关于红旗路变电站#1号主变事故分析
文章出处：郑嘉信孙朝晖贾春莉发布时间：2006-02-18
摘要：阐述了天津市红旗路变电站1号主变差动、重瓦斯保护动作、三侧开关掉闸，主变压力释放阀动作的事故过程。分析了由于变压器制造问题的隐患，不能承受近区故障电流冲击。使变压器Bm、Em 相绕组严重变形．纵绝缘损坏放电事故发生。并对变压器纵绝缘机理进行了详细的分析，找出导致事故的内在因素。
关键词：变压器；纵绝缘；事故分析
2000年8月8日22：50，天津市红旗路变电站1号主变差动、重瓦斯保护动作，2201、301、201开关掉闸，245自投成功。1号主变压力释放阀动作。35kV。5母差动作，302开关掉闸：1-0避雷器动作一次。23：20合302，0：5535kV线路恢复正常。(通过故障录波图进行事故追忆显示1号主变301掉闸时间为22：52'22"755，5母差切302时间为22：52'23"525)。
1 现场检查
(1)1号主变压力释放阀喷油，瓦斯继电器有气体，进行油色谱分析：瓦斯继电器处取油样乙炔值为1784ppm；下部放油阀取油样乙炔值为92ppm，分析结论：总烃、乙炔超过注意值，为高能量放电性事故；电气试验直阻、绝阻、空载不合格，判断为C相绕组短路；变形试验确定为中压侧Cm相绕组有变形，判断为中压侧Cm相绕组有故障；
(2)检查346-4刀闸发现动静触头相间放电、动触头与网门三相放电，刀闸损坏。
(3)35kV母线刀闸瓷瓶无放电痕迹，当天无工作，无操作。值班人员在22：00巡视未见异常。
(4)35kV避雷器本年度预防性试验合格。
(5)35kV接地信号装置检查正常，接地延时1"，但接地消失，接地信号不保持。
(6)当天在故障前后出现持续雷雨天气：天津地区的相对湿度为95%，降水量7.3毫米，西南风3级。
1.1 主变吊检发现损坏情况
1)C相绕组上部压板及对应的铁轭上部有大量的铜沫及烧黑的电磁线绝缘纸片。
2)高压调压绕组线段有多处轻微的变形，个别线段有压塌现象，部分线段幅向松动。
3)中、低压绕组的压板比高压绕组的压板凸起15-20mm。(A相15mm、B相15mm、C相20mm)
4)35kV侧Cm相绕组{中部出线}首端(下部绕组)1--2段靠近出线部位段间短路产生电弧，部分电磁线(组合导线)烧断、对应的内侧绝缘纸板{2层3mm纸板}及35kV凋压绕组被电弧烧伤。上部、下部绕组首端1-4段共8段绕组变形严重且多处绝缘破裂露铜。
5)35kV侧Bm相上部、下部绕组(中部出线)首端1-4段共8段绕组变形严重且多处绝缘破裂露铜，无放电痕迹。
6)35kV绕组段间油道(绕组中部)不一致，Am相5mm油道3个，Bm、Cm相10mm油道3个，局部区域电抗高度相差10×3－5×3=15毫米，属绕组制造质量问题。
1.2 主变运行状况
1)红旗路1号变压器，型号：SFPZ7-120000／220，西安变压器厂1994年11月产品。1996年12月26日启动，第一次冲击合闸时重瓦斯、差动保护动作掉闸；：压力释放阀喷油，对变压器油进行色谱分析，分析结论为乙炔、总烃均超标，变压器内部有高能量放电现象。吊罩检查为10kV引线铜排b、c相由于安装主绝缘距离不够造成相间短路放电。修复后变压器进行了相关的绝缘试验和绕组变形测量，试验结论合格。故障后对变压器油进行真空脱气处理。变压器于1997年3月14日再次启动投入运行，此时变压器油中乙炔含量 15.4PPm，属故障残留气体，运行后跟踪色谱分析，乙炔含量逐步下降且无明显变化。
2)1999年8月9日．35kV出线323出口电缆三相短路故障．变压器压力释放阀动作喷油(少量)，变压器重瓦斯保护及差动保护没动作，变压器也未掉闸。对变压器油进行色谱分析与历次数据比较无明显变
化，99年9月19日进行电气试验检查及有载开关吊检试验结论合格，进行绕组变形测量，通过试验数据分析，该变压器中压侧c相绕组存在轻度变形，不影响变压器的运行。
