汽轮机紧急停运事故案例转载--某新能源场站2号主变损坏事故分析报告

来源：RD 继保高压技术交流

1、事故起止时间：

2019年12月24日19时35分59秒107毫秒至19时35分59秒922毫秒

2、事故发生地点：110kV 2号主变压器

3、事故发生时气象及自然灾害情况：

气温：-4℃ 风速：1.85m/s 天气：晴

4、安全周期是否中断：是（）否（√）

5、事故等级（事故性质）：C类一般设备事故

6、本次事故损失及影响情况：

本次事故造成2号主变绕组匝间短路、变形，需要返厂大修。

7、事故前工况：

1.风电场简介：该风电场规划容量为145MW，一期项目装机容量49.5MW2014年4月投入运行，二期项目装机容量49.5MW2014年6月投入运行，三期项目装机容量46MW2016年12月投入运行。

2.系统情况简介：风电场35kV 6条集电线路经过3台主变（共15万kVA）升压后汇入110kV母线，由110kV高统线送出后接入变电站，送出线路长22.4km。电气主接线示意图见附图1。

3.事故前工况：事故发生前，全场平均风速约1.85m/s，有功出力0MW，2号主变和2号接地变运行正常，风电场其余电气主设备无缺陷运行。

8、事故设备情况：

主变型号：SZ11-50000/115

电缆名称：交联聚乙烯绝缘聚乙烯外护套钢带铠装（三芯电缆）

型号规格：ZRC-YJY23 26/35kV-3X95

电缆长度：50m

投产时间：2014年6月

出场试验日期：2013年04月06日

交接试验日期：2013年12月24日

9、事故经过：

1.设备动作情况

2019年12月24日19时35分59秒107毫秒，35kV 2号接地变过流I段动作，2号接地变3526开关跳闸。保护、录波装置记录ABC相故障电流为5190.6A（二次值8.651A，保护CT变比600/1）。19时35分59秒922毫秒，2号主变重瓦斯动作，2号主变高压侧1102开关、低压侧3502开关跳闸。

2.保护装置信息

综自系统信息显示，19:35:59:107，35kV 2号接地变保护装置显示“过流保护I段动作”，故障电流5190.6A（二次值8.651A，保护CT变比600/1）；19:35:59:922，2号主变重瓦斯动作。保护装置动作记录和故障波形详见附图2、图3。

3.现场设备情况

事故发生后，工作人员对现场设备情况开展检查，发现35kV2号接地变高压侧A相电缆头被击穿，开关柜电缆室绝缘隔板有明显三相弧光短路灼烧痕迹；检查2号主变本体，发现瓦斯继电器内存有400ml无色气体（详见附图4），铁芯接地线绝缘套管顶部及35kV B相套管顶部渗油。

10、事故报告情况：

事故发生后,XX公司于当日20时向公司安全监督部、生产运营部相关负责人进行汇报。同时向XX省调度汇报现场开关及保护动作情况，将2号主变由热备用转为冷备用。25日，XX公司向XX省调度申请，并列35kV I、II段母线，受累风电机组恢复运行。

11、事故抢修情况：

事故发生后，调查组会同XX公司立即对故障设备一、二次回路开展检查、试验工作，具体情况如下：

1.2号主变检查结果：

将2号主变油样进行两次化验，报告均显示油样中乙炔超标（乙炔含量26μL/L，告警值5μL/L，2019年10月油样试验结果乙炔为0μL/L）。对主变开展局部放电试验、绕组变形试验和变比试验。绕组变形试验结果显示，主变绕组频率响应曲线三相严重不一致，与出厂值严重不符；局部放电试验进行时，一次电压升至600V后无法升高；变比试验结果高于标准值10倍左右，与出厂值严重不符。

2．2号接地变检查结果

检查电缆头，发现绝缘击穿点位于A相电缆头伞裙下方10cm处（详见附图5）,2号接地变三相电缆头存在主绝缘多处刮伤、电缆头应力锥安装错误等工艺缺陷。

综合上述情况，XX公司当即联系2号主变生产厂家。经返厂拆解后，证实主变低压侧A相绕组严重变形、匝间短路（相见附图6），预计维修时间50天。

12、事故原因分析：

调查组分析现场勘查情况、故障波形记录及试验情况，确认造成2号主变损坏事故的主要原因是主变制造工艺、材料选择不良，具体分析如下：

电缆头施工工艺不合格，在运行时绝缘击穿，因相间距离小，由单相接地发展为三相短路故障。近区穿越性故障电流产生电磁力，使2号主变低压侧A相绕组“挣脱”固定卡，导致绕组局部严重变形、匝间短路，绕组挤压本体绝缘油快速流回油枕，触发重瓦斯保护动作，短路产生少量乙炔气体触发轻瓦斯报警。依据“GB 1094.5”相关标准计算，该变压器至少应承受额定电流9.72倍、2s的故障电流，根据故障录波计算，短路电流达到7.5倍额定电流时主变内部发生故障，说明产品制造质量不符合规范要求。

13、事故暴露问题：

（1）主变制造质量及选材不过关，绕组机械强度弱，抗近区短路故障冲击能力差。

（2）同批次电缆头施工工艺不符合规范及厂家说明的要求，电缆头质量存在缺陷。运行期间，同批次电缆头曾发生同类故障，但未能引起重视，未能“举一反三”地采取整改措施，同类故障重复发生。

（3）施工质量把关不严，未能发现电缆头制作工艺错误、轻瓦斯信号不能自保持等施工缺陷。

（4）开关柜相间绝缘距离不足，绝缘能力较弱，绝缘隔板未能将铜母排、CT等带电设备有效隔离。

7.责成XX公司按照有关规定和要求，对事故其他相关责任人进行行政和经济处罚。

15、预防事故重复发生的措施：

1.2号主变返修时，必须按照GB 1094《电力变压器》等规范要求进行检修、试验，并符合规范要求。主变返修时，XX公司派专人前往监督检查维修工艺。

2.开展招标时，应尽量选用行业内技术领先、口碑较好的厂家，选用质量可靠、运用广泛的设备。

3.开关柜内装设绝缘板，加强CT、PT、避雷器等设备间绝缘，对35kV及以下电压等级的母线，采用热缩套等绝缘材料包裹，防止在单相接地时扩大为相间弧光短路。

4.重新制作同批次施工的电缆头，加强电缆施工和维护管理，选用质量较好的电缆附件，严格执行《电缆施工工艺规范》，加强电缆头制作质量的监督把关，留存电缆头制作影像资料，确保电缆头施工质量合格。

5.每月开展电缆终端巡视，重点观察有无发热变色、填充物有无溢出、三指套是否脱落等现象，发现异常及时处理。积极与开关柜制造厂沟通，保证安全的前提下改造高压开关柜后柜门观察口，方便运行人员对电缆连接点开展测温巡视工作。积极研究非接触式红外测温装置，实时监测电缆连接处发热情况。