主要发供电设备开关的二次回路，控制电缆进行一次全面检查，对中间有接头的重要控制电缆要更换或采取加强绝缘的措施。
2. 加强对直流系统的绝缘监督和运行管理工作。发现直流接地时要及时查找、消除。不得长时间接地运行。直流系统绝缘监视和报警装置不正常的，要立即处理、更换。
3. 认真做好二次回路和二次控制电缆的定期试验工作，发现问题要彻底查清，消除隐患。
4. 加强对基建施工电气设备绝缘质量的验收把关。基建单位在安装、施工中要加强质量监督，不留隐患。

案例003：增减转速信号不匹配 自动准同期并列不成功
一．事故前工况
机组准备并网。
二．事故发生、扩大和处理情况
8月24日3：13运行人员准备发电机采用AVR自动升压，发电机自动准同期并列，当操作执行第26步在DCS上将“ASS START/STOP”按钮选择在“ON”位置和第27步在DCS上将“CONFIRM”按钮选择“ON”位置，即将发电机自动准同期装置投入后，自动准同期装置开始自动检同期，经过一段时间后，自动准同期装置发出告警信号，装置闭锁，发电机自动准同期并网失败。
5：10发电机采用AVR自动升压，发电机手动准同期并列成功。
三．事故发生原因分析
发电机自动准同期装置发出的告警信号为“滑差太小”。根据发电机自动准同期装置内部特性，当发电机与系统之间滑差<0.02Hz、时间大于30秒后，装置将发出闭锁，本次同期并网失败告警。
根据特性，当发电机的频率与系统的频率不一致时，装置将自动向DEH发出增速或减速信号，发出的信号脉冲宽度与发电机与系统频差大小相反，即发电机与系统频差越大，增、减速信号脉冲宽度越宽，相反，发电机与系统频差越小，增、减速信号脉冲宽度越小。而DEH接受的最小信号宽度为200ms,即当发电机与系统频差小于一定值以后，自动准同期装置向DEH发出的最小信号宽度将小于DEH接受的最小信号宽度，使汽轮机不能增、减转速，最终使发电机自动同期失败。
四．事故损失情况
略。
五．事故暴露出来的问题
略。
六．防止事故重复发生的对策、防范/整改措施
1. 发电机并列前，使发电机的频率/转速稍高于系统的频率/转速，使发电机与系统之间的转差大于0.02Hz（1.2rpm），以保证自动同期装置对DEH的正常调节。
2. 减小DEH的最小脉冲信号接受宽度，或增加自动同期装置向DEH发出的最小增速或减速信号脉冲宽度。(9月2日自动同期装置厂家已将DEH脉冲增加至220ms)（9月5日发电机自动同期并网良好）
3. 在机组启动前将DEH装置与自动同期装置的匹配调整好
案例004：发电机故障烧损
一．事故前工况
某电厂一台进口的350MW汽轮发电机在基建安装完毕、整套启动进行短路试验时励端发生了短路故障，发电机严重烧损。该机定子和转子分别为不同国家生产，出厂时未进行整体组装试验。发电机型号为50WT2IE一106型，定子绕组结线为单Y，额定电压为22kV，额定电流为10806A，冷却方式为水一氢一氢，氢气压力为O．4MPa，内冷水压为O．24MPa(内冷水箱充氮密封)。励磁方式为并激励(机端变静止可控硅整流)。试验时在主变高压侧出口接一短路线，并采用6kV厂用电源作为临时励磁电源。
二．事故发生、扩大和处理情况
11月21日机组整套启动，于17：0O转速升至3000r／min定速，并做好了短路试验的各项准备。因该机是第1次加励磁通电，试验前退出了发电机负序过流、发电机差动、发变组差动等保护装置的跳闸功能，待试验检查。
