安全距离不够，接地短路停机

【简述】2005年06月21日，某电厂1号主变压器低压侧绕组引出线汇流排对支撑角铁绝缘距离小，运行中接地短路，保护动作造成停机事故。
【事故经过】设备掉闸情况：2005年06月21日12时51分，电气主控室事故喇叭响，220KV侧2201开关、110KV侧171开关、发电机出口01开关、MK开关及6KV8、24号掉闸，0号高备变自投成功后又失压，0号低压变未自投。锅炉MFT动作，跳闸首出显示全部燃料失去。汽机主汽门关闭。汽压急剧上升，锅炉3号安全门动作，所有转动设备电流到零，1～15号给粉机掉闸。
电气光字信号：1号机控制及仪表盘：“保护装置TV断线”、“录波器动作”、“保护动作”、“发电机断水”、“通风Ⅰ故障”、“通风Ⅱ故障”、“FLG故障”。中央信号同期及备励控制盘：“6KVⅠ段掉牌未归”、“远方电量计费失压报警”、“6KVⅠ段保护动作”光字。高低压备用变：“装置故障及保护动作”、1号高厂变发“A分支保护合闸”、“B分支保护合闸”、“A分支保护跳闸”、“A分支保护跳闸”、“第一套保护动作”、“第二套保护动作”。
电气保护装置动作情况：1号主变保护盘：802、803、804保护装置信号、跳闸灯亮，802、803装置主变复合电压保护动作，804装置主变温度高保护动作。1号发电机保护：801装置一套TV3断线保护、断水保护动作，801一、二套启动、信号、跳闸灯亮。录波器动作。高厂变保护盘6KVⅠA、ⅠB备自投装置“跳闸”、“合闸”灯亮。1号高压厂变第一、二套保护 “启动”、“信号”灯亮“跳闸”灯亮。803保护装置高厂变复合电压保护动作。
锅炉手动关电动主给水门，关1号炉至老厂送汽一、二道门，开省煤器再循环门，开集汽联箱疏水门。汽机启动直流油泵，将外来汽倒为2号机，手动关三段抽汽、1号低加入口门，4、5号高加排地沟，除氧器补水。电气0号高备变自投后，运行人员检查发现6KVⅠA、B段厂用失电，手动切除100号、6KV9、25号开关，切6KVⅠ、Ⅱ段自投手把，拉出6KV11、27号开关小车，推入6KV90、108号小车开关，合6KV90、108号开关。13时20分，合220KV2200号、6KV9号开关，恢复6KVⅠA段厂用；合6KV14号和380V31号开关，恢复1号机低压厂用。处理6KV108号开关后恢复6KVⅠB厂用。同时派人检查1号主变系统无异常，合入27－1和7－1中性点接地刀闸。
13时33分，经联系区调合入110KV114号开关。13时35分，拉开发电机出口01－1刀闸。13时58分，拉开2201－5、171－5刀闸。
1号主变事故现象：16时左右，继保人员检查确认事故原因为1号主变温度高保护动作掉闸。对该保护处理后，开始进行1号机组零起升压鉴定。19时18分，运行人员合入01－1刀闸，合1号机MK开关、01开关，合DZ1、DZ12开关后升发电机电压，1号机静子电压升至9500V时，电气主控室事故喇叭响，1号机控制盘：“主变轻瓦斯”、“主变重瓦斯”“保护TV断线” “保护动作”“录波器动作”信号亮。1号机MK开关、01开关跳闸，运行人员手动切除DZ1、DZ2开关。
1号主变保护装置动作情况：主变重瓦斯动作，主变差动B、C相动作，两套主变802保护装置“启动”、“信号”灯和“跳闸”灯亮，主变804装置“启动”“信号”、“跳闸”灯亮。
主变东西两侧压力释放器动作，变压器油泻出，同时低压侧B、C相套管底部与变压器本体的连接螺栓迸开，造成变压器油从裂缝中外泻；变压器本体北侧加强箍两处焊点开裂。对变压器内部检查发现，变压器低压侧B相绕组引线固定支架支撑木架断裂，一根螺栓掉落，使其支撑角铁下沉与C相低压侧引出线下部汇流排接触造成一个故障点，旁边右侧400mm处低压侧B C相引出线下部汇流排间有放电烧痕，引线绝缘有碳黑现象。支撑木架三处发现裂纹。查找到明显故障点后，对变压器高中、低压三侧A、B、C三相绕组进行认真检查，发现B相绕组围屏中间护箍断裂。油箱底部残油发黑。从上部观察，三相绕组围屏、相间隔板正常无破损、变形；高、中压引线锥的绝缘包扎无变形、破损现象，检查铁芯表面无翘片，无片间短路或变色、放电痕迹；检查拉板连接螺栓无过热现象检查绕组至分接开关的引线无过热现象,对其它绕组引线固定支架和支撑角铁焊接部位进行检查，未发现异常。
2005年07月03日22时16分，1号机组并网运行。
【事故原因】
1号主变至今已运行23年，经对造成变压器短路的支撑角铁检查发现其焊接部位只有一厘米左右，而其他部分均为虚焊。支撑角铁长期受重力作用和所支撑重物的压力及电动力等因素的影响，造成与其下方的C相低压侧绕组引出线汇流排绝缘距离小于安全距离形成接地短路产生弧光，弧光击穿绝缘油引起 B、C相相间短路，变压器瓦斯保护和B、C相差动保护动作，是造成此次事故的直接原因。
【防范措施】
1. 加强继电保护的日常维护和校验工作，利用设备停运机会进行检查，对改造保护要彻底检查。
2. 将1号发电机定子接地保护由原9秒发信号，改为0秒发信号，以便及时发现发电机定子线圈及其引出线以至变压器内部低压绕组的接地故障。
3. 1号主变投运后，加强油色谱分析工作，投运后第一天、第三天、第五天、第十天、第十五天、一个月、一个半月、两个月对变压器油采样进行色谱分析和油中微水分析。
4. 改进目前采油样方法，采油样时，需在变压器油温大于65度时进行，并且同时采油箱和油枕内油样，以使所采油样能更好的反映变压器油的数据。
5. 利用红外测温和红外成像设备定期对1号主变高、中侧套管、变压器本体器身进行监视和检查。
6. 严格按照变压器检修工艺要求进行变压器的检修工作，工作中严把质量关，提高检修质量，增强人员责任心，及时发现和处理设备存在的各种隐患。
7. 对电气运行规程进行全面修订，严格按照技术资料和设备实际状态进行核实，完善参数及操作规范。