轉(zhuǎn)載。

一、事故發(fā)生經(jīng)過和救援檢查情況

（一）事故前工況

2021 年07 月10 日19 時(shí)58 分，安徽某電廠1 號、2 號機(jī)組正常運(yùn)行，1 號機(jī)組負(fù)荷610MW，2 號機(jī)組負(fù)荷620MW，220kV 雙母線并列正常方式運(yùn)行，01號啟備變掛Ⅱ母。

（二）事故發(fā)生經(jīng)過

2021 年07 月10 日19 時(shí)58 分，1 號、2 號機(jī)組正常運(yùn)行，1 號機(jī)組負(fù)荷610MW，2 號機(jī)組負(fù)荷620MW，220kV 雙母線并列正常方式運(yùn)行。

19 時(shí)58 分33 秒，1 號主變差動保護(hù)動作，機(jī)組跳閘，廠用電切換正常。火災(zāi)報(bào)警裝置發(fā)“1 號主變區(qū)域火災(zāi)”報(bào)警信號，就地檢查1 號主變高壓側(cè)起火，壓力釋放閥動作，A 相高壓套管檢修手孔門爆破。

20 時(shí)02 分06 秒，2 號主變差動保護(hù)動作，機(jī)組跳閘，廠用電切換正常。全廠對外停止供電。

20 時(shí)04 分35 秒，1 號主變消防水噴淋啟動噴水。

20 時(shí)18 分，01 號啟備變高壓側(cè)開關(guān)在合閘狀態(tài)，1 號、2 機(jī)6kV 工作A、B 段備用電源進(jìn)線開關(guān)跳閘，雙機(jī)廠用電失電，1 號、2 機(jī)組柴發(fā)聯(lián)鎖啟動正常。220KV 母線及出線運(yùn)行無異常。

21 時(shí)00 分，1 號主變處火情全部消除。

（三）事故救援情況

1.事故發(fā)生后，公司領(lǐng)導(dǎo)及相關(guān)人員第一時(shí)間趕到現(xiàn)場，立即啟動火災(zāi)應(yīng)急預(yù)案，報(bào)火警，廠內(nèi)消防隊(duì)和縣消防隊(duì)接到報(bào)警后，很快趕到現(xiàn)場施救。隨后，安徽某電廠立即向公司、國家能源局華東監(jiān)管局進(jìn)行報(bào)告。并成立現(xiàn)場應(yīng)急指揮部及應(yīng)急小組，組織開展應(yīng)急處置和設(shè)備搶修工作，確保應(yīng)急過程中人員及設(shè)備安全。經(jīng)過1 小時(shí)2 分鐘，現(xiàn)場明火撲滅，無人員傷亡。

2.集團(tuán)高度重視本次事故，緊急成立搶修小組，第一時(shí)間趕到現(xiàn)場開展事故救援及搶修工作。

3.經(jīng)過搶修，2 號機(jī)組于2021 年7 月19 日22 時(shí)36 分恢復(fù)并網(wǎng)發(fā)電。

（四）事故檢查情況

1.保護(hù)動作情況

19:58:33:8791 1 號主變差動保護(hù)動作；

19:58:33:9079 1 號主變高壓側(cè)斷路器跳開；

19:58:33:914 1 號主變壓力釋放閥變位由0 變1；

19:58:33:942 1 號主變重瓦斯變位由0 變1；

19:58:33:946 1 號主變斷路器故障聯(lián)跳變位由0變1；

19:58:33:980 1 號主變輕瓦斯變位由0 變1；

20:02:06.7103 2 號主變差動保護(hù)跳閘。

2.1 號主變區(qū)域檢查情況

1 號主變及附近設(shè)備、電纜燒損，設(shè)備設(shè)施及墻體熏黑，上方3 層電纜橋架電纜燒損；1-3 號散熱風(fēng)扇燒損并漏油；A相升高座接線手孔蓋板及CT 端子盒崩開掉落，3 個(gè)壓力釋放閥動作噴油，A 相頂針因爆炸飛出；A 相側(cè)變壓器殼體加強(qiáng)筋焊縫開裂；A 相GIL 母管（鋁質(zhì)）燒熔掉落；GIS 匯控柜內(nèi)電纜燒損、盤柜表面熏黑。

3.1 號主變內(nèi)部檢查情況

1 號主變B 相無載開關(guān)軸與開關(guān)之間斷開；高壓下部導(dǎo)油盒上表面有可見絕緣碳化物和絕緣碎屑，導(dǎo)油盒及鐵心夾件上有明顯污染；A 相高壓均壓球脫落，安裝孔撕裂，高壓引線絕緣脫落；其中一根高壓引線電纜上有燒蝕痕跡，對應(yīng)升高座內(nèi)壁有放電痕跡。

4.1 號主變A 相套管檢查情況

對1 號主變A 相高壓套管拆解后發(fā)現(xiàn)套管背向末屏接地點(diǎn)側(cè)表面光滑，附著碳化物，非火燒特征；套管末屏接地點(diǎn)側(cè)軸向有貫穿性燒損通道，其中末屏范圍有3 道裂縫，裂口部位呈由內(nèi)向外狀，且局部裂縫有膠狀碳化碎塊；A 相電流互感器B 相側(cè)（套管燒損處）嚴(yán)重?zé)龘p碳化，其余部分絕緣為本色；套管末屏接地引線絕緣燒損碳化，引出線孔洞內(nèi)積有碳化碎屑，末屏接地引線斷開，末屏內(nèi)部接地點(diǎn)周圍嚴(yán)重?zé)龘p碳化；A 相高壓繞組4 個(gè)接線端子外觀檢查無過熱現(xiàn)象，直流電阻測試和X 光拍片未見異常。