2 事故原因分析
2.1 变压器制造中存在的问题
经过故障吊检发现，该变压器在生产制造过程中存在许多问题。
2.1.1设计上存在的问题
1)该制造厂没有1800A的无载分接开关，用两台1000A的开关代替。故将35kV绕组设计成完全一致的两个上下并联绕组，从中部出线，在中性点处抽头作分接，由于是降压变。从里到外是低、中、高压排列，不得不在35kV绕组中采用23根换位组合导线，总截面几何尺寸过大，使绕组整体机械强度达不到要求。
2)在换位"S"弯处放置孤立很小填充垫块，并没有任何专项固定措施，在电动力作用和绕组整体机械力的作用下，这些填充小垫块如同虚设，不起作用，当震动脱落后，此处支撑点消失，增大振荡空间或导线位移空间造成绕组导线在电动力作用下失稳：
3)采用23根换位组合导线，从整体看绝缘过薄，2层电缆纸，1层高密度纸，它的电气强度完全可以满足要求，由于导线平整度较差在电动力作用下，产生摩擦力和剪切力，从而造成导线绝缘破损，降低机械强度和电气强度。
2.1.2 工艺要求上存在的不足
1)35kVAmBmCm三相绕组中部首端出线饼间油道绝缘垫块存在严重工艺上的差异：a：Am相饼间油道垫块放置5min×3，而Bm Cm两相饼间油道垫块放置10mm×3(据厂家设计人员介绍图纸应该是5mm为正确)这就使得设计电磁计算时安匝平衡产生了极大误差，从而也增大了绕组在此区域的安匝不平衡度，造成故障时的电动力加大，这也是本次事故的主要原因。b：厂家生产人员为了满足35kV绕组Am、Bm、Cm三相总体电抗高度相一致，由于首端垫块之差，而在绕组其它饼间，增加(或减少)了饼间油道垫块片数。
2)绕组"S"弯处的填充垫块，本应竖置摆放，这样机械强度和稳定性较好，而实际上填充垫块既有竖置摆放，也有水平摆放，而Bm、Cm相大部分散落垫块都是水平摆放的填充垫块。
3)BmCm两相故障源点都是在绕组首端上、下包"S"弯处，共有6处，从此证明在对"S"弯工艺处理上还存在着绝缘薄弱和机械强度问题，以及制造加工上对换位组合导线的机械伤害问题。
综上所述，在制造过程中存在这样那样一些问题为变压器在电网上的安全运行埋下了事故隐患。
2.2 红旗路站地区电容电流测试情况
为进一步分析过电压原因，8月26日对红旗路站35kV电容电流补偿情况进行实测分析。结果如下：
1号变单元，电容电流的计算值为138.7安培．消弧电抗器补偿电流为147.7安培；电容电流实测值为110.2安培，过补偿电流达到37.5安培，因此，过补偿值太大，对电弧熄灭不利，容易产生过电压。
2.3 纵绝缘损坏原因的综合分析
2.3.1 变压器过电压导致内部匝间或层间首端绝缘薄弱点发生放电
由于线路产生的短路间歇放电和346-4刀闸相间及相间对地放电短路造成变压器过电压，导致内部匝间或层间首端绝缘薄弱点处发生放电。变压器故障过电压一般是由不对称短路和间歇电流放电而引起的，为了更好分析在过渡期间变压器内部端电压的变化，要从三种形式的过电压波进行分析，即：非周期波、周期波以及合成波。它们波的时间以微秒计算，波的幅值以干伏计算：
1)周期波：一般是由于操作原因引起的。
2)非周期全波：是由于大气过电压而产生的。
3)非周期截波：是在变压器附近发生闪络或间歇放电短路时便出现非周期截波；这种非周期截波的危险性极大，这是因为它的幅值常常超过变压器额定相电压的10-15倍，且有陡度很大的波头，即电压增长速度很快，在其他条件相同的情况下，波头越陡，过电压波的危险性就越大，这是因为陡度大的波沿变压器绕组所产生的电压梯度也越大的缘故。在这种情况下，非周期波过程被截断并转为逐渐衰减的振荡波。此时变压器绝缘除了承受快速增长的波头电压作用之外，还要承受在波截断时所出现的急剧电压变化的作用。在这种外加电压的作用下，变压器产生复杂的电磁过程，这个过程将在变压器绕组匝间、线饼间以及绕组对地部件间等引起过电压。通过复杂电容、电感、电阻的等值电路分析，当波作用于绕组开始瞬间时，
