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58 分，安徽某電廠1 號、2 號機組正常運行，1 號機組負荷610MW，2 號機組負荷620MW，220kV 雙母線并列正常方式運行，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58 分，1 號、2 號機組正常運行，1 號機組負荷610MW，2 號機組負荷620MW，220kV 雙母線并列正常方式運行。

19 時58 分33 秒，1 號主變差動保護動作，機組跳閘，廠用電切換正常?；馂?zāi)報警裝置發(fā)“1 號主變區(qū)域火災(zāi)”報警信號，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02 分06 秒，2 號主變差動保護動作，機組跳閘，廠用電切換正常。全廠對外停止供電。

20 時04 分35 秒，1 號主變消防水噴淋啟動噴水。

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

21 時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)人員第一時間趕到現(xiàn)場，立即啟動火災(zāi)應(yīng)急預(yù)案，報火警，廠內(nèi)消防隊和縣消防隊接到報警后，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)管局進行報告。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2 分鐘，現(xiàn)場明火撲滅，無人員傷亡。

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

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

（四）事故檢查情況

1.保護動作情況

19:58:33:8791 1 號主變差動保護動作；

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側(cè)表面光滑，附著碳化物，非火燒特征；套管末屏接地點側(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)部接地點周圍嚴重?zé)龘p碳化；A 相高壓繞組4 個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情況故障后進行1 號主變壓器絕緣試驗和直流電阻試驗，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 月投運以來，在2020 年9 月機組C時對主變進行了預(yù)防性試驗，未進行主變高壓套管末屏對地絕緣電阻、電容量和介損試驗，未拆接套管傳感器。

二、事故造成的人員傷亡和直接經(jīng)濟損失

（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個固定螺釘-法蘭）6個環(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，套管末屏接地裝置未進行過拆、接作業(yè)。運行中末屏接地不良，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、通訊等電（光）纜全部敷設(shè)在1 號主變上方同一個電纜通道橋架上。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，選用了加裝存在較高安全風(fēng)險的末屏在線監(jiān)測裝置的高壓套管，對本次事故負主要責(zé)任。

（二）設(shè)計施工不合規(guī)

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

（三）設(shè)備維護不到位

運行維護工作不規(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)定進行相關(guān)試驗。

（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，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)對本次事故負主要責(zé)任。設(shè)計院防火設(shè)計不符合規(guī)范要求，應(yīng)對本次事故擴大負主要責(zé)任。責(zé)成能源公司根據(jù)合同規(guī)定依法對相關(guān)單位進行追償，并視情況按照集團供應(yīng)商失信管理實施細則采取包括但不限于暫停、取消投標(biāo)人/報價人資格等處置措施。

（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，對本次事故負管理責(zé)任。由集團公司按相關(guān)考核辦法進行績效考核。

2.安徽某電廠安全生產(chǎn)主體責(zé)任落實不到位，技術(shù)審查把關(guān)不嚴，反事故措施落實不力，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)管理辦法進行考核并報能源公司同意。

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控制措施，加強巡視檢查。

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、消防邏輯進行整改。

3.組織對照標(biāo)準、規(guī)范全面檢查設(shè)備運行、維護管理定期工作標(biāo)準及完成質(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、安裝開展專項隱患排查和治理。

5.制定專職消防人員教育培訓(xùn)和演練計劃，完善日常訓(xùn)練科目，加強培訓(xùn)演練考評，確保實戰(zhàn)能力合格。加強專業(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.能源公司組織落實對相關(guān)單位的事故追償工作，并作為年度重點工作向集團公司進行匯報。

附件：

1.安徽某電廠全廠停電分析報告

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)電機組，以發(fā)電機-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有限公司生產(chǎn)，型號為SFP-780000/220，容量為780MVA，于2018 年11 月投運，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58 分，1 號、2 號機組正常運行，1 號機組負荷610MW，2 號機組負荷620MW，220kV 雙母線并列正常方式運行，01號啟備變掛Ⅱ母。磨煤機、送風(fēng)機、引風(fēng)機、一次風(fēng)機、汽動給水泵等輔機運行正常，機組AGC、AVC、一次調(diào)頻投入。

3. 故障經(jīng)過

19 時58 分33 秒，1 號機組主變差動保護動作，機組跳閘，廠用電切換正常。火災(zāi)報警裝置發(fā)“1 號主變區(qū)域火災(zāi)”報警信號。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，組織值班人員共計約15 人

開始滅火。

20 時02 分06 秒，2 號機組主變差動保護動作，機組跳閘，廠用電切換正常。

20 時04 分35 秒，1 號主變消防水噴淋啟動噴水。

20 時06 分，撥打縣消防大隊119 火警電話請求滅火。

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

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

20 時30 分,縣119 火警消防隊一輛指揮車和兩輛消防車共14 人到達現(xiàn)場開展滅火。

21 時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)部壓力加強筋焊縫開裂（圖3）。

圖3 加強筋焊縫開裂

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、通訊等電（光）纜。

圖7 主變上方電纜燒損

4.3 1 號主變壓器試驗情況

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

試驗時間：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 個安裝孔撕裂

圖13 引線電弧燒損

圖14 內(nèi)壁放電點

4.5 1 號主變壓器保護動作分析

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

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）。套管末屏接地點側(cè)燒損嚴重，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)部接地點周圍嚴重?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，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末屏接地點外部燒損