5.1 號主變油色譜分析情況

1 號主變壓器在線色譜數(shù)據(jù)與取樣分析數(shù)據(jù)趨勢顯示各組分氣體呈緩慢上升趨勢，產(chǎn)氣率較低。其中乙烯從2018年11 月19 日投入運(yùn)行前的0ppm 持續(xù)增長，到2021 年1 月11 日升高到19.13ppm，增長相對明顯。

6.1 號主變壓器故障后絕緣和繞組試驗(yàn)情況故障后進(jìn)行1 號主變壓器絕緣試驗(yàn)和直流電阻試驗(yàn)，直阻和絕緣未見異常。

7.1 號主變高壓套管末屏在線監(jiān)測裝置檢修情況1 號主變2018 年11 月投運(yùn)以來，在2020 年9 月機(jī)組C時(shí)對主變進(jìn)行了預(yù)防性試驗(yàn)，未進(jìn)行主變高壓套管末屏對地絕緣電阻、電容量和介損試驗(yàn)，未拆接套管傳感器。

二、事故造成的人員傷亡和直接經(jīng)濟(jì)損失

（一）人員傷亡情況

無人員傷亡。

（二）設(shè)備損失情況

1 號主變高壓側(cè)GIL 及套管、變壓器油、部分電纜橋架及電纜燒損，外墻鋁飾板、屋頂不同程度受損。直接經(jīng)濟(jì)損失76.7 萬元。

三、事故原因及事故性質(zhì)

（一）事故直接原因

1 號主變A 相高壓套管末屏運(yùn)行中接地不良，產(chǎn)生高電位懸浮放電、發(fā)熱，造成套管末屏絕緣和引線絕緣損壞，主變內(nèi)部發(fā)生短路接地、噴油著火。

1號主變高壓套管加裝了末屏在線監(jiān)測裝置，末屏引線經(jīng)過（末屏接地端子-套管傳感器內(nèi)部過渡導(dǎo)電桿-過渡接地銅片-傳感器外殼-接地端子金屬固定座-金屬座4個(gè)固定螺釘-法蘭）6個(gè)環(huán)節(jié)接地。2018年11月投產(chǎn)以來，1號主變及高壓套管未安排過檢修、試驗(yàn)，套管末屏接地裝置未進(jìn)行過拆、接作業(yè)。運(yùn)行中末屏接地不良，持續(xù)高電位懸浮放電造成末屏接地點(diǎn)處絕緣燒損和套管沿面爬電燒蝕發(fā)熱，最終發(fā)展為沿面對法蘭擊穿接地故障，短路電弧產(chǎn)生的巨大能量，使油箱內(nèi)部壓力瞬間急劇升高，均壓球脫落，引發(fā)接線端子對升高座內(nèi)壁二次放電接地故障，導(dǎo)致壓力釋放器動作，升高座手孔蓋板、CT端子盒崩落，手孔處噴油著火。

（二）事故擴(kuò)大原因

1 號主變、01 號啟備變同室布置。01 號啟備變、1 號主變、2 號主變至GIS 室各屏柜信號、保護(hù)、通訊等電（光）纜全部敷設(shè)在1 號主變上方同一個(gè)電纜通道橋架上。1 號主變著火后，將1 號主變、2 號主變和01 號啟備變一、二次電纜全部燒毀，造成兩臺機(jī)組跳閘，全廠失電。

（三）事故性質(zhì)

一般設(shè)備事故。

四、事故暴露出的問題

（一）設(shè)備質(zhì)量不合格

產(chǎn)品結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)不合理，1 號主變高壓套管末屏加裝在線監(jiān)測裝置，導(dǎo)致末屏接地環(huán)節(jié)增多，傳感器緊固不牢、內(nèi)部彈簧松弛、銅片虛接均會引起接地不良，通過固定螺栓作為接地終端不符合末屏接地要求。主變生產(chǎn)廠家對外購部件質(zhì)量把關(guān)不嚴(yán)，選用了加裝存在較高安全風(fēng)險(xiǎn)的末屏在線監(jiān)測裝置的高壓套管，對本次事故負(fù)主要責(zé)任。

（二）設(shè)計(jì)施工不合規(guī)

1 號主變、01 號啟備變同室布置，兩臺機(jī)組及公用系統(tǒng)電纜敷設(shè)在同一個(gè)電纜通道橋架，嚴(yán)重違反GB 50229-2006《火力發(fā)電廠與變電站設(shè)計(jì)防火規(guī)范》?；üこ谭桨笇彶楹唾|(zhì)量驗(yàn)收把關(guān)不嚴(yán)，未能發(fā)現(xiàn)并糾正設(shè)計(jì)施工不合規(guī)問題。

（三）設(shè)備維護(hù)不到位

運(yùn)行維護(hù)工作不規(guī)范，未按規(guī)定開展變壓器油色譜分析、高壓套管末屏在線數(shù)據(jù)監(jiān)測分析和主變紅外測溫工作，未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)變壓器油關(guān)鍵氣體組分指標(biāo)變化和變壓器局部過熱等異常情況。高壓套管未按規(guī)程規(guī)定進(jìn)行相關(guān)試驗(yàn)。

