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摘 要：通过对主变事故经过及事故现场的查勘，分析原因，制定预防事故发生的措施。
关键词：事故分析；防范措施
中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1000－8136（2011）27－0032－02
1 事故经过
2009年8月30日01∶20∶38，长沙电业局220 kV芙蓉变发“10 kV VI段线路接地故障信号”01∶20∶42，芙蓉变#3主要三侧断路器跳闸。光子牌显示“差动保护动作”、“保护装置告警”。01∶25地调试送分段300成功。事故损失负荷2 000 MVA。
2 事故查勘及处理
运行和检修人员接到事故通知后，及时赶赴现场进行了事故查勘和恢复工作。
2.1 一次设备检查情况
（1）10 kVA、B、C三相分裂电抗器平行布置于电抗器室内，靠近主变一侧接3303刀闸，另一侧接350、360断路器，电抗器室外侧为350侧，内侧为360侧；#3主变10 kV限流电抗器室靠断路器侧的B、C相10 kV母排及母排瓷瓶、墙面上有明显的放电痕迹。
（2）10 kV母排瓷瓶及地面积灰较重（主变站在主要马路旁）地面未见小动物尸体及其他异物。
（3）主变三侧断路器均在分闸位置。
（4）主变及三侧其他设备未发现异常。
（5）绝缘子全通道沿面闪络。
2.2 继电保护装置动作及检查情况
（1）#3主变保护装置（双重化共两套主保护，一套是CE公司T60型，另一套是南瑞继保RCS978E型）均“差动保护动作”信号灯亮。
（2）#3主变10 kV侧10台（套）开关柜保护侧控装置中，有5套装置发“接地”故障告警信号。
（3）通过对#3主变保护装置故障录波图分析，发现：①主变低压侧分支350、360开关均基本无故障电流，初步判断故障点不在10 kV出线侧。②主变中压侧A、B相故障电流相位一致，大小基本相同，C相故障电流相位为A、B相故障电流的2倍，且与A、B相相位相反。初步判断#3主变低压侧发生两相相间短路故障。
A、B、C三相差流分别为1.11 Ie、1.10 Ie、2.21 Ie，已达到差动保护动作定值。
从监控系统报文和保护故障波形分析可知，#3主变低压侧首先发生C相接地短路故障，约2 s后发展为B、C两相接地相间短路故障，主变差动保护动作跳闸。
2.3 事故前芙蓉变电站运行方式
220 kV I母：602、610及6X14运行状态；
220 kV II母：604、620、630及6X24TV运行状态；
220 kV母联：600运行状态；
#1主变：主变及610、510、310、320运行状态，6X16、5X16合闸位置；
#2主变：主变及620、520、330、340运行状态，6X26、5X26分闸位置；
#3主变：主变及630、530、350、360运行状态，6X36、5X36合闸位置；
110 kV I母：506、514、518、510运行状态；
110 kV II母：520运行状态；508热备用状态；
110 kV IV母：516、522、524、530运行状态；
110 kV 母联：500（I、II）、550（I、IV）运行状态；540（II、IV）热备用状态；
10 kV：I、II段负荷由1号主变310、320分供，III、IV负荷由2号主变330、340分供；V、VI段负荷由3号主变350、360分供。10 kV母联：300（VI、I）、370（II、III）、380（IV、V）热备用状态；341#12电容器、331#9电容器、323#8电容器处检修；339#11电容器、321#7电容器、315#5电容器、309#4电容器、303#2电容器断路器切近控。
站用变：314#1接地站用变，348#2接地站用变、368#3接地变热备用，外接站用电源为（政力线322），接至#3站用变热备用状态；41B开关供0.38 kV I段，42B开关供0.38 kV II段，40B开关热备用状态，#3消弧线圈未投。
2.4 事故抢修及主变检查