电压大部分降落到首端附近，使这一部分的梯度很大，从公式u(x)=uoe－ax可以求出当x=0时，梯度G=du ／dx∣x=0=[uoe-ax]'x=0=-uoa=-u0／L*aL。式中：u0／L=∣Ecp∣是平均电位梯度。上式说明在冲击波刚开始作用绕组瞬间时，绕组首端梯度比平均梯度大aL倍：由于电位梯度与电场强度成正比，则当此处电场强度达到此处油纸绝缘的临界击穿场强时，开始放电致使绝缘击穿：变压器绝缘击穿部位绝大多数是在靠近首端(起头)的地方，这正是本次事故发生在绕组首端绝缘的原因所在[1]。
2.3.2 变压器在故障电流的作用下绕组产生电动力促使纵绝缘损坏而发生放电事故变压器绕组的截流导体处在漏磁场中，在这些导体上作用着电动力。电动力在变压器绕组的材料中产生机械应力，并部分传到变压器结构的其他元件上：在额定电流下，电动力并不大。但在短路时，电动力将剧增，甚至可以使变压器发生故障，而变压器绕组是由绝缘垫块隔开的铜线段所构成的，这种系统的动特性在短路过程中是变化的。因为绝缘垫块的弹性与压紧程度有关，即与作用力有关。绕组具有几个固有振荡频率。如果电动力的一个频率与固有振荡频率相重合，便产生共振，或如果由于绕组压紧程度出现问题，某一个固有振荡频率接近50赫兹或100赫兹，也可能出现共振现象。从而使压强增高，超过静压强。造成绕组失稳出现变形故障。所以，绕组中的不稳定过程是由电磁场和机械力两个过渡过程的综合叠加。而变压器绕组中的漏磁场可划分为轴向磁场和纵向磁场，其对绕组分别产生径向力和轴向力，而轴向内力绕组的线匝向竖直方向弯曲并压缩线段间的垫块。一般最大的弯曲力产生在位于绕组端部的线段中，因为力与磁感应强度成正比，但是最大的压缩力则出现在位于绕组高度中心的垫块上，因为在这些垫块上承受着绕组各线段上所有作用力的总和，这种力不仅与各种绝缘材料的机械性能有关，也与惯性力、弹力和绕组各部件位移时作用其上的摩擦力有关[2](本次事故点所在之处)，当绕组不等高时，或磁势分布不均匀时(即安匝平衡度不好)，在绕组中才出现轴向外力，这些力的方向总是使产生这些力的不对称性增大，轴向外力较之其他的力更能成为产生事故的原因。所以，在设计变压器时总是力求减小绕组中磁势分布的不对称性。轴向外力和轴向内力一样，使线匝向竖直方向弯曲，并压缩线段间的垫块；除此之外，这些力还部分地或全部地传到铁轭上，力求使其离开芯柱(正是三相绕组事故后高压绕组与中低压绕组电抗高度不同产生的原因)。而径向力沿着线匝整个圆周分布并压缩线匝，力求使导线长度缩短。因此，在绕组的铜导线中出现压缩应力。为了提高绕组对径向力的钢度，将绕组绕在由绝缘筒或绝缘纸板支撑的撑条上，由于撑条的存在而出现局部弯曲。因此，在内绕组除压缩应力外，还出现了弯曲应力。当绕组中的应力超过屈服点后，则出现永久变形。因此，绕组呈现出典型的星花状。有时永久变形具有另一种形状，即在一个撑条间距内绕组向内部弯曲，而在相邻撑条间距内绕组向外部弯曲，这种变形称之为稳定性丧失[3]。
综上所述，当变压器出口短路时，短路电流急剧增加，由于内部漏磁场的增大而产生电动力，造成绕组的位移和变形，导线绝缘在电动力的作用下产生摩擦或拉伸造成纵绝缘损坏，在故障电压、电流的作用下，发生纵绝缘击穿放电事故或放电短路事故。
3 事故结论
8月8日22□00～24□00由于雷雨天气、高温高湿，而发生的35kV线路因雷电间歇性放电接地故障。(该站35kV全部是电缆出线，外出为架空线)是由于35kV消弧电抗器的补偿不合理，造成补偿过大，不能有效息弧，产生过电压，导致346-4刀闸的B、C相间刀闸口和刀闸对网门相继击穿。1号主变向故障点输送短路电流，而变压器在设计和制造工艺上存在问题较多不能再承受近区域故障电流的冲击，使Cm相、Bm相绕组严重变形，造成Cm相匝间纵绝缘放电短路。加之本次事故前期两次出口短路事故而造成变压器绕组内部变形损伤的积累效应，为此主变抗短路能力减弱，导致段间绝缘损坏放电短路，变压器的重瓦斯、差动保护动作掉闸，切断三侧开关，从而造成本次事故发生。