（四）消防處置能力不足

主變區(qū)域消防管道布置不合理，違反GB 50219-2014《水噴霧滅火系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》，套管升高座孔口未設(shè)置水霧噴頭；消防系統(tǒng)日常維護(hù)工作不到位，消防水管道未充壓、系統(tǒng)啟動邏輯設(shè)置延時(shí)，致使主變消防噴淋延遲6 分鐘；消防人員技能水平不足，專職消防隊(duì)員對消防水槍和消防車水箱連接操作不熟練。

五、事故責(zé)任認(rèn)定及處理

（一）相關(guān)單位事故責(zé)任及處理意見

主變生產(chǎn)廠家生產(chǎn)供應(yīng)的主變質(zhì)量不合格，應(yīng)對本次事故負(fù)主要責(zé)任。設(shè)計(jì)院防火設(shè)計(jì)不符合規(guī)范要求，應(yīng)對本次事故擴(kuò)大負(fù)主要責(zé)任。責(zé)成能源公司根據(jù)合同規(guī)定依法對相關(guān)單位進(jìn)行追償，并視情況按照集團(tuán)供應(yīng)商失信管理實(shí)施細(xì)則采取包括但不限于暫停、取消投標(biāo)人/報(bào)價(jià)人資格等處置措施。

（二）能源公司及安徽某電廠事故責(zé)任及處理意見

1.能源公司對安徽某電廠安全生產(chǎn)監(jiān)督管理不到位，對本次事故負(fù)管理責(zé)任。由集團(tuán)公司按相關(guān)考核辦法進(jìn)行績效考核。

2.安徽某電廠安全生產(chǎn)主體責(zé)任落實(shí)不到位，技術(shù)審查把關(guān)不嚴(yán)，反事故措施落實(shí)不力，是本次事故的發(fā)生單位。中斷安徽某電廠連續(xù)安全生產(chǎn)記錄并由能源公司按照相關(guān)考核辦法進(jìn)行績效考核。

（三）對安徽某電廠相關(guān)責(zé)任人的處理意見

1.黨委書記、執(zhí)行董事，對本次事故負(fù)主要領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，給予警告處分，考核10000 元；

2.黨委副書記、總經(jīng)理，對本次事故負(fù)主要領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，給予警告處分，考核10000 元；

3.黨委委員、副總經(jīng)理，對本次事故負(fù)安全生產(chǎn)分管領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，給予記過處分，考核8000 元；

4.黨委委員、總工程師，對本次事故負(fù)生產(chǎn)技術(shù)分管領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任，給予記過處分，考核8000 元。

5.其他相關(guān)責(zé)任人由安徽某電廠依據(jù)廠內(nèi)安全生產(chǎn)考核相關(guān)管理辦法進(jìn)行考核并報(bào)能源公司同意。

六、事故防范和整改措施建議

1.制定主變高壓套管末屏接地方式優(yōu)化方案，拆除末屏在線監(jiān)測裝置，工作完成前制定專項(xiàng)控制措施，加強(qiáng)巡視檢查。

2.根據(jù)防火、消防相關(guān)技術(shù)規(guī)范對1 號主變上方電纜及防火隔離、主變噴淋裝置、消防邏輯進(jìn)行整改。

3.組織對照標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范全面檢查設(shè)備運(yùn)行、維護(hù)管理定期工作標(biāo)準(zhǔn)及完成質(zhì)量，規(guī)范開展變壓器、GIS 配電裝置等設(shè)備紅外熱成像檢測及變壓器油色譜分析工作。

4.對照技術(shù)規(guī)范和反事故措施針對基建設(shè)計(jì)、安裝開展專項(xiàng)隱患排查和治理。

5.制定專職消防人員教育培訓(xùn)和演練計(jì)劃，完善日常訓(xùn)練科目，加強(qiáng)培訓(xùn)演練考評，確保實(shí)戰(zhàn)能力合格。加強(qiáng)專業(yè)技術(shù)人員培養(yǎng)，提升專業(yè)技術(shù)人員技能水平和責(zé)任心。

6.能源公司組織落實(shí)對相關(guān)單位的事故追償工作，并作為年度重點(diǎn)工作向集團(tuán)公司進(jìn)行匯報(bào)。

附件：

1.安徽某電廠全廠停電分析報(bào)告

2.1號主變消防啟動記錄

附件1.安徽某電廠全廠停電分析報(bào)告

1. 基本情況

安徽某發(fā)電有限責(zé)任公司安裝有2 臺660MW 發(fā)電機(jī)組，以發(fā)電機(jī)-變壓器組單元接線接入220kV 系統(tǒng)，1 號主變壓器為某變壓器集團(tuán)有限公司生產(chǎn)，型號為SFP-780000/220，容量為780MVA，于2018 年11 月投運(yùn)，主要銘牌參數(shù)如表所示：

1 號主變壓器高壓套管使用干式玻璃鋼套管，具體參數(shù)如表：

1 號主變壓器配套在線檢測設(shè)備，包括玻璃鋼套管自診斷系統(tǒng)和在線油色譜檢測裝置，具體信息如表：

電氣主接線為220kV 雙母線接線，共有8 個(gè)間隔，采用SF6 屋內(nèi)GIS 高壓配電裝置，220kV GIS 室布置在13.7m 層。1 號主變、高廠變和#01 啟備變均布置在A 列外0m 層，主變和啟備變到GIS 設(shè)備采用SF6 封閉母線（GIL）連接。13.7m 層220kV GIS 室外設(shè)有出線平臺，共兩條出線，布置在A 列外主變場地上方，平臺上安裝了出線GIS 終端、避雷器和電壓互感器。

