某发电厂高厂变烧损事故
1 事故的分析简介:
1.1 某电厂装机容量为2*300MW，发电机变压器单元接线，升压站为220kV 内桥接线，2007 年3 月1 日5 时27 分，2 号高厂变差动保护、速断保护动作，#2 机组全停。
1.2 事故前的运行方式： 1、2 号发变组运行，220kV 201 开关、220kV 202 开关、220kV 母联桥开关运行，1、2 号高厂变分别带1、2 机厂用电运行。
2 事故经过
2007 年3 月1 日5 时27 分220kV202 开关、220kV 母联桥开关跳闸，2 号发电机灭磁开关跳闸，2 号高厂变A、B 分支开关跳闸，2 号机厂用电切换成功，2号机全停。检查2 号发变组保护A、B 柜高厂变差动保护、差动速断保护动作出口，C 柜高厂变轻瓦斯保护动作发信未返回。
启动2 号炉A 球么机时,由于2 号炉A 球么机6kV FC 开关A 相熔断器上桩头金属连片螺栓松动产生电弧引起三相弧光短路。由于故障在开关进线侧，不在球么机保护范围，保护不动作行为正确。A 分支6kV 保护动作最短时间为0.5s可见保护不动作行为正确。三相短路电流通过2#高厂变造成绕组变形引起B 相匝间短路从而引起高厂变差动保护动作，从录波图分析故障电流从开始到切除最28快301ms，切除后电流还有长时间衰减。发变组保护故障报告只能表明为高厂变差动动作，在动作值及出口时间上无法确认。按理论差动保护出口时间30ms 计算，分析故障应持续270ms 达到差动电流值出口。高厂变B 相匝间短路引起绕组和油发热分解产生气体从而引起轻瓦斯保护动作。
3 事故后电气一次设备检查
3.1 6kV2A 段A 球磨机电源开关检查：开关严重烧损，该FC 开关熔断器上端头多处连接螺栓烧熔。
3.2 2#高厂变检查：
3.2.1 油色谱分析：事故后该发电厂抽取变压器油样送铜仁供电局进行化验，化
验结果如下：
总烃 H2 乙炔 乙烷 甲烷 乙烯
527ppm 387ppm 267ppm 151ppm 104ppm 400ppm
从油样分析结果可知油中总烃、乙炔、H2 的含量高超出规程规定，而乙炔、H2含量很高并构成总烃的主要成分。由此根据三比值法判断2#高厂变内部短路，
产生弧光放电。
3.2.2 2#高厂变直流电阻、绝缘检查
3.2.2.1 低压侧A 分支(单位:mΩ) 测量仪表:KSN-40 变压器直流电阻测试仪相别 交接试验换算值(20℃) 故障后实测值故障后换算值(20℃)
a1o1 1.979 1.915 1.726
b1o1 1.977 1.691 1.524
c1o1 1.978 1.902 1.714
不平衡率 <2% 11.69% 11.69%
低压侧A分支相间不平衡率为11.69%，b1o1 相实测值与交接值相比相差29.72%，与《预规》规定值相比严重超标。
3.2.2.2 高压侧 (单位:mΩ) 测量仪表:KSN-40 变压器直流电阻测试仪档位 高压绕组 实测直流电阻 换算值(20℃) 交接试验值(20℃)
BC 23.95 24.52 ------
1 AB 23.94 24.52 ------
AC 23.99 24.57 ------
BC 23.33 23.89 ------
2 AB 23.31 23.87 ------
AC 23.37 23.93 ------
BC 22.70 23.25 23.40
29
3 AB 22.69 23.24 23.37
AC 22.76 23.31 23.44
BC 22.09 22.62 ------
4 AB 22.08 22.61 ------
AC 22.15 22.68 ------
BC 21.47 21.99 ------
5 AB 21.46 21.98 ------
AC 21.53 22.05 ------
3.2.2.3 低压侧B 分支(单位:mΩ) 测量仪表:KSN-40 变压器直流电阻测试仪相别交接试验换算值(20℃) 故障后实测值故障后换算值(20℃)
a2O2 1.921 1.953 1.760
b2O2 1.912 1.957 1.763
c2O2 1.910 1.952 1.759
低压侧B 分支相间不平衡率为0.26%，b2O2 相实测值与交接值相比相差8.58%。
3.2.3 2#高厂变变形测试
通过变形试验结果分析 20kV 侧AB 相绕组、6.3kV 侧低压A 分支b 相、6.3kV侧低压B 分支b 相已发生变形。
4 事故原因分析
事故发生后检查发现 6kV2A 段A 球磨机电源开关上端头有烧伤痕迹，电源开关上端头连接螺栓烧熔。初步判断开关上端头连接螺栓松动及接触面小，螺栓接触不良发生电弧放电引起开关三相短路。开关三相短路造成2#高厂变烧损。
综合以上情况分析，本次事故的原因是以下几个方面：
