电气事故
KNOWLEDGE主变中压侧元件故障，连发两起全厂停电
2009年12月28日、12月30日，某热电厂因主变高压侧元件故障，连续发生两起全厂停电事故。
【事故经过】
1、12月28日
#3主变35 kV侧B相电缆头绝缘击穿，首先造成35kVⅡ母低周低压，低周保护动作跳闸#2发电机；造成#3主变差动保护动作，跳开#3主变813开关、853开关、803开关；东郊热电厂与系统解列，#1发电机带后铺变负荷和厂内部分厂用电运行，35kV系统高频高压保护动作出口，#3发电机带#4、5炉、#3机厂用电运行；#3机调速系统性能差，#3机超速保护动作，自动主汽门关闭，#3发电机过频切机保护动作（仅装置动作， 803开关已跳开），循环水首站#3供热循环泵失电； #0高备变备自投同时动作，所带6kVⅠ段、6kV Ⅳ段、6kV Ⅴ段总负荷约4MW左右，造成＃1机系统电压低（低于65V），＃0高备变过流和＃1机复合电压闭锁过流同时启动，0.5秒后＃0高备变过流动作，＃1机系统电压稍有提高，#1机低真空保护动作停机， 2.5秒后保护动作出口，跳＃1发电机11开关、MK开关，＃1发电机解列，全厂厂用电中断。
2、12月30日
＃3主变35kV侧母线支持绝缘子B、C相相间短路，致使#3主变比率差动保护动作；35kV系统过频过压，35kV II母高周高压切＃2机保护动作，＃2发电机跳闸，#3发电机过频切机保护动作（仅装置动作， 803开关已跳开）；#3机组甩负荷，#3机调速系统性能差，机组甩负荷过大，造成机组发电量低于所带6kVⅢ段、6kV Ⅳ段、6kVAB段、6kV V段负荷（#4、5炉辅机设备及首站供热电动泵，约4000KW），汽轮机的蒸汽力矩远远小于发电机负载力矩，且汽轮机一次调频所增加负荷不能满足所带厂用电需求，造成机组转速急剧下降，主油泵出力不足，油压下降，自动主汽门关闭。在电气并网操作后，电厂带后铺变负荷（约3～4MW）通过856开关与系统联接，后铺变备自投动作（该备自投在检测到后铺Ⅰ母或Ⅱ母失电时会动作），切断热Ⅰ线855、热Ⅱ线856对侧开关，电厂#1机组与系统再次解列，机组再次甩负荷（7MW↘3MW，转速3100转左右降到2800多转，自动主汽门关闭（汽机反映未发报警指示信号，电气观察到“主汽门关闭”光字亮。分析造成自动主汽门关闭四项热工汽机主保护中：轴向位移超Ⅱ值、超速超Ⅱ值可以排除，润滑油压低于Ⅱ值和真空低于Ⅱ值不能排除；手打危机遮断器或按紧急停机按钮也会造成自动主汽门关闭），汽机发“注意”“机器危险”信号，电气解列#1发电机组11开关、MK开关，#1发电机停运。
【原因分析】
1、设备检查情况：
（1）12月28日：#3主变中压35 kV侧电缆头B相击穿，其余设备无异常。
（2）12月30日：#3主变35kV侧母线支持绝缘子B、C相有放电现象，#3主变瓦斯继电器内有气体，其余设备无异常（＃3主变返厂检修，吊罩检查发现：主变35kV侧内部C相线圈击穿 <主变C相线圈击穿图片.jpg>，线圈内部有放电痕迹，B相线圈变形 <主变B相线圈变形图片.jpg>）。
2、有关试验记录
（1）12月28日事发后，对#3主变及35kV侧电缆做绝缘电阻、直流耐压（含泄漏电流）、介质损耗试验，结论合格。
（2）12月29日，对#3主变35kV侧电缆进行了绝缘电阻测量及交流耐压试验，结论合格。
（3）12月30日事发后，对#3主变及35kV侧电缆做绝缘电阻、直流耐压（含泄漏电流），结论合格；做介质损耗试验不合格；做工频耐压试验时，#3主变35kV侧C相击穿。
（4）12月30日事发后，对#3主变的变压器油做色谱分析试验，收集瓦斯继电器内气体做成分分析试验，试验结论均为不合格。
3、其他情况