2. 故障前工況

2021 年07 月10 日19 時(shí)58 分，1 號、2 號機(jī)組正常運(yùn)行，1 號機(jī)組負(fù)荷610MW，2 號機(jī)組負(fù)荷620MW，220kV 雙母線并列正常方式運(yùn)行，01號啟備變掛Ⅱ母。磨煤機(jī)、送風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)、一次風(fēng)機(jī)、汽動給水泵等輔機(jī)運(yùn)行正常，機(jī)組AGC、AVC、一次調(diào)頻投入。

3. 故障經(jīng)過

19 時(shí)58 分33 秒，1 號機(jī)組主變差動保護(hù)動作，機(jī)組跳閘，廠用電切換正常?；馂?zāi)報(bào)警裝置發(fā)“1 號主變區(qū)域火災(zāi)”報(bào)警信號。就地檢查1 號主變高壓側(cè)起火，壓力釋放閥動作，A 相高壓套管檢修手孔門爆破，當(dāng)值值長立即通知廠內(nèi)消防隊(duì)，組織值班人員共計(jì)約15 人

開始滅火。

20 時(shí)02 分06 秒，2 號機(jī)組主變差動保護(hù)動作，機(jī)組跳閘，廠用電切換正常。

20 時(shí)04 分35 秒，1 號主變消防水噴淋啟動噴水。

20 時(shí)06 分，撥打縣消防大隊(duì)119 火警電話請求滅火。

20 時(shí)09 分，廠內(nèi)兩輛消防車及專職消防人員8 人到場開展滅火。

20 時(shí)18 分，1 號、2 機(jī)6kV 工作A、B 段備用電源進(jìn)線開關(guān)跳閘，

廠用電失電，1 號、2 機(jī)組柴油發(fā)電機(jī)自啟動正常。啟備變高壓開關(guān)、線路開關(guān)保持運(yùn)行狀態(tài)，220KV 母線及出線運(yùn)行無異常。

20 時(shí)30 分,縣119 火警消防隊(duì)一輛指揮車和兩輛消防車共14 人到達(dá)現(xiàn)場開展滅火。

21 時(shí)00 分,滅火完畢。

4. 現(xiàn)場檢查情況

4.1 1 號主變壓器現(xiàn)場整體情況

由于1 號主變著火，變壓器及附近設(shè)備、電纜燒損，設(shè)備設(shè)施及墻體熏黑（圖1）。

圖1 1號主變壓器現(xiàn)場照片

4.2 1 號主變壓器外部檢查情況

1）A 相升高座接線手孔蓋板及CT端子盒崩開掉落，3 個(gè)壓力釋放閥動作噴油，其中A 相頂針因爆炸飛出（圖2）。

圖2 手孔蓋板及CT端子盒崩開

2）A 相側(cè)油箱受內(nèi)部壓力加強(qiáng)筋焊縫開裂（圖3）。

圖3 加強(qiáng)筋焊縫開裂

3）1 號主變壓器第1、2、3 號散熱風(fēng)扇燒損并有漏油（手孔蓋板飛出砸漏，圖4）。

圖4 第1、2、3號散熱風(fēng)扇燒損

4）GIS 設(shè)備檢查情況

1 號主變壓器A 相GIL 母管（母管材質(zhì)為鋁質(zhì)）燒熔掉落，立靠在變壓器第1 組冷卻器上（圖5），GIS 匯控柜內(nèi)電纜燒損、盤柜表面熏黑（圖6）。

圖5 A 相GIL 母管燒熔斷裂掉落

圖6 GIS 匯控柜內(nèi)電纜燒損、盤柜表面熏黑。

5）電纜設(shè)施燒損情況

1 號主變壓器著火，導(dǎo)致上方3 層電纜橋架電纜燒損（圖7）。

敷設(shè)的電纜為01 號啟備變、1 號主變、2 號主變至GIS 室各屏柜信號、保護(hù)、通訊等電（光）纜。

圖7 主變上方電纜燒損

4.3 1 號主變壓器試驗(yàn)情況

故障后進(jìn)行1 號主變壓器絕緣試驗(yàn)和直流電阻試驗(yàn)，具體結(jié)果如下表，直阻和絕緣未見明顯異常。

試驗(yàn)時(shí)間：2021 年7 月12 號主變油溫：41℃繞組溫度：42℃濕度：73%

4.4 1 號主變壓器內(nèi)檢情況

進(jìn)入變壓器內(nèi)部檢查,發(fā)現(xiàn)以下問題，其它未見異常。

1）B 相無載開關(guān)軸與開關(guān)之間斷開。

2）高壓下部導(dǎo)油盒上表面有可見絕緣碳化物和絕緣碎屑，導(dǎo)油盒及鐵心夾件上有明顯污染（圖8、圖9）。

圖8 導(dǎo)油盒上表面碳化物

圖9 鐵心夾件表面碳化物

3）A 相高壓均壓球脫落，高壓引線絕緣脫落（圖10）。均壓球安裝孔撕裂（圖11），其中一根高壓引線電纜上有燒蝕痕跡（圖12），對應(yīng)升高座內(nèi)壁有放電痕跡（圖13）。

