安徽某发电厂“4•19”3号主变压器损坏事件报告

2019年4月19日，安徽某发电厂3号机组因“凝汽器真空低”保护跳闸，在机组恢复启动并网过程中，3号主变损坏。相关情况如下：

一、主要设备情况简介

（一）3号主变5003断路器

生产厂家：西门子（杭州），开关型号：3AP2-F1，额定电压：550kV，额定短路开断电流：63kA，制造年份编号：18/K40040863，投运日期：2018年12月。

（二）3号主变

生产厂家：保定变压器厂，主变型号：SFP-370000/500，额定容量：370000kVA，额定电压：525±2×2.5%/20kV，额定电流：406.9/10681A，冷却方式：强迫油循环风冷，接线组别：Y0/△—11，生产日期：1996年6月，投运日期：1998年9月。

（三）3号发电机

生产厂家：上海电机厂，发电机型号：QFS2-320-2，额定功率/视在功率：320MW/356MVA，定子电压：20000V，定子电流：10264A，冷却方式：双水内冷，接线组别：YY，生产日期：1995年6月，投运日期：1998年9月,2014年增容至320MW。

（四）3号高厂变

生产厂家：保定变压器厂，主变型号：SFF7-40000/20，额定容量：40000/20000-20000千伏安，额定电压：20±2×2.5%/6.3-6.3kV，额定电流：406.9/10681A，冷却方式：ONAN（自）/ONAF，接线组别：D，Yn1-Yn1，生产日期：1995年6月，投运日期：1998年9月。

（五）3号机微机同期装置

生产厂家：深圳市智能设备开发有限公司，型号：SID-2CM-SV，投运日期：2009年3月。

3号机组原设计为单独集控室控制。2014年，通过“两机一控”项目改造后，将3号机组集控室迁至4号机组集控室，合并为二期控制室。原有3号机组集控室改造为仿真机培训室。

二、事件经过

2019年04月19日非停发生前, 3号机组负荷260.8MW，凝汽器真空-95.2Kpa，机组处于协调方式，AGC投入、RB功能投入。

2019年04月19日08时37分45秒，“真空低跳闸”信号发出，汽机跳闸；08时37分46秒，锅炉MFT，发变组解列。

图1 非停前后主要参数历史趋势

机组跳闸后，经现场检查，DCS操作员站、工程师站、盘面硬手操及MCC小室均无人员操作真空破坏门。研究决定采取临时措施，将真空破坏门MCC抽屉停电后转手动方式，联系调度同意3号机组重新启动，真空破坏门打开原因继续查找。

12时39分，3号汽轮机转速3000rpm，进行发电机并网操作；12时59分，投入3号发电机励磁，发电机端电压升至额定值（20kV），检查发变组各运行参数正常，投入同期装置进行自动准同期并网。

13时03分，3号发变组5003开关合闸后即跳闸（系统侧为500kV Ⅳ母），灭磁开关跳闸，CRT上“5003开关事故跳闸”、“5003断路器第一组出口跳闸”、“5003断路器第二组出口跳闸”、“主变压力释放”光字牌闪亮。立即到3号发变组保护小室检查保护动作情况，发变组保护A/B柜均报“主变差动速断”、“发变组差动速断”、“主变比率差动”、“发变组比率差动”，发变组保护C柜报“主变重瓦斯”、“主变轻瓦斯”、“主变压力释放”动作信号灯亮。就地检查发现3号主变本体西北角撕裂漏油，本体向外冒烟。联系安徽省调，合上5003617接地刀闸，3号发变组回路转检修，20日启动4号机组。

图2 主变损坏照片

图3 主变损坏照片

二、初步原因分析

（一）非停原因

1.保护动作原因

经对现场历史趋势和相关报警记录查询，汽轮机跳闸的首出为“真空低跳闸”，在非停发生前，08时37分01秒真空破坏阀关反馈信号消失，随后凝汽器真空开始快速下降，08时37分34秒真空下降至报警值（-90kPa），08时37分46秒真空下降至跳闸值（-81 kPa）触发“真空低跳闸”信号，造成机组解列，如图2所示。

分析确认，此次非停的直接原因是真空破坏阀误开造成真空快速下降，保护正确动作，导致汽机跳闸，机组解列。

图4 非停前真空下降趋势

2.发生原因

经查，3号机真空破坏阀的控制方式分为DCS画面手操、二期新集控室硬手操和MCC开关柜按钮控制三种方式，控制指令均通过脉冲信号送至MCC柜的接触器来控制真空破坏阀的开关。为排查真空破坏阀异常打开的原因，非停发生后开展了以下几项工作进行原因分析：

（1）通过历史趋势和操作记录查询，真空破坏阀打开前无DCS指令发出（如图4和图5所示）且集控室硬手操和MCC开关柜按钮也未进行任何操作（监控视频查询）。因此，可以排除运行、检修人员误操作和DCS控制逻辑异常的问题。