（1）#1机低真空保护报警装置没有UPS电源，一旦厂用电丢失，低真空保护报警指示不会发出，但是低真空保护仍会动作。
（2）12月28日、12月30日，循环水首站均为#3供热循环泵运行，该泵电源来自6kVAB段。
（3）#3主变35kV侧出线母排的支持绝缘子带电体间距离在400mm以上，间距符合一般安全要求。
（4）2010年2月2日#3主变复装，检查发现变压器出口35kV侧A相（黄）、B相（绿）、C相（红）避雷器动作数分别为1次、4次、8次。（由于原始数据查不到，具体变化历史趋势难以查明）
4、综合上述分析结果，分析认为：12.28、12.30事故均系35kV系统过电压引起（#3主变35kV出口避雷器动作次数也可间接证明确实存在过电压现象）。12.28事故致使＃3主变内部受伤，12.30事故最终造成＃3主变35kV侧内部B相线圈变形。35kV系统过电压原因主要是电弧接地过电压、铁磁谐振过电压。结合电厂以往35kV母线PT损坏及一、二次保险熔断情况，怀疑铁磁谐振过电压可能性最大。
由于该厂没有事故发生时故障实时数据记录，电网上有关情况也不掌握，仅靠依据运行人员现场回忆记录分析，造成 #3主变35 kV侧B相电缆头绝缘击穿、12月30日B、C相相间支持绝缘子闪络放电原因难以明确判定。
【防范措施】
1、更换#3主变至853开关之间35kV高压电缆，高标准高质量地制作两侧高压电缆终端头。原#3主变35kV侧出线电缆由三芯电缆（YJV22-3×185）更换为独芯电缆，每相两根YJV-1×240-26/35电缆；电缆头的制作由3M公司完成。
2、#3主变6kV及35kV侧出线母排加装绝缘护套、853开关柜内母排加装绝缘护套。
3、#3主变35kV侧出线母排的支持绝缘子由老式的瓷瓶支持绝缘子更换为复合材料支持绝缘子，并加大相间绝缘子的距离。相间绝缘子带电体间距离应在500mm以上；绝缘子支架重新制作。
4、原35kV二次消谐装置已损坏无法使用，更换新的35kV二次消谐装置。
5、对于电气设备预防性试验，严格按照电力预防性试验规程进行全面排查是否存在漏项，存在漏试设备应安排适当时机进行预防性试验，确保设备安全可靠。发现绝缘薄弱现象应立即采取有效措施加以防范。申请电业局做变压器及35kV电缆、避雷器、853开关下口过电压保护器试验。
6、结合近期事故实际处理中暴露问题，加强值长及运行人员业务培训，特别是基础培训工作，平时多做事故预想及针对性反演，着重组织进行快速倒送电、确保锅炉水位、迅速完成#1机循环水切换的专项演练，提高运行人员的事故处理能力。
7、值长应根据实际情况，适时合理进行备自投的调整。6kV备自投应根据实际情况进行投切，投切应优先保证单机、单炉、某一给水泵运行，采暖期应能优先保证所运行供热循环泵的电源。
8、加强机、炉控制室及七米现场事故照明、重要表计UPS电源的检查、维护，确保事发时可靠投入。
9、恢复现场两位数工作调度电话，以便于事故处理时，通讯畅通。
10、循环水首站供热循环泵的状态指示应远传至#1机控制室，以便在事故状态下汽机运行人员对循环水做出正确判断（结合老机组实施DCS改造计划时进行）。
11、每年春防试验时对厂内避雷器进行有关试验，试验结果及计数器动作次数应记入设备台帐。
12、与供电公司沟通，进行35kV母线系统改造及并网方式改进。
（1）#3主变投运后，采取35kV与110kV双线上网方式，853开关做为备用开关，不再合环运行。
（2）建议调整后铺变35kVⅠ、Ⅱ母备自投保护，选择性投切热Ⅰ线855、热Ⅱ线856对侧开关。
（3）建议将35kV母线PT更换为全绝缘PT，并加装非线性电阻一次消谐装置；调查后铺变35kV母线PT是否已加装（单侧加装，消谐效果不大）。
（4）建议加装快切装置（能实现自动同期合闸），即在853故障跳开时，同期速合热Ⅱ线856开关。