事故后，对受损的10 kV母排进行了修复，更换了6只存在放电现象的母排瓷瓶，并对#3主变进行了检查性试验，试研院对主变进行了绕组变形检查，未见主变异常。
2.5 事故后诊断分析试验情况
事故后，试研院抽取了两只事故支柱绝缘子进行了耐污闪试验检查，试验情况如下：
两只支柱绝缘子按照e级污区进行人工污秽试验：ESDO＝0.3 mg/cm2，NSDD＝2.0 mg/cm2。在干条件下，进行短时工频耐受电压试验；在凝露条件下，进行外绝缘的放电试验。
（1）环境温度：24.5 ℃，湿度：67.8%时，进行干条件下的短时工频耐受电压试验，试验电压：42 kV，时间：1 min，沿面无闪络。
（2）环境温度：24.5 ℃，湿度：67.8%时，进行凝露条件下的外绝缘的沿面闪络试验，支柱1的平均闪络电压为：12 kV，支柱2的平均闪络电压为：11 kV。在4 kV开始均不同程度出现局部放电。
（3）爬电距离约为230 mm，漏电比距为20 mm/kV，小于我省《十八项电网重大反事故措施》7.1.2条中室内设备外绝缘配备泄漏比距不低于22 mm/kV（爬电距离不低于253 mm）。
2.6 历史检修情况
芙蓉变#3主变上一次停电检修试验时间为2008年4月15日，主变及三侧一次设备均试验合格，限流电抗器室10 kV母排通过了耐压试验。
3 事故原因分析
（1）事故发生时，芙蓉变电站无操作、无雷击，排除过电压导致短路事故的可能。
（2）变电站事故地点未发现小动物尸体及其他异物，绝缘子全通道沿面闪络，电抗室温度高于40 ℃，一般小动物很少进入，因此，排除小动物短路的可能。
（3）芙蓉变#3主变上一次停电检修试验时间为2008年4月15日，主变及三侧一次设备均试验合格，限流电抗器室10 kV母排通过了耐压试验。
（4）事故后对有放电痕迹的10 kV母排瓷瓶进行检查，仍能通过42 kV干耐受试验。
（5）事故发生当天，长沙地区气温骤降近20 ℃。为此，要求试研究院对两只同型号10 kV母排瓷瓶进行了人工污秽（e级）模拟试验，试验发现：在凝露条件下，支柱瓷瓶外绝缘的沿面闪络电压只有11～12 kV，在4 kV时即出现明显局部放电现象。
（6）根据芙蓉变#3主变10 kV V、VI段母线的电缆长度估算电容电流在70 A左右，消弧线圈容量为400 kVA，补偿容量不够，再加之控制装置（许继生产）插件2004年损坏，未能投入。
根据以上情况，分析本次事故原因为：8月29日下午及晚间，长沙地区气温大幅下降、湿度加大，空气循环通道由电缆井进入，电抗器室上端排出，加之受变电站运行环境影响，母排支柱瓷瓶积灰较为严重，导致10 kV母排C相支柱瓷瓶在运行电压下发生全通道沿面放电，造成C相单相接地故障。因10 kV侧中性点为不接地系统，单相接地时故障电流很小，故此时主变差动保护未动作。C相接地故障持续存在，消弧线圈未能投入，电弧不能熄灭，持续存在，约2 s后，弧光过电压导致B、C两相接地相间短路故障，短路电流迅速增大，此时主变差动保护动作，最终导致#3主变跳闸。
4 防范措施
（1）根据实测V、VI段母线的电容电流，核算消弧线圈容量，尽快投入消弧线圈或采用小电阻接地方式，坚决杜绝“火烧连营”事故发生。
（2）按顺序更换该变电站所有室内10 kV母排支柱瓷瓶，加大爬电距离，新瓷瓶有效爬电距离按不小于25 mm/kV选取。水平安装不建议采用大小伞群防污型绝缘子，考虑到3号主变已进行了清扫，从1、2号主变开始更换。
（3）对限流电抗器室内的10 kV母排进行热塑绝缘处理。
（4）运行人员加强巡视力度，发现异常情况，应马上组织分析，尽快处理。
（5）开展同类问题的清理排查，消除隐患。
220 kV Main Transformer Hibiscus Change # 3 “8.30” Tripping Accident Analysis
Xie Peilei
Abstract: The main change after the accident and the accident site survey, analyze the causes and develop measures to prevent accidents.