自18：50开始到22：10，中方试验人员将发电机电流分别调整到500、1000、5000和8900A等4个工况，分别对发变组电流互感器二次、负序保护接线、差动保护相位及其整定值等的正确性进行检查试验。上述试验结束后于22：27，负责指导和参与调试的外方技术人员开始对发电机励磁调节器参数进行整定调试，将发电机定子电流调整到额定值。正在外方人员试验时，约23：04中方值班人员发现发电机氢气压力升高，并突然由O．419MPa升到O．490MPa，发电机内冷水备用泵联动投入。同时表盘上出现“发变组差动保护动作”等信号，发电机灭磁开关跳闸，定子及转子电流指示为零。
23：10开始，值班人员将发电机内冷水泵和机、炉设备等相继停运，并从发电机内放出大量黑水。检查事故追忆，显示23：04：25．352　发电机6kV临时励磁电源过流保护动作，开关跳闸、并联跳灭磁开关。并显示自23：04：19．161到23：04：20．702时段内、发电机负序、发电机差动和发变组差动等保护相继启动报警。同时，23：03：28．855至23：04：57．772之间，内冷水导电率超限保护(>Max28μS／cm)曾3次启动又返回(延时5s跳闸)。
三．事故发生原因分析
1. 故障部件解剖情况
抽出发电机转子并拆除励侧大端盖后，对发电机故障损坏情况进行全面检查。发电机w相过桥线烧熔断约1．1m，该过桥线为￠45／20mm的紫铜管，绝缘厚8mm，总长约4．8m，绑扎固定在时钟位置4至10之间的绝缘支架上。过桥线烧熔断部位在7至9区间内。断口处两侧铜管向绝缘内延伸烧熔分别约100mm和80mm。整个过桥线绑扎带均有流胶现象，除断口附近外，其它部位绝缘表面无明显过热现象。过桥线熔断中心部位邻近的1U1、2U1接头及其两侧紧邻的2个下层线棒的接头处等均放电起弧。不同程度被烧损，水室烧有孔洞。其中1U1接头背面被烧熔约100mm长的缺口。说明该处发生了相间弧光短路。过桥线熔断区段附近的绝缘支架、发电机下层线棒端部绝缘亦不同程度被烧损，玻璃纤维支撑环炭化深度5mm。附近过桥线、引出线表面绝缘及绝缘引水管等均有不同程度过热现象，个别绝缘引水管已过热凹陷。发电机定子励端端部、定子膛内、风道、转子励端中心环内及氢气入口等均覆盖一层黑灰。在发电机引出线箱内收集约lkg多熔铜渣。用500V摇表测转子绕组对地绝缘电阻为零，用万能表测量仅有120欧姆。
为查清事故原因，对w相过桥线未溶的2段铜管及其两端绝缘引水管进行解剖和接头拆卸检查。2段铜管分别切割成9小段(1W1侧)和8小段(2W1侧)，发现铜管内进入了大量熔铜，目视各断面光泽均匀(断面未经任何处理)，但内径大小差异很大，有的已完全被熔铜堵塞。仔细观察可见多数断面中心有一￠20mm圆形细纹，有的细纹呈铜绿色。分析这些圆形细纹是铜管的原内孔，进一步解剖得到了证实。将1W2侧6、9小段和2W1侧2、3小段铜管纵向等分剖开，在铜管原内孔处可剥离出管状熔铜聚积物，与铜管原内孔分界面清楚，管状聚积物外周粗糙，有的有凹坑或孔洞，其颜色略显棕黑。经化验分析，其铜含量为99．88％。经分析，在过桥线熔断过程中，断口处铜熔液及其绝缘分解物被氢气带进铜管内而冷却凝固在管壁周围。经计算，铜管熔断部分重量约13kg，而堵在未熔铜管内的熔铜约7kg。
解剖中可以看到，过桥线熔断口附近绝缘严重过热松散，距熔断口愈远则过热愈轻，600mm以远的部位绝缘仍密实，仅内层1～2mm有炭化现象。
过桥线进水端(1W2侧)绝缘引水管的高电位端接头拆卸时经多次弯折取下后，发现不锈钢接头中心有一紫铜管被折断，断口尺寸为方9／5mm，分析亦是熔铜进入形成的，解剖绝缘引水管已被熔铜堵死。出水端(2W。侧)绝缘引水管的高电位端接头进口处有一疏松的状如花生米呈棕黑色的熔铜聚积物，引水管内未见其它异物。
2. 故障原因