一起非同期并列事故的分析
文章出处：雷惠玲天富热电股份公司发布时间：2006-02-14
2003-03-28，某发电厂处理系统事故时，在倒厂用电时造成非同期，致使事故扩大，1台2 500 kVA 的厂用高压变压器烧毁，系统大面积停电，厂用电失去。
1 事故前的运行方式
1～5号发电机运行，2，4，5炉运行，10，35 kV整段运行，热西1号联络线385(双侧电源线)、热西2号联络线386(双侧电源线)、热化线387(单侧负荷线)，110 kV出线与城西变电站并网。
2 事故经过
2003-03-28T09:24:00系统故障，造成某发电厂热西1号联络线385、热西2号联络线386跳闸，“功率方向电压闭锁过电流”保护动作，4号发变组出口303开关跳闸，“复合电压闭锁过流”保护动作，1～5号机“强行励磁”动作。由于大量甩负荷1，3号机停机，2，3炉灭火，部分厂用电失去。为了保证厂用电，值长下令将市电开关1018合上(市电开关是某发电厂的备用电源)。
此时，由于电网故障造成城区变电站110 kV母联开关150跳闸，2号主变高压侧开关102跳闸。城西变电站1，2号主变35 kV侧开关跳闸，35 kV电压等级母线上电源开关都跳闸。
为了恢复送电，地区调度要求110 kV整段运行，合上150开关。因150开关是非同期开关，因此需将该发电厂的1314开关解列，但地调下令将5号发电机解列。当值值长为了保证6 kV V段带电正常(5号炉运行)，令电气人员将6 kV V段电源由发电机自带倒至备用变压器25B带，然后再停5号发电机。电气人员合1028、6502(6502是一个非同期开关)。在合6502时，发生冲击，致使2号机出口开关跳闸。市电开关1018跳闸，全厂失去厂用电，5号炉灭火，5号机停机。运行人员到现场检查，25B大量冒油；测绝缘，绝缘值为0。
3 事故原因分析
(1) 系统故障是由于城西变电站35 kV电压等级的“西卡”线之间的2个电杆上各有1组瓷瓶因污闪放电，使输电线烧断，造成系统冲击，也使该发电厂与城西变电站的2路联络线385及386跳闸，4号机出口开关跳闸。
(2) 城西变电站110 kV电压等级是单母线分段，母联开关150是一个非同期开关，110 kV要整段运行，必须使一侧无压，即地调要求该发电厂1314开关解列。
(3) 该发电厂1314开关既是一个发电机出口开关也是西西线的线路开关。地区调度下令5号发电机解列，而发电厂值长却认为是将机组解列，因此下令电气倒厂用电，准备停5号发电机。实际上只需将1314解列，即西西线解列，5号发电机即可自带厂用电(6 kV V段)。 (4) 电气班长在不了解系统的情况下，即开始倒厂用电，合1028、6502。在合6502时，造成非同期。从发电厂方面看，当时110kV等级与系统是环网，但由于系统故障，已将城西变电站110 kV母联开关150、2号主变高压侧开关102跳闸，因此已不在一个电网内。而当时值长、班长都没有询问系统的运行方式，地调也不清楚该发电厂需要倒厂用电一事，因此造成非同期并列事故，致使事故再次扩大。
4 暴露问题
(1) 值长与电气班长的安全意识薄弱，对电网系统运行方式不了解，特别是在事故情况下盲目指挥操作，是造成事故扩大的主要原因。
(2) 指挥人员对主接线情况不十分清楚，特别是对事故情况下的运行方式倒换不熟悉，命令不清楚，下令时用词不准确，造成误解。
(3) 该电网、发电厂的保护定值配置不当，发电厂的4号发电机“复合电压闭锁过电流”保护属误动，城西变电站110 kV母联开关150跳闸，城西变电站2号主变高压侧开关102跳闸都属误动。
(4) 培训工作开展不够。在系统冲击时，机、炉人员处理不到位，电气人员对系统不清楚，特别是在事故情况下，新扩建设备与老设备倒换运行方式时可能出现的非同期问题认识不足，平时没有做过类似事故预想方案。