圖10 均壓球、絕緣脫落

圖11 3 個(gè)安裝孔撕裂

圖13 引線電弧燒損

圖14 內(nèi)壁放電點(diǎn)

4.5 1 號主變壓器保護(hù)動作分析

1 號主變壓器故障，主變差動保護(hù)、主變壓力釋放、主變重瓦斯、主變輕瓦斯等保護(hù)相繼動作出口，保護(hù)動作正確，廠用電切換正常（詳見附件1 保護(hù)動作分析）。

4.6 1 號主變壓器故障前絕緣油色譜分析

1 號主變壓器在線色譜數(shù)據(jù)與離線數(shù)據(jù)無明顯異常，在線色譜數(shù)據(jù)與離線數(shù)據(jù)趨勢一致，呈緩慢上升趨勢。故障前在線數(shù)據(jù)顯示無異常變化，各組份未超過注意值（詳見附件2），但乙烯含量較高，分析可能與A 相套管異常有關(guān)。

4.7 1 號主變A 相高壓套管拆解分析

1）套管背向末屏接地點(diǎn)側(cè)表面光滑，附著碳化物，無燒損痕跡（圖15）。套管末屏接地點(diǎn)側(cè)燒損嚴(yán)重，縱向有貫穿性燒損通道（圖16），其中末屏范圍有3 道開裂，裂口部位呈由內(nèi)向外狀，且局部裂縫有膠狀碳化碎塊，分析應(yīng)為末屏流經(jīng)短路電流燒損過熱所致。

圖15 套管表面情況

圖16 末屏接地惻貫穿燒損

2）套管末屏接地引線絕緣燒損碳化，引出線孔洞內(nèi)積有碳化碎屑，末屏接地引線與末屏斷開（圖17）。從法蘭根部切斷套管檢查，末屏內(nèi)部接地點(diǎn)周圍嚴(yán)重?zé)龘p碳化（圖18），對應(yīng)套管表面縱向有貫穿性燒損通道，判斷此部位應(yīng)為首發(fā)故障接地點(diǎn)，燒損碳化應(yīng)為末屏接地不良懸浮放電和接地故障所致。

圖17末屏接地點(diǎn)外部燒損

圖18末屏接地點(diǎn)內(nèi)部燒損

3）套管電流互感器水平布置，與套管燒損部位對應(yīng)的區(qū)域嚴(yán)重?zé)龘p碳化（圖17、18）。燒損碳化應(yīng)為接地短路電弧所致。

圖17 CT燒損情況

圖18 CT燒損情況

4）升高座內(nèi)壁手孔上方及偏左區(qū)域無火燒碳化現(xiàn)象，說明升高座內(nèi)應(yīng)無被長時(shí)間火燒情況，發(fā)黑部分應(yīng)為電弧高溫分解物附著（圖19、20）。

圖19 升高座內(nèi)壁污染情況

圖20 升高座內(nèi)壁局部無燒損

5）A 相套管接線端子均壓球固定壓圈向下變形（圖21、22），均壓球固定孔受向下推力變形撕裂脫落，均壓球內(nèi)表面光亮無燒蝕，說明受力來自其上部短路能量釋放產(chǎn)生油流、氣流沖擊脫落。

圖21 均壓球平面壓圈變形

圖22 正常B 相裝配

6）接線端子檢查分析

對A 相高壓繞組4 個(gè)接線端子（其中1 個(gè)放電燒損）進(jìn)行接觸情況檢查，外觀檢查無過熱現(xiàn)象，直流電阻測試和X 光拍片未見異常，排除接線端子過熱燒損的可能。

解體分析結(jié)論：

根據(jù)上述故障現(xiàn)象及解體情況，結(jié)合保護(hù)動作分析，判斷A 相套管升高座內(nèi)部末屏接地點(diǎn)部位（對應(yīng)CT 燒損最嚴(yán)重部位）應(yīng)為首發(fā)接地故障點(diǎn)，短路產(chǎn)生的巨大能量釋放，使油箱內(nèi)部壓力瞬間急劇升高，導(dǎo)致壓力釋放器動作，升高座手孔蓋板、CT 端子盒崩落，均壓球脫落，手孔處噴油著火。噴油并均壓球脫落后，引發(fā)接線端子對升高座內(nèi)壁二次放電接地故障（圖23）。

首發(fā)短路路徑：套管接線端（高電位）-----套管椎體表面----電容末屏半導(dǎo)電層-----套管法蘭（接地）。也就是套管表面貫穿燒損部分為放電接地通道。

圖23 故障示意圖

5. 事故原因分析

5.1 1 號主變故障分析

1 號主變A 相高壓套管升高座內(nèi)接地短路故障，導(dǎo)致變壓器噴油著火。套管故障接地原因應(yīng)為：1號主變高壓套管加裝了末屏在線監(jiān)測裝置，末屏接地引線經(jīng)過（末屏接地端子-套管傳感器內(nèi)部過渡導(dǎo)電桿-過渡接地銅片-傳感器外殼-接地端子金屬固定座-金屬座4個(gè)固定螺釘-法蘭）6個(gè)環(huán)節(jié)接地（圖24、25），運(yùn)行中套管電容末屏接地不良，導(dǎo)致套管各級電容屏電位分布改變，末屏產(chǎn)生高電位懸浮放電，引起末屏接地點(diǎn)處絕緣燒損和套管沿面爬電燒蝕發(fā)熱，最終發(fā)展為沿面對法蘭擊穿接地故障。