圖18末屏接地點內(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 個接線端子（其中1 個放電燒損）進行接觸情況檢查，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)合保護動作分析，判斷A 相套管升高座內(nèi)部末屏接地點部位（對應(yīng)CT 燒損最嚴重部位）應(yīng)為首發(fā)接地故障點，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個固定螺釘-法蘭）6個環(huán)節(jié)接地（圖24、25），運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、通訊等電（光）纜全部敷設(shè)在1 號主變上方同一個電纜通道橋架上。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，造成兩臺機組跳閘，啟備變跳閘，全廠停電，事故擴大。

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，選用了加裝存在較高安全風(fēng)險的末屏在線監(jiān)測裝置的高壓套管。

2）設(shè)計施工不合規(guī)。1 號主變、01 號啟備變同室布置，兩臺機組及公用系統(tǒng)電纜敷設(shè)在同一個電纜通道橋架，嚴重違反GB50229-2006《火力發(fā)電廠與變電站設(shè)計防火規(guī)范》。基建工程方案審查和質(zhì)量驗收把關(guān)不嚴，未能發(fā)現(xiàn)并糾正設(shè)計施工不合規(guī)問題。

3)設(shè)備維護不到位。1 號主變2018 年11 月投運，在2020 年9月機組C 時，對主變進行了預(yù)防性試驗，但未對高壓套管單獨進行試驗，未對套管傳感器（末屏接地點）進行拆接，未能及時掌握套管參數(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、報警功能，不具備遠傳信息和存儲功能，功能不完善；故障前未見故障報警信息，也無日常點檢巡檢記錄和數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析，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)備實際運行情況。

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，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。改造前制定專項控制措施，加強檢查巡視，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行整改，對基建設(shè)計、安裝開展專項隱患排查和治理。

3）加強油色譜在線監(jiān)測裝置管理，保證裝置正常投入，對數(shù)據(jù)及時采集和分析。加強油色譜分析工作，關(guān)注油中總烴含量的同時，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)熱部位進行精準檢測，在高溫大負荷期間增加檢測頻次，加強檢測數(shù)據(jù)和試驗數(shù)據(jù)的分析和管理。

附件1. 保護動作分析

1、1 號主變差動保護動作分析

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 時刻，1 號主變高壓側(cè)A 相發(fā)生單相接地故障，T2 時刻19:58:33.8791 時刻，主變差動保護動作，19:58:33.9079 時刻，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 時刻至T2 時刻時間范圍內(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)中性點零序電流為13.71KA，說明此時T2 時刻，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，主變差動保護的電流取自GIS 開關(guān)上的CT）。

圖3 1 號發(fā)變組保護裝置動作報告1

圖4 1 號發(fā)變組保護裝置動作報告2

圖3 是1 號發(fā)變組保護裝置記錄的故障數(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，可知故障時主變高壓側(cè)A 相短路電流穩(wěn)態(tài)值曾達到39KA，根據(jù)系統(tǒng)阻抗、主變參數(shù)和短路電流計算，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)變組保護裝置的動作報告，由圖4 可知，保護啟動后，是由差動速斷保護首先動作，差動速斷保護的整定值一般為5 至8 倍額定電流，用于快速切除保護范圍內(nèi)的嚴重故障，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 號主變差動保護動作屬于保護正確動作。

2、1 號主變非電量保護動作分析

從上述現(xiàn)場照片，可知1 號主變非電量保護動作順序如下：

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線失電的分析

圖5 1 號主變差動保護動作后，1 號機組6KV 母線電壓波形1（時間19:58:33）

圖6 1 號主變差動保護動作后，1 號機組6kV 母線電壓波形2（時間20:15:56）

從圖5 可知，當(dāng)日時間19:58:33，主變差動保護動作后，1 號機組6kVA、B 段工作進線開關(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 號機組6kV 備用進線開關(guān)的CT 二次回路呈開路狀態(tài)的結(jié)果，分析圖6 時間，錄波啟動時6KV 備用進線開關(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的反饋電壓所致。

4、2 號主變差動保護動作分析

圖7 2 號主變差動保護動作時故障錄波器錄取波形圖（2 號發(fā)電機機端-2 號主變高壓側(cè)）

圖8 2 號主變差動保護動作時矢量分析圖（2 號發(fā)電機機端-2 號主變高壓側(cè)）

圖9 2 號主變差動保護動作時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 號主變差動保護動作時矢量分析圖（2 號高廠變高壓側(cè)-2 號主變高壓側(cè)）

從圖7 時間2021-7-10 20:02:06.7103 時刻2 號主變差動保護跳閘時，2 號主變的高壓側(cè)電流、2 號發(fā)電機機端電流的矢量分析如圖8 所示，此時由2 號發(fā)電機機端對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)電機機端電流的矢量正常。同理，圖9 時間2021-7-10 20:02:06.7103 時刻2 號主變差動保護跳閘時，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)變組保護的控制電纜損壞，造成2 號發(fā)變組保護裝置動作。

5、2 號發(fā)變組保護主變差動動作后，2 號機組6kV 備用進線失電分析

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

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

從圖11 可知，當(dāng)日時間20:02:06，2 號主變差動保護動作后，2號機組6kVA、B 段工作進線開關(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 號機組6kV 備用進線開關(guān)的CT 二次回路呈開路狀態(tài)的結(jié)果，分析圖12 時間，錄波啟動時6KV 備用進線開關(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的反饋電壓所致。

6、其他保護動作情況

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)沒有真實性，二次設(shè)備動作和信號不具備分析條件，其他保護動作情況不再分析。

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)進行分析，具體數(shù)據(jù)如表1。1 號變壓器運行期間沒有補充過絕緣油。

表1 1 號主變壓器投運后色譜數(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。

絕緣油色譜分析報告

附件3：1 號主變預(yù)防性試驗報告

附件4. 1 號主變壓器紅外測試報告

附件3 1 號主變消防啟動記錄