这次事故是在短路试验工况下发生的，发电机电压很低，载流部分过热是导致事故的唯一因素。根据故障形貌和故障部件损坏情况，分析认为w相过桥线局部过热熔断是此次事故的起因和首发部位，过桥线局部过热熔断原因，是由于其内部存在缺陷(如接头焊接质量不良或铜管局部材质缺陷等)和该过桥线冷却水路堵塞冷却水量不足，使缺陷部位严重过热而造成的。
从解剖情况看，W相过桥线未熔的2段铜管，形状完好，没有接近熔点温度而软化变形的迹象；虽然熔断口附近绝缘呈现严重过热松散，而离熔断口600mm以远的铜管绝缘仍然密实，仅内层1～2mm过热炭化；未熔铜管内冷却凝固了故障进入的大量熔铜等现象，都说明整个过桥线铜管在开始过热而温度远低于铜管的熔点温度时，缺陷部位的温度已升高到熔化温度而熔断。熔断后断口处电弧使过桥线铜管逐渐被烧熔，其绝缘被高温电弧烧损成为灰烬而飞落在机内各个部位。在过桥线熔断初期过程中由于发电机电气量无明显变化，因此继电保护无反应。当烧损1U1、2U1接头绝缘发生了相间弧光短路时，继电保护即动作跳闸。
整个过桥线铜管及其两端绝缘引水管均堵塞有熔铜的现象，说明两端冷却水路是通畅的，而水路堵塞部位应在熔断铜管部分。由于过桥线内孔比两端绝缘引水管接头内径大得多，不可能从外部进入异物堵塞在过桥线铜管内。在机组启动前内冷水供水系统经过了充分循环和冲洗，在水质完全符合要求后才向机内供水。因此，水路堵塞只可能是在制造过程中造成的，而制造厂在发电机下线结束后又未进行分支水路流量测试，该过桥线铜管堵塞未能发现导致冷却不足而过热。
综上所述，w相过桥线内部存在缺陷，又因冷却水路堵塞而得不到足够冷却，当发电机电流增大后，该缺陷部位首先过热熔断，导致了此次事故的发生，分析其过程是当发电机的电流增加到额定值或接近额定电流时，过桥线缺陷部位温度急剧升高，附近冷却水沸腾汽化，阻塞水路。缺陷部位温度继续升高，以致熔断。熔断口处两端铜管在电弧作用下，被迅速烧熔，并烧坏绝缘，氢气、熔铜、绝缘污物大量进入熔断的铜管内。随着铜管熔断长度不断增加，电孤在发电机电势维持下，拉长、扩展，烧损附近支架和线棒端部绝缘，导致w相与u、V相间短路，引起继电保护动作，跳开临时励磁电源开关，联跳灭磁开关，发电机灭磁。十分明显，这次事故是w相过桥线制造质量不良造成，制造厂应负全部责任。
四．事故损失情况
经多次谈判，外方已承担责任和全部修复费用。
五．事故暴露出来的问题
该发电机是国外某公司供货，但承担定子生产的厂家未制造过该种类型和这么大容量的汽轮发电机，缺乏经验，出厂时亦未整体组装进行必要的型式试验，制造质量是机组安全运行的第一道关，是基础，所以生产商的确定要慎重。
水路堵塞导致发电机线棒过热故障不乏事例，但烧损过桥线还不多见。这次事故说明，不论新机组投产还是在役机组大修都应重视分支流量的试验，目前已有这样测试手段。也提醒我们，尽管过桥线故障少见，但对这样重要部件的制造质量应当加强质量监控。
该机w相过桥线冷却水出口装有测温元件，但未引出接入计算机，运行中失去监控。过桥线和引出线不同于线棒，其温度无法监视，因此监视其出水温度是十分重要的。
该次故障，发电机差动等内部快速保护虽然动作，但跳闸功能未投入，延缓了故障切除时间。从预防为主考虑，及早投入内部保护是有益的，应在有关调试规程中作出规定。
六．防止事故重复发生的对策、防范/整改措施
略。
案例005：发电机线圈短路事故
一．事故前工况
机组运行正常，有功240MW，无功90Mvar。
二．事故发生、扩大和处理情况
12月30日21：30，机组定子匝间短路光字牌亮，随后大、小差动保护动作，发电机跳闸，并伴有爆炸声响，现场检查发现发电机中性点接地变压器铁壳防护柜炸开甩出，中性点变压器线圈有火苗，局部过热报警仪抽取H2样的玻璃管断裂处有火焰喷出，发电机出线垂直段三个封闭母线外壳底部均烧熔成大洞，现场进行灭火工作到21：40结束。