4.1 经电厂、厂家、试验院三方现场检查及试验分析:在启动2 号炉A 球么机时,由于2 号炉A 球么机6kV FC 开关A 相熔断器上桩头金属连片螺栓松动产生电弧引起三相弧光短路，由于故障在开关进线侧，不在球么机保护范围，保护不动作行为正确。A 分支6kV 保护动作最短时间为0.5s 可见保护不动作行为正确。三相短路电流通过2#高厂变强大电磁力造成高厂变绕组变形引起B 相匝间短路从而引起高厂变差动保护动作，从录波图分析故障电流从开始到切除最快301ms，切除后电流还有长时间衰减。发变组保护故障报告只能表明为高厂变差动动作，在动作值及出口时间上无法确认。按理论差动保护出口时间30ms 计算，分析故障应持续270ms 达到差动电流值出口，保护动作行为正确。三相短路电流和变压器B 相匝间短路电流通过高厂变时引起绕组和油发热分解产生气体从而引起轻瓦斯保护动作，保护动作行为正确。
4.2 6kV2A 段A 球磨机开关上端头螺栓接触不良发生电弧放电引起开关三相短
路；
4.3 开关短路后造成变压器低压侧遭受出口短路冲击，变压器烧损。
5 事故反措建议
针对以上几个原因，制定以下几条反措建议：
5.1 加强6kV 开关的检查，紧固螺栓，防止因螺栓接触不良发生电弧放电引发事
故；
5.2 2#机组准备用启备变代替高厂变运行，应制定相应反措，防止机组在无备用电源下运行出现重大事故；此次事故由于故障切除时间长造成变压器损坏，其修复时间长影响电网、电厂安全运行。变压器在此短路电流条件下的抗短路能力时间据厂家说明只有250ms，这次事故达270 ms，超过限值。从此次事故汲取经验各电厂必须更加加强安全防范工作。继电保护动作行为上分析，高厂变A 分支6kV 工作电源过流保护出口时间长使短路事故影响到变压器本体。目前贵州电网各电厂高厂变设置保护大致情况是发变组保护中高厂变差动保护（出口时间30ms）、高压侧复压过流（出口时间1s 以上）、分支过流（一时限0.1s\二时限1s 以上）、6kV 工作电源段分支过流（一时限∝s\二时限0.5s 以上）。该电厂原设计发变组保护无分支过流保护，而6kV 工作电源段分支过流时限定值过长。可能是造成事故原因之一。从以上分析，希望各电厂对保护配置引起重视，对电气一次设备保护从定值、时间等方面着手研究是否有安全可靠的应对方案。
5.3 由于现场条件有限，建议2#高厂变返厂修复。
1.1 某电厂装机容量为2*300MW，发电机变压器单元接线，升压站为220kV 内桥接线，2007 年3 月1 日5 时27 分，2 号高厂变差动保护、速断保护动作，#2 机组全停。
1.2 事故前的运行方式： 1、2 号发变组运行，220kV 201 开关、220kV 202 开关、220kV 母联桥开关运行，1、2 号高厂变分别带1、2 机厂用电运行。
2 事故经过
2007 年3 月1 日5 时27 分220kV202 开关、220kV 母联桥开关跳闸，2 号发电机灭磁开关跳闸，2 号高厂变A、B 分支开关跳闸，2 号机厂用电切换成功，2号机全停。检查2 号发变组保护A、B 柜高厂变差动保护、差动速断保护动作出口，C 柜高厂变轻瓦斯保护动作发信未返回。
启动2 号炉A 球么机时,由于2 号炉A 球么机6kV FC 开关A 相熔断器上桩头金属连片螺栓松动产生电弧引起三相弧光短路。由于故障在开关进线侧，不在球么机保护范围，保护不动作行为正确。A 分支6kV 保护动作最短时间为0.5s可见保护不动作行为正确。三相短路电流通过2#高厂变造成绕组变形引起B 相匝间短路从而引起高厂变差动保护动作，从录波图分析故障电流从开始到切除最28快301ms，切除后电流还有长时间衰减。发变组保护故障报告只能表明为高厂变差动动作，在动作值及出口时间上无法确认。按理论差动保护出口时间30ms 计算，分析故障应持续270ms 达到差动电流值出口。高厂变B 相匝间短路引起绕组和油发热分解产生气体从而引起轻瓦斯保护动作。
3 事故后电气一次设备检查
3.1 6kV2A 段A 球磨机电源开关检查：开关严重烧损，该FC 开关熔断器上端头多处连接螺栓烧熔。
3.2 2#高厂变检查：
3.2.1 油色谱分析：事故后该发电厂抽取变压器油样送铜仁供电局进行化验，化
验结果如下：
总烃 H2 乙炔 乙烷 甲烷 乙烯
527ppm 387ppm 267ppm 151ppm 104ppm 400ppm
从油样分析结果可知油中总烃、乙炔、H2 的含量高超出规程规定，而乙炔、H2含量很高并构成总烃的主要成分。由此根据三比值法判断2#高厂变内部短路，
产生弧光放电。
3.2.2 2#高厂变直流电阻、绝缘检查
3.2.2.1 低压侧A 分支(单位:mΩ) 测量仪表:KSN-40 变压器直流电阻测试仪相别 交接试验换算值(20℃) 故障后实测值故障后换算值(20℃)