圖24 末屏接地示意圖

圖25 套管傳感器與接地端子

5.2 全廠停電原因分析

1 號主變、01 號啟備變同室布置。01 號啟備變、1 號主變、2 號主變至GIS 室各屏柜信號、保護(hù)、通訊等電（光）纜全部敷設(shè)在1 號主變上方同一個(gè)電纜通道橋架上。1 號主變著火后，將1 號主變、2號主變和01 號啟備變一、二次電纜全部燒毀，造成兩臺機(jī)組跳閘，啟備變跳閘，全廠停電，事故擴(kuò)大。

6. 暴露問題

1）設(shè)備質(zhì)量不合格。產(chǎn)品結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)不合理，1 號主變高壓套管末屏加裝在線監(jiān)測裝置，導(dǎo)致末屏接地環(huán)節(jié)增多，傳感器緊固不牢、內(nèi)部彈簧松弛、銅片虛接均會引起接地不良，通過固定螺栓作為接地終端不符合末屏接地要求。主變生產(chǎn)廠家對外購部件質(zhì)量把關(guān)不嚴(yán)，選用了加裝存在較高安全風(fēng)險(xiǎn)的末屏在線監(jiān)測裝置的高壓套管。

2）設(shè)計(jì)施工不合規(guī)。1 號主變、01 號啟備變同室布置，兩臺機(jī)組及公用系統(tǒng)電纜敷設(shè)在同一個(gè)電纜通道橋架，嚴(yán)重違反GB50229-2006《火力發(fā)電廠與變電站設(shè)計(jì)防火規(guī)范》?；üこ谭桨笇彶楹唾|(zhì)量驗(yàn)收把關(guān)不嚴(yán)，未能發(fā)現(xiàn)并糾正設(shè)計(jì)施工不合規(guī)問題。

3)設(shè)備維護(hù)不到位。1 號主變2018 年11 月投運(yùn)，在2020 年9月機(jī)組C 時(shí)，對主變進(jìn)行了預(yù)防性試驗(yàn)，但未對高壓套管單獨(dú)進(jìn)行試驗(yàn)，未對套管傳感器（末屏接地點(diǎn)）進(jìn)行拆接，未能及時(shí)掌握套管參數(shù)的變化情況和末屏接地狀態(tài)。1 號主變高壓套管在線監(jiān)測裝置具備就地顯示、報(bào)警功能，不具備遠(yuǎn)傳信息和存儲功能，功能不完善；故障前未見故障報(bào)警信息，也無日常點(diǎn)檢巡檢記錄和數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，監(jiān)督管理不到位。1 號變壓器油色譜數(shù)據(jù)中總烴有持續(xù)緩慢升高趨勢，雖未超出注意值，但乙烯含量較高，未能引起注意和深入分析。變壓器等重要電氣設(shè)備紅外成像檢測工作不規(guī)范，紅外成像測溫記錄和紅外成像畫面不全面、不具體，不能反映設(shè)備實(shí)際運(yùn)行情況。

4）消防設(shè)施不合理。主變區(qū)域消防管道布置不合理，違反GB50219-2014 《水噴霧滅火系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》，套管升高座孔口未設(shè)置水霧噴頭；消防系統(tǒng)日常維護(hù)工作不到位，消防水管道未充壓、系統(tǒng)啟動邏輯設(shè)置延時(shí)，致使主變消防噴淋延遲6分鐘。

7. 建議措施

1）拆除變壓器高壓套管末屏在線監(jiān)測裝置，優(yōu)化改造接地方式。改造前制定專項(xiàng)控制措施，加強(qiáng)檢查巡視，確保末屏接地良好。

2）根據(jù)防火、消防相關(guān)技術(shù)規(guī)范和反事故措施，對1 號主變上方電纜及防火隔離、主變噴淋裝置、消防邏輯存在的問題進(jìn)行整改，對基建設(shè)計(jì)、安裝開展專項(xiàng)隱患排查和治理。

3）加強(qiáng)油色譜在線監(jiān)測裝置管理，保證裝置正常投入，對數(shù)據(jù)及時(shí)采集和分析。加強(qiáng)油色譜分析工作，關(guān)注油中總烴含量的同時(shí)，也要關(guān)注各特征氣體的含量和變化趨勢，盡早發(fā)現(xiàn)和消除變壓器內(nèi)部存在的潛伏性隱患。

4）規(guī)范設(shè)備巡檢、熱成像及電氣試驗(yàn)管理工作，定期開展變壓器、GIS 配電裝置等設(shè)備紅外熱成像檢測工作，對易發(fā)熱部位進(jìn)行精準(zhǔn)檢測，在高溫大負(fù)荷期間增加檢測頻次，加強(qiáng)檢測數(shù)據(jù)和試驗(yàn)數(shù)據(jù)的分析和管理。

附件1. 保護(hù)動作分析

1、1 號主變差動保護(hù)動作分析

圖1 1 號主變故障錄波器波形圖1

從調(diào)取的1#發(fā)變組故障錄波器的波形可知，在圖1 的T1 坐標(biāo)2021 年7 月10 日19:58:33.8435 時(shí)刻，1 號主變高壓側(cè)A 相發(fā)生單相接地故障，T2 時(shí)刻19:58:33.8791 時(shí)刻，主變差動保護(hù)動作，19:58:33.9079 時(shí)刻，主變高壓側(cè)斷路器跳開。