三．事故发生原因分析
1. 检查情况
1）机内端部线圈未发现异常，但第11号槽线圈端部水接头并头套(俗称板烟斗)处有漏水，由制造厂处理修复。
2）机外的出线套管处，有一组H2冷却器冷却水引水管处有裂缝漏水，已有数天之久，漏水地点离垂直段封密母线A相较近，已由制造厂协助处理解决。
3） 中性点变压器严重过热烧毁，修理时查出高压线圈里层多处匝间短路，二处有明显烧熔。
变压器铭牌容量30kW，20kV／O．23kV、1．5A／130．4A绝缘为H级。但在高压线圈间使用黄腊绸，端部还有青壳纸类绝缘。绝缘水平较低，在发电机定子出现接地至三相短路跳闸的这段时间内过载约1．89倍，变压器内部已出现层间短路。发电机定子接地保护动作时限为6．5s，故上述过程发生持续的时间不超过6．5s。
变压器次级负载电阻为O．45Ω，215A，由四组生铁电阻共88片串联而成，抽头接出处为O．54Ω。在接头和电阻片间云母片和绝缘套管有过热烧损。
4）固定支撑母线的绝缘圆盘，是酚醛纸质层压板材料制成，沿面呈波纹形。
沿面爬电距离实测280mm垂直段封闭母线区无强迫空气对流设施，在该段封闭母线外壳上端留有缝隙与外界大气相通。如因环境洁净情况变化，或附近有管路泄漏等易在圆盘表面结露和积水。本次事故中，C相圆盘表面有明显的电弧闪络烧毁痕迹，另二相圆盘表面呈片状烧毁。
2. 故障原因
发电机出线垂直段C相封闭母线与水平封闭母线联接处固定母线的支撑绝缘圆盘，因表面结露受潮爬电，对外壳闪络接地，另两相电位升高，发电机定子接地保护整定动作延时为6．5s，未及时跳闸，此间A、B两相也通过绝缘圆盘表面对外壳闪络，造成三相对地短路，由差动保护动作使发电机跳闸。
发电机投运前，电厂检修人员曾做过母线对外壳的交流耐压试验，据此，在封闭母线内绝缘圆盘上不可能留有异物。可能性最大的是绝缘圆盘表面结露积水形成闪络。
四．事故损失情况
略。
五．事故暴露出来的问题
略。
六．防止事故重复发生的对策、防范/整改措施
1. 需长期保持该处封闭母线附近环境的清洁和无滴漏运行。防止异物或水珠从垂直段封闭母线外壳上端留有的透气缝隙处飘落而入。加强对封闭母线微正压装置的检查和维护。
2. 对垂直段封闭母线及母线支撑绝缘圆盘作改进：
1）如将垂直段封闭母线具有微正压强迫空气对流的水平段封闭母线风路相联，使垂直段封闭母线内空气流动可防止结露。
2）目前母线支撑绝缘圆盘表面爬电距离只有1．21cm／kV。据有关绝缘专委会讨论意见，以往引用苏联标准，户内电气设备爬电距离为1．1～1．2cm／kV，但运行中闪络较多，应参照相应户外电气设备标准，对于该处可不低于1．7cm／kv，则需改进结构，增加表面爬距。如在表面复以硅橡胶(RTV)绝缘，对凝露情况，也能改善。
3）对中性点接地变压器的产品质量进行检查检验，如设计容量和绝缘水平等，不符合要求的应及时整修。
4）对目前发电机定子接地保护整定的动作跳闸时间6．5s，应作研究能否调整。如缩短为2～3s。
5）以上出现的问题，应对同类型机组作对比检查，防止同类事故重复发生。
6）与发电机相联的主变压器，在本次事故中也受到三相突然短路冲击，需有相应监视检查措施。
案例006：发电机定子绝缘损坏重大事故
一．事故前工况
#1机负荷360MW，无功出力为120Mvar，发电机出口电压为17．8kV，定子水流量、压力及发电机壳体氢压均正常，发电机主开关610号并入220kV I母线。
二．事故发生、扩大和处理情况