5 防范措施
(1) 组织开展安全、技术学习，深刻反思，杜绝习惯性违章、盲目指挥，要使安全管理和技术管理相结合。
(2) 加大各级人员的岗位培训力度，特别要加大事故情况下的应变能力和处理问题能力的培训力度。
(3) 加强岗位练兵，提高运行人员素质，从基础做起，熟悉设备和系统，有针对性进行专业培训。
(4) 做好事故预想，举一反三，避免可能出现的不安全和技术死角。
(5) 要重新校验电网、发电厂的保护定值，确保保护装置能正确动作。
(6) 在日常工作和事故情况下，各级人员都要准确使用标准、规范的术语。下令要清楚，受令人要详细问清操作任务的目的，以防误解。
忻州供电分公司“ 3.14 ”人身事故
文章出处：国家电网公司发布时间：2006-01-27
3月14日12时55分，山西省电力公司所属忻州供电分公司发生一起运行人员误登带电设备触电死亡事故，现将有关事故调查、事故处理以及所采取的防范措施初步汇报如下：
一、事故有关情况
110kV砂河变电站于1988年投产，隶属忻州供电分公司繁峙供电支公司管辖，全站工作人员7名。事故当天，110kV砂河站110kV、35 kV、10 kV正常方式运行，站内包括站长康XX本人共4人从事工作。
二、事故经过
3月14日交接班后，9时30分，站长康XX安排一名主值在值班室值班，安排另两人与自己一道进行室内外卫生清扫维护工作。中午时，清扫工作将近结束，一名值班员在1#主变渗油池做清扫工作，康XX 与另一值班员在35KV设备区在做清扫工作。约12时50分，由于快到13时整点，与康XX一道做清扫工作的值班员返回值班室进行抄表工作。
12时55分（根据枣林站掉闸时间），在1#主变底部做清扫工作的值班员听到111开关（1#主变110kV 侧开关，SW6－110，西安电力机械制造公司高压开关厂产品）方向有很大的放电声，便向111开关方向跑去。在跑出十几米后发现111开关下方起火（由于站内绿化影响，并不知何物在燃烧），随即折回忙喊值班室的主值出来灭火。主值手提一干式灭火器，跑到111开关间隔后，发现康XX趴在地上，身上衣服着火，迅速用灭火器灭火。灭火后，值班员们迅速将康XX就近送至繁峙县第二人民医院，经抢救无效于13时30分左右死亡。
事故期间，110kV枣林站枣砂线183 开关12时55分零序II段（0.5秒）动作掉闸，重合成功。
三、事故原因
经现场调查，111开关B相三叉口下法兰和开关支架处有明显放电痕迹，这是康XX发生触电事故时的放电通道。111开关B相三叉口下部椭园堵板处有轻微油污痕迹。康XX脱离电源后即坠落至地面（111开关架构距地面高度约1.76米），趴在地上，右手拿着棉纱，身上衣服着火。经医院初步检查：康XX左耳、右手、胸部、右腿等处有明显放电烧伤痕迹。
根据上述现场情况以及对运行人员的调查了解、分析，认为康XX在事故前发现111开关B相三叉口处有油污，可能是注意力不集中，超范围工作，擅自一人从111开关机构箱平台跨到111开关架构上，穿越C相开关到B相开关处后，抬起身体准备擦拭三叉口下部椭园堵板处油污时发生触电。
四、暴露出的问题
这起人身死亡事故是一起典型的习惯性违章造成的事故，也是一起省公司系统近年来重复性发生的事故，暴露出以下主要问题：
1、康XX违章作业是造成本次事故发生的主要原因。康XX作为基层管理者和运行人员，工作热情很高，但安全意识淡薄，违反安规有关规定，擅自超越工作范围从事工作，导致了此次事故的发生。
2、安全教育培训不力也是导致本次事故发生的主要原因之一。类似本次事故省公司系统及兄弟单位近年来已发生过多次，省公司都以安全快报或通报下发各单位，要求贯彻落实防范措施。本次事故暴反映出个别单位、个别部门贯彻落实相关措施不力，安全学习、安全培训不够，吸取别人血的经验教训能力差等问题。同时，本次事故也暴露出培训工作有差距、有漏洞，个别运行人员至现在仍然不清楚或工作忙时忽视SW6开关三角叉区是110KV带电部位。