圖2 1 號主變故障錄波器波形圖2

從圖2 顯示可知，在圖2 的坐標(biāo)T1 時(shí)刻至T2 時(shí)刻時(shí)間范圍內(nèi)，主變高壓側(cè)故障電流從6.1KA 將至0，而在坐標(biāo)T2 時(shí)刻，主變高壓側(cè)自產(chǎn)零序電流為6.38KA，主變高壓側(cè)中性點(diǎn)零序電流為13.71KA，說明此時(shí)T2 時(shí)刻，主變高壓側(cè)A 相CT 已斷線（故障錄波器的主變高壓側(cè)電流取自主變高壓側(cè)套管CT，主變差動保護(hù)的電流取自GIS 開關(guān)上的CT）。

圖3 1 號發(fā)變組保護(hù)裝置動作報(bào)告1

圖4 1 號發(fā)變組保護(hù)裝置動作報(bào)告2

圖3 是1 號發(fā)變組保護(hù)裝置記錄的故障數(shù)據(jù)及波形，圖3 的通道4 是主變高壓側(cè)差動保護(hù)所用的電流，取自主變高壓側(cè)GIS 開關(guān)上的CT，變比為4000/1，結(jié)合圖2 和圖3，可知故障時(shí)主變高壓側(cè)A 相短路電流穩(wěn)態(tài)值曾達(dá)到39KA，根據(jù)系統(tǒng)阻抗、主變參數(shù)和短路電流計(jì)算，220KV 母線單相接地短路，在大方式下，由系統(tǒng)提供的短路電流為29.65KA，圖4 是1 號發(fā)變組保護(hù)裝置的動作報(bào)告，由圖4 可知，保護(hù)啟動后，是由差動速斷保護(hù)首先動作，差動速斷保護(hù)的整定值一般為5 至8 倍額定電流，用于快速切除保護(hù)范圍內(nèi)的嚴(yán)重故障，因此上述各因素可知，主變高壓側(cè)A 相故障的性質(zhì)為單相金屬性接地故障。1 號主變差動保護(hù)動作屬于保護(hù)正確動作。

2、1 號主變非電量保護(hù)動作分析

從上述現(xiàn)場照片，可知1 號主變非電量保護(hù)動作順序如下：

19:58:33:914ms 主變壓力釋放閥變位由0 變1

19:58:33:942ms 主變重瓦斯變位由0 變1

19:58:33:946ms 斷路器故障聯(lián)跳變位由0 變1

19:58:33:980ms 主變輕瓦斯變位由0 變1

以上情況，可能出現(xiàn)的原因是由于受熱，壓力變化在產(chǎn)氣前出現(xiàn)，導(dǎo)致壓力釋放首先動作，然后油流沖擊擋板導(dǎo)致重瓦斯動作。

3、1 號主變故障廠用電切換后備用進(jìn)線失電的分析

圖5 1 號主變差動保護(hù)動作后，1 號機(jī)組6KV 母線電壓波形1（時(shí)間19:58:33）

圖6 1 號主變差動保護(hù)動作后，1 號機(jī)組6kV 母線電壓波形2（時(shí)間20:15:56）

從圖5 可知，當(dāng)日時(shí)間19:58:33，主變差動保護(hù)動作后，1 號機(jī)組6kVA、B 段工作進(jìn)線開關(guān)跳開后，6kV 母線電壓正常，說明廠用電切換正常動作。至當(dāng)日時(shí)間20:15:56，從圖6 可知，6kVA 段母線電壓呈衰減消失狀態(tài)，6kVB 段母線電壓正常。根據(jù)6kV 母線電壓衰減消失的狀態(tài)，結(jié)合2012 年7 月12 日現(xiàn)場檢查1 號機(jī)組6kV 備用進(jìn)線開關(guān)的CT 二次回路呈開路狀態(tài)的結(jié)果，分析圖6 時(shí)間，錄波啟動時(shí)6KV 備用進(jìn)線開關(guān)由于二次電纜損壞，開關(guān)已跳開，母線電壓所呈現(xiàn)的衰減是由于6kV 母線所帶的高壓電機(jī)的反饋電壓所致。