（5）建议加装故障录波器，范围考虑涵盖110kV、35kV和所有机组。
【事故经过】
1、12月28日
#3主变35 kV侧B相电缆头绝缘击穿，首先造成35kVⅡ母低周低压，低周保护动作跳闸#2发电机；造成#3主变差动保护动作，跳开#3主变813开关、853开关、803开关；东郊热电厂与系统解列，#1发电机带后铺变负荷和厂内部分厂用电运行，35kV系统高频高压保护动作出口，#3发电机带#4、5炉、#3机厂用电运行；#3机调速系统性能差，#3机超速保护动作，自动主汽门关闭，#3发电机过频切机保护动作（仅装置动作， 803开关已跳开），循环水首站#3供热循环泵失电； #0高备变备自投同时动作，所带6kVⅠ段、6kV Ⅳ段、6kV Ⅴ段总负荷约4MW左右，造成＃1机系统电压低（低于65V），＃0高备变过流和＃1机复合电压闭锁过流同时启动，0.5秒后＃0高备变过流动作，＃1机系统电压稍有提高，#1机低真空保护动作停机， 2.5秒后保护动作出口，跳＃1发电机11开关、MK开关，＃1发电机解列，全厂厂用电中断。
2、12月30日
＃3主变35kV侧母线支持绝缘子B、C相相间短路，致使#3主变比率差动保护动作；35kV系统过频过压，35kV II母高周高压切＃2机保护动作，＃2发电机跳闸，#3发电机过频切机保护动作（仅装置动作， 803开关已跳开）；#3机组甩负荷，#3机调速系统性能差，机组甩负荷过大，造成机组发电量低于所带6kVⅢ段、6kV Ⅳ段、6kVAB段、6kV V段负荷（#4、5炉辅机设备及首站供热电动泵，约4000KW），汽轮机的蒸汽力矩远远小于发电机负载力矩，且汽轮机一次调频所增加负荷不能满足所带厂用电需求，造成机组转速急剧下降，主油泵出力不足，油压下降，自动主汽门关闭。在电气并网操作后，电厂带后铺变负荷（约3～4MW）通过856开关与系统联接，后铺变备自投动作（该备自投在检测到后铺Ⅰ母或Ⅱ母失电时会动作），切断热Ⅰ线855、热Ⅱ线856对侧开关，电厂#1机组与系统再次解列，机组再次甩负荷（7MW↘3MW，转速3100转左右降到2800多转，自动主汽门关闭（汽机反映未发报警指示信号，电气观察到“主汽门关闭”光字亮。分析造成自动主汽门关闭四项热工汽机主保护中：轴向位移超Ⅱ值、超速超Ⅱ值可以排除，润滑油压低于Ⅱ值和真空低于Ⅱ值不能排除；手打危机遮断器或按紧急停机按钮也会造成自动主汽门关闭），汽机发“注意”“机器危险”信号，电气解列#1发电机组11开关、MK开关，#1发电机停运。
【原因分析】
1、设备检查情况：
（1）12月28日：#3主变中压35 kV侧电缆头B相击穿，其余设备无异常。
（2）12月30日：#3主变35kV侧母线支持绝缘子B、C相有放电现象，#3主变瓦斯继电器内有气体，其余设备无异常（＃3主变返厂检修，吊罩检查发现：主变35kV侧内部C相线圈击穿 <主变C相线圈击穿图片.jpg>，线圈内部有放电痕迹，B相线圈变形 <主变B相线圈变形图片.jpg>）。
2、有关试验记录
（1）12月28日事发后，对#3主变及35kV侧电缆做绝缘电阻、直流耐压（含泄漏电流）、介质损耗试验，结论合格。
（2）12月29日，对#3主变35kV侧电缆进行了绝缘电阻测量及交流耐压试验，结论合格。
（3）12月30日事发后，对#3主变及35kV侧电缆做绝缘电阻、直流耐压（含泄漏电流），结论合格；做介质损耗试验不合格；做工频耐压试验时，#3主变35kV侧C相击穿。
（4）12月30日事发后，对#3主变的变压器油做色谱分析试验，收集瓦斯继电器内气体做成分分析试验，试验结论均为不合格。
3、其他情况
（1）#1机低真空保护报警装置没有UPS电源，一旦厂用电丢失，低真空保护报警指示不会发出，但是低真空保护仍会动作。