3、未严格执行监护制度也是导致本次事故发生的原因之一。安规中第55条明确规定：“所有工作人员（包括工作负责人），不允许单独留在高压室内和室外变电所设备区内”。但本次事故暴露出工作期间多次出现无人监护的情况，说明本站遵章守纪的执行力度差，习惯性违章现象严重，反违章工作抓的不严不细。
4、近年来类似人身触电伤害事故暴露出部分班组长和管理人员安全意淡薄，执行规章制度要求别人严，要求自己差。作为基层管理者，本应带头模范遵章守纪，恰恰自己安全意识差，执行有关安全工作规定随意性大，最终成为违章的牺牲品。同时，本次事故也反映出变电运行人员自认为对站内状况熟悉，忽视安全规定，擅自在站内单人从事工作的现象普遍存在。
5、本次事故同时暴露出省公司系统安全管理有漏洞、有死角，反违章工作开展的不深、不严、不细，与先进兄弟单位相比有差距，安全生产责任制的落实有待进一步加强。
五、防范措施
3月16日，省公司以安全快报形势立即将“3.14”人身事故通报省公司系统，认真组织学习，举一反三，落实安全措施，杜绝人身事故的再次发生。3月17日下午召开省公司系统安全生产电视电话会议。针对“3.14”人身事故，重点要求：
1、忻州供电分公司立即在分公司内部开展一次安全生产专题活动，查管理、查思想、查隐患、查措施，做好职工队伍思想稳定工作，思想到位，措施到位，管理到位，杜绝人身事故的再次发生，确保本单位安全生产。
2、省公司系统立即开展一次以反人身事故为专题的“安全反思周”活动，深刻吸取忻州供电分公司“3.14”人身事故教训，认真学习省公司下发的“电力生产事故汇编”，举一反三，落实安全措施，防止类似事故的发生。面对各种情况，要踏踏实实做事，认认真真落实各项安全工作，夯实安全生产基础。
3、当前，各单位正在紧张而有序地进行春检工作。各单位、各部门要全力全力以赴狠抓春检工作的安全管理。要严格执行省公司文件“关于开展春检工作的通知”和明传电报“关于进一步加强春检安全工作的通知”要求，结合本单位实际，按照统一部署，严格执行各项规章制度，认真落实各项安全措施，加强安全管理，强化安全监督，确保春检工作的顺利进行。
4、加强安全教育培训，提高全体职工的安全素质。正确识别危险因素、并充分估计其危险度是搞好安全生产的基础。各单位要加强培训工作，尤其是对设备带电部位的认识培训；要针对性地并举一反三地开展有关安全教育培训，提高全体职工的安全素质，消除安全生产工作中的漏洞和死角，杜绝类似事故的再次发生。
5、严格执行各项规章制度，确保安全生产。严格执行各项规章制度是安全生产的根本保证，任何单位、任何个人必须不折不扣地执行。在这里再次明确：除经领导批准后允许单独巡视的工作外，所有工作人员不得单独在高压设备区从事任何工作。各单位要进一步深入开展反违章活动，严格执行省公司的《反违章工作规定》。要努力筹措安全奖励基金，加强安全生产激励机制，大力弘扬安全生产工作行为。同时，要加大反违章工作力度，严格执行违章者下岗的规定。生产现场工作人员要严格按照岗位职责履行自己的工作职责，不得超范围工作。有权制止违章行为，有权拒绝违章指挥。
6、加大安全宣传教育力度，大力营造安全文化氛围，努力提高全体职工的安全意识。各单位要按照省公司的部署，认真开展以“关爱生命、珍惜健康”为主题反人身事故的活动，进一步提高全体职工的安全意识。变要我安全成为我要安全，安全生产工作成为自觉的工作行为。
一起发电厂220kV母线全停事故分析
文章出处：韦仲康发布时间：2006-02-14
发电厂母线全停是电力系统中的严重事故，其后果包括发电机组掉闸、直配负荷停电、电网频率、电压下降等，在某些情况下将导致大面积拉路限电、电网振荡或解列。下面介绍一起因处置不当导致发电厂母线全停的案例，以资参考。
1 事故前运行方式
某发电厂为220 kV电压等级，双母线带旁路接线方式，从结构上又分为I站和II站两部分，之间没有电气联系。事故前该厂处于正常运行方式。
2 事故经过