4、2 號主變差動保護(hù)動作分析

圖7 2 號主變差動保護(hù)動作時(shí)故障錄波器錄取波形圖（2 號發(fā)電機(jī)機(jī)端-2 號主變高壓側(cè)）

圖8 2 號主變差動保護(hù)動作時(shí)矢量分析圖（2 號發(fā)電機(jī)機(jī)端-2 號主變高壓側(cè)）

圖9 2 號主變差動保護(hù)動作時(shí)故障錄波器錄取波形圖（2 號高廠變高壓側(cè)-2 號主變高壓側(cè)）

圖10 2 號主變差動保護(hù)動作時(shí)矢量分析圖（2 號高廠變高壓側(cè)-2 號主變高壓側(cè)）

從圖7 時(shí)間2021-7-10 20:02:06.7103 時(shí)刻2 號主變差動保護(hù)跳閘時(shí)，2 號主變的高壓側(cè)電流、2 號發(fā)電機(jī)機(jī)端電流的矢量分析如圖8 所示，此時(shí)由2 號發(fā)電機(jī)機(jī)端對2 號主變高壓側(cè)所構(gòu)成的差動回路，并沒有差動電流，2 號主變的高壓側(cè)電流與2 號發(fā)電機(jī)機(jī)端電流的矢量正常。同理，圖9 時(shí)間2021-7-10 20:02:06.7103 時(shí)刻2 號主變差動保護(hù)跳閘時(shí)，2 號主變的高壓側(cè)電流、2 號高廠變高壓側(cè)電流的矢量分析如圖10 所示，此時(shí)由2 號高廠變高壓側(cè)對2 號主變高壓側(cè)所構(gòu)成的差動回路，并沒有差動電流，2 號主變的高壓側(cè)電流與2 號高廠變高壓側(cè)電流的矢量正常。結(jié)合2012 年7 月12 日現(xiàn)場檢查2 號主變高壓側(cè)GIS 開關(guān)CT 二次回路呈開路狀態(tài)的結(jié)果，分析由于2 號發(fā)變組保護(hù)的控制電纜損壞，造成2 號發(fā)變組保護(hù)裝置動作。

5、2 號發(fā)變組保護(hù)主變差動動作后，2 號機(jī)組6kV 備用進(jìn)線失電分析

圖11 2 號主變差動保護(hù)動作后，2 號機(jī)6kV 母線電壓波形1（時(shí)間2021-7-1020:02:06）

圖12 2 號主變差動保護(hù)動作后，2 號機(jī)6kV 母線電壓波形2（時(shí)間2021-7-1020:18:38）

從圖11 可知，當(dāng)日時(shí)間20:02:06，2 號主變差動保護(hù)動作后，2號機(jī)組6kVA、B 段工作進(jìn)線開關(guān)跳開后，6kV 母線電壓正常，說明廠用電切換正常動作。至當(dāng)日時(shí)間20:18:38，從圖12 可知，6kVB 段母線電壓呈衰減消失狀態(tài)，6kVA 段母線電壓正常。根據(jù)6kV 母線電壓衰減消失的狀態(tài)，結(jié)合2012 年7 月12 日現(xiàn)場檢查2 號機(jī)組6kV 備用進(jìn)線開關(guān)的CT 二次回路呈開路狀態(tài)的結(jié)果，分析圖12 時(shí)間，錄波啟動時(shí)6KV 備用進(jìn)線開關(guān)由于二次電纜損壞，開關(guān)已跳開，母線電壓所呈現(xiàn)的衰減是由于6kV 母線所帶的高壓電機(jī)的反饋電壓所致。

6、其他保護(hù)動作情況

GIS 升壓站和網(wǎng)控樓控制電纜燒損，導(dǎo)致基礎(chǔ)數(shù)據(jù)沒有真實(shí)性，二次設(shè)備動作和信號不具備分析條件，其他保護(hù)動作情況不再分析。

附件2. 1 號主變壓器絕緣油色譜分析

1、油色譜分析數(shù)據(jù)情況

1 號主變壓器投入運(yùn)行以來，從2018 年11 月19 日至2019 年08月20 日的油樣色譜分析數(shù)據(jù)缺失，只能對2019 年8 月20 日至2021年4 月14 日的油樣色譜分析數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，具體數(shù)據(jù)如表1。1 號變壓器運(yùn)行期間沒有補(bǔ)充過絕緣油。

表1 1 號主變壓器投運(yùn)后色譜數(shù)據(jù)單位：ppm

從表1 中的數(shù)據(jù)看，特征氣體的數(shù)值滿足《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》的總烴不超過150ppm，氫氣不超過150ppm 和乙炔不超過5ppm 要求?？偀N絕對數(shù)值不高，但其中的乙烯占比較高。

2021 年4 月14 日色譜數(shù)據(jù)，所有的特征氣體數(shù)值均為2021 年1月11 日色譜數(shù)值的一半左右，分析原因可能是取樣問題或測量問題造成。

2、油色譜趨勢分析

1 號主變壓器投入運(yùn)行以來特征氣體變化趨勢如圖1所示

圖1 特征氣體變化趨勢

從圖1 特征氣體變化趨勢中可以看出，各組份氣體總體呈緩慢上升趨勢，產(chǎn)氣率較低。其中乙烯從2018 年11 月19 日投入運(yùn)行前的0ppm 持續(xù)增長，到2021 年1 月11 日乙烯數(shù)值漲到19.13ppm，增長相對明顯，分析變壓器內(nèi)應(yīng)有過熱點(diǎn)存在。

3、變壓器油在線檢測裝置數(shù)據(jù)分析

該變壓器安裝了變壓器油全組份色譜在線檢測裝置，其色譜數(shù)據(jù)趨勢如圖3 所示。各組份氣體基本呈緩慢上漲的趨勢，與離線數(shù)據(jù)基本保持一致。各組份氣體含量總體平穩(wěn)，故障前無異常突變。

4、故障后色譜數(shù)據(jù)

故障后絕緣油色譜數(shù)據(jù)如表2 所示。

表2 1 號主變壓器故障后色譜數(shù)據(jù)單位：ppm

三比值編碼為“101”，故障類型為電弧放電。

絕緣油色譜分析報(bào)告

附件3：1 號主變預(yù)防性試驗(yàn)報(bào)告

附件4. 1 號主變壓器紅外測試報(bào)告

附件3 1 號主變消防啟動記錄