a1o1 1.979 1.915 1.726
b1o1 1.977 1.691 1.524
c1o1 1.978 1.902 1.714
不平衡率 <2% 11.69% 11.69%
低压侧A分支相间不平衡率为11.69%，b1o1 相实测值与交接值相比相差29.72%，与《预规》规定值相比严重超标。
3.2.2.2 高压侧 (单位:mΩ) 测量仪表:KSN-40 变压器直流电阻测试仪档位 高压绕组 实测直流电阻 换算值(20℃) 交接试验值(20℃)
BC 23.95 24.52 ------
1 AB 23.94 24.52 ------
AC 23.99 24.57 ------
BC 23.33 23.89 ------
2 AB 23.31 23.87 ------
AC 23.37 23.93 ------
BC 22.70 23.25 23.40
29
3 AB 22.69 23.24 23.37
AC 22.76 23.31 23.44
BC 22.09 22.62 ------
4 AB 22.08 22.61 ------
AC 22.15 22.68 ------
BC 21.47 21.99 ------
5 AB 21.46 21.98 ------
AC 21.53 22.05 ------
3.2.2.3 低压侧B 分支(单位:mΩ) 测量仪表:KSN-40 变压器直流电阻测试仪相别交接试验换算值(20℃) 故障后实测值故障后换算值(20℃)
a2O2 1.921 1.953 1.760
b2O2 1.912 1.957 1.763
c2O2 1.910 1.952 1.759
低压侧B 分支相间不平衡率为0.26%，b2O2 相实测值与交接值相比相差8.58%。
3.2.3 2#高厂变变形测试
通过变形试验结果分析 20kV 侧AB 相绕组、6.3kV 侧低压A 分支b 相、6.3kV侧低压B 分支b 相已发生变形。
4 事故原因分析
事故发生后检查发现 6kV2A 段A 球磨机电源开关上端头有烧伤痕迹，电源开关上端头连接螺栓烧熔。初步判断开关上端头连接螺栓松动及接触面小，螺栓接触不良发生电弧放电引起开关三相短路。开关三相短路造成2#高厂变烧损。
综合以上情况分析，本次事故的原因是以下几个方面：
4.1 经电厂、厂家、试验院三方现场检查及试验分析:在启动2 号炉A 球么机时,由于2 号炉A 球么机6kV FC 开关A 相熔断器上桩头金属连片螺栓松动产生电弧引起三相弧光短路，由于故障在开关进线侧，不在球么机保护范围，保护不动作行为正确。A 分支6kV 保护动作最短时间为0.5s 可见保护不动作行为正确。三相短路电流通过2#高厂变强大电磁力造成高厂变绕组变形引起B 相匝间短路从而引起高厂变差动保护动作，从录波图分析故障电流从开始到切除最快301ms，切除后电流还有长时间衰减。发变组保护故障报告只能表明为高厂变差动动作，在动作值及出口时间上无法确认。按理论差动保护出口时间30ms 计算，分析故障应持续270ms 达到差动电流值出口，保护动作行为正确。三相短路电流和变压器B 相匝间短路电流通过高厂变时引起绕组和油发热分解产生气体从而引起轻瓦斯保护动作，保护动作行为正确。
4.2 6kV2A 段A 球磨机开关上端头螺栓接触不良发生电弧放电引起开关三相短
路；
4.3 开关短路后造成变压器低压侧遭受出口短路冲击，变压器烧损。
5 事故反措建议
针对以上几个原因，制定以下几条反措建议：
5.1 加强6kV 开关的检查，紧固螺栓，防止因螺栓接触不良发生电弧放电引发事
故；
5.2 2#机组准备用启备变代替高厂变运行，应制定相应反措，防止机组在无备用电源下运行出现重大事故；此次事故由于故障切除时间长造成变压器损坏，其修复时间长影响电网、电厂安全运行。变压器在此短路电流条件下的抗短路能力时间据厂家说明只有250ms，这次事故达270 ms，超过限值。从此次事故汲取经验各电厂必须更加加强安全防范工作。继电保护动作行为上分析，高厂变A 分支6kV 工作电源过流保护出口时间长使短路事故影响到变压器本体。目前贵州电网各电厂高厂变设置保护大致情况是发变组保护中高厂变差动保护（出口时间30ms）、高压侧复压过流（出口时间1s 以上）、分支过流（一时限0.1s\二时限1s 以上）、6kV 工作电源段分支过流（一时限∝s\二时限0.5s 以上）。该电厂原设计发变组保护无分支过流保护，而6kV 工作电源段分支过流时限定值过长。可能是造成事故原因之一。从以上分析，希望各电厂对保护配置引起重视，对电气一次设备保护从定值、时间等方面着手研究是否有安全可靠的应对方案。
5.3 由于现场条件有限，建议2#高厂变返厂修复。