图5 真空破坏阀异常打开前的运行操作记录

（2）现场对DCS控制指令和集控室硬手操至MCC的电缆绝缘情况、DCS控制器电源和模件运行状态、DCS真空破坏阀指令继电器阻值、MCC柜接触器线圈和辅助接点阻值、就地电动门控制回路等均进行了检查，均未发现异常。

（3）现场检查MCC柜的控制端子排，发现控制端子排处有3组指令线控制真空破坏阀的开关，而实际设计应为2组指令线。对指令线进行传动试验发现，多余一组指令线为仿真机室（原3号机组集控室）操作台真空破坏阀硬手操按钮的接线。如图6和图7所示。

图6 MCC柜真空破坏阀控制端子排接线

图7 仿真机室操作台真空破坏阀操作台硬按钮

仿真机室是由2014年“二期两机一控改造”项目后留下的3号机组集控室改造而来，其操作台上的真空破坏阀硬手操按钮是改造后的遗留设备。为验证仿真机室操作台的真空破坏阀硬手操是否可以控制3号机组真空破坏阀，现场进行了传动试验，在仿真机室对真空破坏阀硬手操按钮进行操作打开，试验结果显示3号机组真空破坏阀关反馈消失，真空破坏阀就地也实际动作。因此，3号机组运行期间，若仿真机室“真空破坏门”硬手操按钮进行操作，可导致真空破坏阀异常打开。

3号机组发生非停前，仿真机室正在进行仿真机培训，通过对仿真机室的视频监控检查发现，真空破坏阀异常动作时刻，培训人员正对操作台上的真空破坏阀硬手操按钮进行操作。

检查确认，仿真机室操作台真空破坏阀硬手操按钮在改造后未及时退出3号机组控制，造成在仿真机培训过程中3号机组真空破坏阀误动，是本次事件的间接原因。

（二）主变损坏原因

1.直接原因

经调阅故障录波器，13时03分，3号发变组在自动准同期并网操作过程中，发生了非同期并列，并列时相角差约150°。

图8 3号机故障录波图形

分析确认，发变组并列过程中发生非同期并列是造成主变损坏的直接原因。

2.间接原因

（1）同期电压回路端子接线不准确

现场检查确认，3号发变组保护C柜端子排接线存在错误，由500kVⅣ母PT引至该柜的二次电压回路L640和Sa640端子接线顺序不对，极性接反。

（2）两次技改后的核相工作未能发现问题

2007年5月500kVⅡ母线分段改造和2009年5月3号机同期装置改造后的同期核相工作存在问题。

（3）主变曾经受过系统振荡冲击

3号主变为1996年制造，设计本身抗短路能力不高，2001年11月安徽500kV系统曾发生系统振荡，振荡源较近（位于平圩电厂），2001年12月26日，测量高压侧直阻明显增大，吊芯后发现B相从下往上数第31匝最外股开路并与相临股短接，2002年1月18日修复后试验合格。

图9 3号主变试验报告

图10 3号主变试验报告

三、暴露问题

（一）机组非停暴露问题

1.设备异动管理不到位。2014年的“两机一控”项目改造后，未将3号机盘台上真空破坏门手动按钮至MCC控制箱控制电缆拆除，在改造后传动试验时也未发现。

2.隐患排查不彻底。2018年热工专业管理提升专项活动开展过程中控制回路排查不到位、隐患排查不实不细，未能发现3号机真空破坏门回路多余接线未拆除隐患。

3.技术管理不到位。热工接线图纸在改造后未及时更新，致使检修人员、运行人员未能掌握回路实际情况。

4.安徽公司督查工作不到位。热工专项提升活动验收过程中，仅针对三项指标达标情况进行了现场验收，未对各单位热工专业管理进行扩大性排查。

（二）主变损坏暴露问题

1.技术管理存在严重漏洞

2007年500kVⅡ母分段为Ⅱ、Ⅳ母改造，2009年3号机同期装置改造，图纸设计、施工、竣工图管理不完善。如3号机发变组保护图册中“发变组保护C柜左侧端子排图（3）”中L640和Sa640接线画图不准确，导致500kVⅣ母PT过来的电压回路极性接反；2009年同期装置更换改造图纸为厂家提供版，未转换成厂内接线图。