6月17日21：16，#1机组运行中跳闸，查发电机保护屏及机组控制台事故打印记录为：发电机100％定子接地保护(主保护)、95％定子接地保护(后备保护)动作。同时，在机组控制台的MCS发电机定子绕组温度趋势记录中，查出有两点不正常升高(定子线圈温度高报警值为120℃)。这两点温度分别是：64400．025TTX的显示值(发电机定子线圈2号槽的温度)，从20：51起由63℃开始升高，到20：59后稳定在84℃，另一点64400．029TTX(在MCS上显示为20号槽第十二段温度，后来在发电机部分线棒取出后，查64400．029TTX显示的温度值为53号槽线棒的温度)，从20：57开始升高，由76℃持续上升到21：16机组跳闸时的119℃(机组跳闸后，该点温度最高上升至123℃)。
#1发电机停机经初步检查，确认定子绝缘损坏。厂里成立了以厂长为组长的事故调查小组和事故抢修小组立即将事故的大致情况向上级公司的有关部门及领导作了汇报。同时向省电力公司及调通局有关领导作了汇报。
6月19日00：05，按省中调的指令将备用状态的2号机组点火开机，19日10：35并网。
三．事故发生原因分析
1. #1发电机检查结果及设备损坏情况
至7月10日，对发电机进行全面检查试验。在抽出发电机转子后，取出有关绕组线棒检查，其结果如下：
1）2号槽上层线棒端部(励磁机端)表面有长约1米的明显过热痕迹，2号槽上层线棒与相邻线棒间的填充绝缘橡胶过热损坏。
2）53号槽下层线棒两端的渐开线绝缘有过热痕迹且该线棒直线部分励端槽口至端部垫块之间，有约95mm长的明显爬电痕迹，端部垫块有10×10mm2的过热点。
3）用内窥镜对已取出的线棒(共取出24根，其中上层23根．下层1根)和能够检查到的线棒两端并头套151处检查并录像，并将2号线棒两端并头套锯下，导线部分也锯下几段，用肉眼观察，结果如下：堵塞37处(估计占总通流面积三分之一左右)，严重结垢20处，中度结垢10处，轻度结垢67处，良好15处，清洁2处。结垢主要发生在线棒两端的并头套处，且出水端比进水端严重，上层线棒比下层线棒严重，2号线棒的直线段透光良好，用肉眼看基本无垢。
4）线棒内腐蚀垢物的化验结果：“垢样外观：红褐色絮状；样品干燥后：性脆、极易分散成小颗粒；垢样化学成分：Cu2O— 5％；CuO—O．5％剩下的是亚微米级铜的球状粒子”。另外委托南京大学现代分析中心对垢样进行检测分析，测定垢样的主要化学成分是铜。98年10月，国家电力公司热工研究院化学所对腐蚀垢样也进行了化验和分析，其分析检测报告指出：腐蚀产物的主要成分为单质，且单质铜为铜的腐蚀产物Cu2O和CuO的二次反应产物。
5）发电机其它部分的检查结果：转子及定子铁芯完好。根据检查结果，确认1号发电机的设备损坏情况为；2号槽上层线棒与53号槽下层线棒绝缘损坏。(此两线棒为同一水回路)
2. 事故原因分析
1）机组跳闸原因
导致6月17日21：16，1号发电机定子接地保护动作跳机的原因，是#1发电机定子53号槽下层线棒绝缘损坏接地。绝缘损坏的原因是由于腐蚀产物将2号上层线棒和53号下层线棒(同一冷却水回路)的端部通流截面严重堵塞，水流减少，使线棒得不到充分冷却，发热致损坏，在53槽下层线棒直段端部击穿绝缘，对地放电。
2）空芯铜导线产生腐蚀的原因
由于定子内冷却水系统及其补充水系统密封装置不完善，水质受空气中二氧化碳的污染，导致pH值降低到6．O～6．3（规程要求大于6.8）。为了改善水质，94年加入缓蚀剂BTA，但仍未能完全控制对铜导线的腐蚀。
3. 腐蚀产物沉积的原因
当腐蚀产物铜氧化物在水中浓度过高时，在一定条件下，这些铜氧化物便会从水中析出，沉积在线棒的通流截面上，造成堵塞。进一步分析，认为造成定子线棒两端堵塞的具体原因还有如下几点：
1）氧化铜的溶解度