Key words: accident analysis; precautions
关键词：事故分析；防范措施
中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1000－8136（2011）27－0032－02
1 事故经过
2009年8月30日01∶20∶38，长沙电业局220 kV芙蓉变发“10 kV VI段线路接地故障信号”01∶20∶42，芙蓉变#3主要三侧断路器跳闸。光子牌显示“差动保护动作”、“保护装置告警”。01∶25地调试送分段300成功。事故损失负荷2 000 MVA。
2 事故查勘及处理
运行和检修人员接到事故通知后，及时赶赴现场进行了事故查勘和恢复工作。
2.1 一次设备检查情况
（1）10 kVA、B、C三相分裂电抗器平行布置于电抗器室内，靠近主变一侧接3303刀闸，另一侧接350、360断路器，电抗器室外侧为350侧，内侧为360侧；#3主变10 kV限流电抗器室靠断路器侧的B、C相10 kV母排及母排瓷瓶、墙面上有明显的放电痕迹。
（2）10 kV母排瓷瓶及地面积灰较重（主变站在主要马路旁）地面未见小动物尸体及其他异物。
（3）主变三侧断路器均在分闸位置。
（4）主变及三侧其他设备未发现异常。
（5）绝缘子全通道沿面闪络。
2.2 继电保护装置动作及检查情况
（1）#3主变保护装置（双重化共两套主保护，一套是CE公司T60型，另一套是南瑞继保RCS978E型）均“差动保护动作”信号灯亮。
（2）#3主变10 kV侧10台（套）开关柜保护侧控装置中，有5套装置发“接地”故障告警信号。
（3）通过对#3主变保护装置故障录波图分析，发现：①主变低压侧分支350、360开关均基本无故障电流，初步判断故障点不在10 kV出线侧。②主变中压侧A、B相故障电流相位一致，大小基本相同，C相故障电流相位为A、B相故障电流的2倍，且与A、B相相位相反。初步判断#3主变低压侧发生两相相间短路故障。
A、B、C三相差流分别为1.11 Ie、1.10 Ie、2.21 Ie，已达到差动保护动作定值。
从监控系统报文和保护故障波形分析可知，#3主变低压侧首先发生C相接地短路故障，约2 s后发展为B、C两相接地相间短路故障，主变差动保护动作跳闸。
2.3 事故前芙蓉变电站运行方式
220 kV I母：602、610及6X14运行状态；
220 kV II母：604、620、630及6X24TV运行状态；
220 kV母联：600运行状态；
#1主变：主变及610、510、310、320运行状态，6X16、5X16合闸位置；
#2主变：主变及620、520、330、340运行状态，6X26、5X26分闸位置；
#3主变：主变及630、530、350、360运行状态，6X36、5X36合闸位置；
110 kV I母：506、514、518、510运行状态；
110 kV II母：520运行状态；508热备用状态；
110 kV IV母：516、522、524、530运行状态；
110 kV 母联：500（I、II）、550（I、IV）运行状态；540（II、IV）热备用状态；
10 kV：I、II段负荷由1号主变310、320分供，III、IV负荷由2号主变330、340分供；V、VI段负荷由3号主变350、360分供。10 kV母联：300（VI、I）、370（II、III）、380（IV、V）热备用状态；341#12电容器、331#9电容器、323#8电容器处检修；339#11电容器、321#7电容器、315#5电容器、309#4电容器、303#2电容器断路器切近控。
站用变：314#1接地站用变，348#2接地站用变、368#3接地变热备用，外接站用电源为（政力线322），接至#3站用变热备用状态；41B开关供0.38 kV I段，42B开关供0.38 kV II段，40B开关热备用状态，#3消弧线圈未投。
2.4 事故抢修及主变检查
事故后，对受损的10 kV母排进行了修复，更换了6只存在放电现象的母排瓷瓶，并对#3主变进行了检查性试验，试研院对主变进行了绕组变形检查，未见主变异常。