图11 3号发变组C柜端子图

图12 3号发变组电压回路原理展开图

图13 3号机同期装置端子接线图

上述图纸错误，直接导致接线错误。

2009年同期装置改造后的核相报告未经签字、审批；500kV母线分段改造后的试验报告无纸质存档；2014年3号机组大修后的电气试验方案未见签字审批。

图14 3号机开机电气试验方案

图15 3号机同期装置更换试验报告

上述试验方案、试验过程及结果无跟踪、监控及事后追溯手段，直接导致重要的继电保护工作过程、质量失控。暴露电气二次专业基础管理混乱。

2.反措执行存在漏洞

500kV母线分段改造、同期装置更换改造后，未严格按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义》的相关规定，做到“对装置及同期回路进行全面、细致的校核”。违反了“二十五项反措”中“防止发电机非同期并网”的要求，导致设备隐患长期不能得以发现和整改，暴露出该电厂反措执行不到位。

3.人员技术培训不到位

对继电保护技术人员培训工作重视不足，暴露出图纸管理、试验报告编写、现场隐患排查等技能不高。

（三）异常处置暴露的问题

“4.19”事件发生后，安徽公司董事长、总经理、分管生产副总经理及相关部门负责人立即赶赴该电厂进行事故处理。经就地查看判断，3号主变发生内部故障损坏需返厂检修，并于18时左右汇报集团公司生产运营部。

“4.19”非停发生后，该电厂在机组恢复启动过程中，13时03分，又发生主变故障导致机组并网失败、3号主变现场冒烟，急于事故处理，生产指挥忙乱，未在规定时间向集团公司汇报。

四、防范措施

（一）防止设备异动不彻底的措施

1.针对此次发生的非停事件，统一梳理并核查所有改造项目后的遗留问题和安全隐患，制定相应整改措施。

2.按照集团公司有关技术监督制度，完善热工图纸和过程文件的详细记录。

3.完善SOE系统，针对重要的硬手操信号应设置SOE记录，便于事故追忆分析。

4. 1-4号机组真空破坏阀DCS控制逻辑中无闭锁功能，建议设置机组正常运行状态下真空破坏阀的开启闭锁，以防止DCS画面运行人员误操作。

（二）防止非同期并列的措施

1.落实管理责任，堵塞管理漏洞

牢固树立安全生产“全局性地位、基础性作用”的理念，切实履行企业安全生产主体责任，严格落实各级人员的安全生产责任制；充分发挥安全生产“双防机制”的作用，结合当前正在开展的春季安全大检查和“防范重大事故，确保安全稳定”百日行动，重点督查系统各单位制度落实、责任落实情况，坚持“制度管总、行动保障、作风兜底”，对于履职不严、尽责不力的单位和个人，坚持“无后果追究、有后果从重”的原则，严抓严管，坚决惩处，全面堵塞安全生产管理中的漏洞。

2.落实技术责任，夯实基础管理

全面落实技术管理责任，全面落实技术领导和技术总负责人制度，充分发挥三级技术监控网络的作用，加强技术监控管理，规范技术审批流程；班组要履行技术管理职责，加大技术人才培养，夯实技术基础管理；结合集团公司新修订的《技术监控管理办法》，安徽公司拟重新修订省公司并组织基层企业修订本企业《技术监控管理实施细则》，制订全年技术监控省公司督查计划，逐月按计划开展技术监控检查，全年完成15项技术监督和管理项目的检查。

3.立即开展电气二次专项隐患排查治理

针对本次事故，安徽公司决定立即组织电气二次专家组，在系统内开展一次专项隐患排查治理工作，排查工作坚持“立查立改、边查边改”原则。排查范围如下：

（1）排查各同期装置是否超校验周期，如有应立即开展校验并确保正常。

（2）排查各变压器预试是否超周期，预试报告是否合格，如违反预防性试验规定，应立即采取防范措施。

（3）排查各发电机、变压器、母线、电压互感器、电流互感器、线路新投入、或一次回路有改动后，并列前是否开展核相，是否开展假同期及采样试验，试验报告是否有异常，如有应立即整改。

（4）重点排查防止非同期并列反事故措施落实情况：并列操作票是否正确，是否严格执行“两票三制”；同期继电器、整步表和自动准同期装置，尤其是接入同期装置的电压回路是否完整、接线无误；断路器操作控制回路电缆绝缘是否合格；各待并侧与系统侧相序是否一致。如存在任何异常，应立即排除异常，否则严禁并网。

（5）排查全厂控制用直流系统，消除所有接地故障，严禁直流回路混入交流量。

（6）排查图纸、规程、定值、逻辑等专业基础管理工作。

4.加强人员技能培训

采取“导师带徒”、基础知识培训、技能竞赛等措施，提高继电保护人员现场基本技能和技术资料管理水平。

五、事故调查与处理

“4.19”事件发生后，安徽公司当晚即成立了事故调查组并指导电厂制定抢修方案，目前现场事故调查及抢修工作正按部就班开展。电厂成立了保安全、保环保、保抢修等工作小组，明确任务、落实责任，积极开展相关工作，目前抢修工作紧张有序，4号机组已于20日20时32分按调度令并网运行。