2002-11-01T11:35，220 kV II站母差保护动作，母联2245乙开关及220 kV 4号乙母线上所有运行元件跳闸(包括3条220 kV环网线路和2台200 MW汽轮发电机组，另有1路备用的厂高变开关)。网控发“母差保护动作”、“录波器动作”、“机组跳闸”等光字。事故发生后，现场运行人员一面调整跳闸机组的参数，一面对220 kV 4号乙母线及设备进行检查。11:39，现场报中调220 kV 4号乙母线及设备外观检查无问题，同时申请将跳闸的机组改由220 kV 5号母线并网，中调予以同意。11:47，现场自行恢复II站厂用电方式过程中，拉开厂高变2200乙-4隔离开关，在合上厂高变2200乙-5隔离开关时，220 kV II 站母差再次动作，该厂220 kV乙母线全停。
11:50，现场运行人员拉开2200乙－5隔离开关，检查发现隔离开关A相有烧蚀现象。
12:01开始，现场运行人员根据中调指令，用220kV环网线路开关分别给II站2条母线充电正常，之后逐步合上各路跳闸的线路开关，并将跳闸机组并入电网，220 kV II站恢复正常运行方式。
3 事故原因分析
(1) 直接原因。事故发生后，根据事故现象和报警信号分析，判断为2200乙开关A相内部故障，并对开关进行了检查试验。开关三相支流泄漏电流测量值分别为：A相0.375 礎/kV，B、C相为0.0025 礎/kV，A相在交流51 kV时放电击穿。11月2日，对2200乙开关A相解体检查发现，开关静触头侧罐体下方有放电烧伤痕迹，静触头侧支撑绝缘子有明显对端盖贯穿性放电痕迹，均压环、屏蔽环有电弧杀伤的孔洞。经讨论认定，该开关静触头侧绝缘子存在局部缺陷，在长期运行中受环境影响绝缘水平不断下降，最终发展为对地闪络放电，这是此次事故的直接原因。
(2) 间接原因。事故发生后，作为判断故障点重要依据的“高厂变差动保护动作”信号没有装设在网控室，而是装设在单元控制室，使现场负责事故处理的网控人员得不到这一重要信息，在未判明并隔离故障点的情况下进行倒闸操作，使事故扩大。
4 暴露的问题
这次事故不但暴露了设备的缺陷，也暴露了运行和管理上的一些问题：
(1) 开关制造工艺不良，绝缘子存在先天质量性缺陷；
(2) 保护报警信号设置不合理。此次事故的故障点位于220 kV母差保护和高厂变差动保护的双重保护范围之内。但“高厂变差动保护动作”的报警信号装设在该厂单元控制室，网控室仅有高厂变开关掉闸信号。这直接导致了在事故发生后中调及网控运行人员无法尽快判断故障点位置；
(3) 现场运行人员在事故处理中也存在问题。220 kV 4号乙母线跳闸后，网控值班人员积极按现场规程及反事故预案要求对4号乙母线及所属开关、隔离开关、支持瓷瓶等进行了核查，对网控二次设备的信号进行了核查，但对始终处于备用状态的2200乙开关没有给以充分注意；另一方面，单元控制室的运行人员没有主动与网控室沟通情况，通报“高厂变差动保护动作”信号指示灯亮的情况，导致网控人员在故障点不明的情况下，为保II站机组的厂用电，将故障点合到运行母线上，致使220 kV II站母线全停。
5 防范措施
(1) 2200乙开关A相罐体整体更换，对原A相套管、CT彻底清洗。
(2) 对2200乙开关B、C相进行交流耐压试验。
(3) 针对网控室没有2200乙厂高变保护信号的问题，制订措施进行整改，同时检查其它重要电气设备是否存在类似问题。
(4) 加强各相关岗位间联系汇报制度，发生异常时各岗位应及时沟通设备的运行情况及相关保护、装置动作信号。
(5) 加强运行人员的培训工作，提高运行人员对异常情况的分析能力和事故处理能力，保证运行人员对规程、规定充分理解，在事故情况下能够做到全面分析，冷静处理。
一起发电机短路事故分析
文章出处：周正梅江西电力职业技术学院发布时间：2006-02-14
1 事故经过