（2）12月28日、12月30日，循环水首站均为#3供热循环泵运行，该泵电源来自6kVAB段。
（3）#3主变35kV侧出线母排的支持绝缘子带电体间距离在400mm以上，间距符合一般安全要求。
（4）2010年2月2日#3主变复装，检查发现变压器出口35kV侧A相（黄）、B相（绿）、C相（红）避雷器动作数分别为1次、4次、8次。（由于原始数据查不到，具体变化历史趋势难以查明）
4、综合上述分析结果，分析认为：12.28、12.30事故均系35kV系统过电压引起（#3主变35kV出口避雷器动作次数也可间接证明确实存在过电压现象）。12.28事故致使＃3主变内部受伤，12.30事故最终造成＃3主变35kV侧内部B相线圈变形。35kV系统过电压原因主要是电弧接地过电压、铁磁谐振过电压。结合电厂以往35kV母线PT损坏及一、二次保险熔断情况，怀疑铁磁谐振过电压可能性最大。
由于该厂没有事故发生时故障实时数据记录，电网上有关情况也不掌握，仅靠依据运行人员现场回忆记录分析，造成 #3主变35 kV侧B相电缆头绝缘击穿、12月30日B、C相相间支持绝缘子闪络放电原因难以明确判定。
【防范措施】
1、更换#3主变至853开关之间35kV高压电缆，高标准高质量地制作两侧高压电缆终端头。原#3主变35kV侧出线电缆由三芯电缆（YJV22-3×185）更换为独芯电缆，每相两根YJV-1×240-26/35电缆；电缆头的制作由3M公司完成。
2、#3主变6kV及35kV侧出线母排加装绝缘护套、853开关柜内母排加装绝缘护套。
3、#3主变35kV侧出线母排的支持绝缘子由老式的瓷瓶支持绝缘子更换为复合材料支持绝缘子，并加大相间绝缘子的距离。相间绝缘子带电体间距离应在500mm以上；绝缘子支架重新制作。
4、原35kV二次消谐装置已损坏无法使用，更换新的35kV二次消谐装置。
5、对于电气设备预防性试验，严格按照电力预防性试验规程进行全面排查是否存在漏项，存在漏试设备应安排适当时机进行预防性试验，确保设备安全可靠。发现绝缘薄弱现象应立即采取有效措施加以防范。申请电业局做变压器及35kV电缆、避雷器、853开关下口过电压保护器试验。
6、结合近期事故实际处理中暴露问题，加强值长及运行人员业务培训，特别是基础培训工作，平时多做事故预想及针对性反演，着重组织进行快速倒送电、确保锅炉水位、迅速完成#1机循环水切换的专项演练，提高运行人员的事故处理能力。
7、值长应根据实际情况，适时合理进行备自投的调整。6kV备自投应根据实际情况进行投切，投切应优先保证单机、单炉、某一给水泵运行，采暖期应能优先保证所运行供热循环泵的电源。
8、加强机、炉控制室及七米现场事故照明、重要表计UPS电源的检查、维护，确保事发时可靠投入。
9、恢复现场两位数工作调度电话，以便于事故处理时，通讯畅通。
10、循环水首站供热循环泵的状态指示应远传至#1机控制室，以便在事故状态下汽机运行人员对循环水做出正确判断（结合老机组实施DCS改造计划时进行）。
11、每年春防试验时对厂内避雷器进行有关试验，试验结果及计数器动作次数应记入设备台帐。
12、与供电公司沟通，进行35kV母线系统改造及并网方式改进。
（1）#3主变投运后，采取35kV与110kV双线上网方式，853开关做为备用开关，不再合环运行。
（2）建议调整后铺变35kVⅠ、Ⅱ母备自投保护，选择性投切热Ⅰ线855、热Ⅱ线856对侧开关。
（3）建议将35kV母线PT更换为全绝缘PT，并加装非线性电阻一次消谐装置；调查后铺变35kV母线PT是否已加装（单侧加装，消谐效果不大）。
（4）建议加装快切装置（能实现自动同期合闸），即在853故障跳开时，同期速合热Ⅱ线856开关。
（5）建议加装故障录波器，范围考虑涵盖110kV、35kV和所有机组。