2.5 事故后诊断分析试验情况
事故后，试研院抽取了两只事故支柱绝缘子进行了耐污闪试验检查，试验情况如下：
两只支柱绝缘子按照e级污区进行人工污秽试验：ESDO＝0.3 mg/cm2，NSDD＝2.0 mg/cm2。在干条件下，进行短时工频耐受电压试验；在凝露条件下，进行外绝缘的放电试验。
（1）环境温度：24.5 ℃，湿度：67.8%时，进行干条件下的短时工频耐受电压试验，试验电压：42 kV，时间：1 min，沿面无闪络。
（2）环境温度：24.5 ℃，湿度：67.8%时，进行凝露条件下的外绝缘的沿面闪络试验，支柱1的平均闪络电压为：12 kV，支柱2的平均闪络电压为：11 kV。在4 kV开始均不同程度出现局部放电。
（3）爬电距离约为230 mm，漏电比距为20 mm/kV，小于我省《十八项电网重大反事故措施》7.1.2条中室内设备外绝缘配备泄漏比距不低于22 mm/kV（爬电距离不低于253 mm）。
2.6 历史检修情况
芙蓉变#3主变上一次停电检修试验时间为2008年4月15日，主变及三侧一次设备均试验合格，限流电抗器室10 kV母排通过了耐压试验。
3 事故原因分析
（1）事故发生时，芙蓉变电站无操作、无雷击，排除过电压导致短路事故的可能。
（2）变电站事故地点未发现小动物尸体及其他异物，绝缘子全通道沿面闪络，电抗室温度高于40 ℃，一般小动物很少进入，因此，排除小动物短路的可能。
（3）芙蓉变#3主变上一次停电检修试验时间为2008年4月15日，主变及三侧一次设备均试验合格，限流电抗器室10 kV母排通过了耐压试验。
（4）事故后对有放电痕迹的10 kV母排瓷瓶进行检查，仍能通过42 kV干耐受试验。
（5）事故发生当天，长沙地区气温骤降近20 ℃。为此，要求试研究院对两只同型号10 kV母排瓷瓶进行了人工污秽（e级）模拟试验，试验发现：在凝露条件下，支柱瓷瓶外绝缘的沿面闪络电压只有11～12 kV，在4 kV时即出现明显局部放电现象。
（6）根据芙蓉变#3主变10 kV V、VI段母线的电缆长度估算电容电流在70 A左右，消弧线圈容量为400 kVA，补偿容量不够，再加之控制装置（许继生产）插件2004年损坏，未能投入。
根据以上情况，分析本次事故原因为：8月29日下午及晚间，长沙地区气温大幅下降、湿度加大，空气循环通道由电缆井进入，电抗器室上端排出，加之受变电站运行环境影响，母排支柱瓷瓶积灰较为严重，导致10 kV母排C相支柱瓷瓶在运行电压下发生全通道沿面放电，造成C相单相接地故障。因10 kV侧中性点为不接地系统，单相接地时故障电流很小，故此时主变差动保护未动作。C相接地故障持续存在，消弧线圈未能投入，电弧不能熄灭，持续存在，约2 s后，弧光过电压导致B、C两相接地相间短路故障，短路电流迅速增大，此时主变差动保护动作，最终导致#3主变跳闸。
4 防范措施
（1）根据实测V、VI段母线的电容电流，核算消弧线圈容量，尽快投入消弧线圈或采用小电阻接地方式，坚决杜绝“火烧连营”事故发生。
（2）按顺序更换该变电站所有室内10 kV母排支柱瓷瓶，加大爬电距离，新瓷瓶有效爬电距离按不小于25 mm/kV选取。水平安装不建议采用大小伞群防污型绝缘子，考虑到3号主变已进行了清扫，从1、2号主变开始更换。
（3）对限流电抗器室内的10 kV母排进行热塑绝缘处理。
（4）运行人员加强巡视力度，发现异常情况，应马上组织分析，尽快处理。
（5）开展同类问题的清理排查，消除隐患。
220 kV Main Transformer Hibiscus Change # 3 “8.30” Tripping Accident Analysis
Xie Peilei
Abstract: The main change after the accident and the accident site survey, analyze the causes and develop measures to prevent accidents.
Key words: accident analysis; precautions