某厂1号发电机为上海电机厂生产QFS-125-2型产品。2003-09-19夜班，1号机组并网后按启动曲线带负荷。05:00，1号发电机定子线圈温度为62℃。05:30，发电机定子线圈温度达85℃(负荷55.9MW)，发出“发电机定子线圈温度高”报警信号。05:33，汽机运行人员确认报警信号；由于运行人员误认为是测温系统的模块问题，判断装置为误发信号，没有引起重视，继续按中调负荷曲线运行。07:55，负荷102MW，主控室1号主变低压侧“95%接地”光字排闪亮，电气运行人员立即切换发电机定子三相电压，检查正常，随即到发电机本体及刀闸等处检查，未发现异常，即刻通知检修继保班。08:10，电气运行人员会同继保班人员检查1号主变低压侧PT二次保险正常。08:23，交接班时，接班司机提出，检查发现1号发电机定子冷却水出水管温度偏高(手感)，交班司机随即启动另一台水冷泵。08:24，主控室出现“1号发电机50%定子接地”信号牌闪亮，警铃响，汇报值长，值长令将1号发电机有功、无功负荷降至零，做好停机准备。08:25，主控室又发生“1号发电机85%定子接地”信号牌闪亮，并警铃响。08:26，集控室发出1号发电机漏水报警，且汽机运行告机头冒烟，值长令紧急停机，电气运行人员正欲手动拉开1号发电机出口开关。08:27，主控室事故警铃响，出口开关跳闸，“1号发电机差动保护”动作光字牌亮，1号发电机组与系统解列。
2 事故原因分析
(1) 电气检修在停机对发电机定子线圈进行反冲洗后，甲侧反冲洗阀门手动操作没有完全恢复到位(事后检查发现，该阀门尚有15%的开度)，致使发电机冷却水部分被旁路。
(2) 汽机运行人员在开机前未认真检查发电机定子冷却水系统运行状态是否正常；机组并网运行后对出现的“发电机定子线圈温度高”报警未引起高度重视，没有作出正确的判断和检查处理。
(3) 热工部分数据不准确，在一定程度上影响了运行人员的判断思路。
(4) 由于进入发电机定子线圈冷却水量减小，致使线圈温度升高，最高到达146℃，绝缘引水管受热膨胀，有一根纵向破裂，使线棒绝缘下降，发出接地信号，进而相间短路，“差动保护”动作跳机。
3 暴露问题
(1) 生产安全、技术管理不严格，各项考核没落实，安全意识淡薄。
(2) 运行管理松懈，制度执行不严，运行人员责任心不强，专业素质差，开机前检查不到位，对线圈温度数据异常没能正确对待，未及时采取相应处理措施，也未及时上报。
(3) 检修管理不严，人员素质差，检修时没有规范履行工作联系手续，没能严格执行工作票制度。
(4) 热工设备管理与监督不到位，部分电测数据不准确给运行人员造成误判断。
4 防范措施
(1) 认真吸取这次事故教训，不断提高认识，加强职工思想政治方面的教育，强化职工工作责任心。
(2) 加强运行管理和检修管理，落实各项管理制度，严格执行两票三制和运行规程。
(3) 出现数据异常时，首先要检查设备运行是否正常，之后对数据异常要认真分析和慎重对待。
(4) 对所有热工、电气仪表和二次回路进行普，消除设备缺陷，使表计、保护准确可靠。
(5) 理顺机、电运行在设备管理上的界限和责任。
树立电力生产危险处处存在，事故可以预防的观念，建立完善的安全生产监督体系，对有关法规、标准、规程、制度的执行情况进行有效监督，对危及设备和人身安全隐患的跟踪检查，按四不放过的原则加强事故管理。加强电厂运行、检修人员专业素质培养，提高全体工作人员的高度责任心，杜绝类似事故的发生。
王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告
王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告（初步）
一、事故前运行方式:
#2机组运行，负荷300MW；#1机组备用。#2机组6KV厂用A、B段由#2高厂变带，公用6KV B段由#2高公变带，公用6KV A段由公用6KV母线联络开关带；化学水6KV B段母线由公用6KV B段带，化学水6KV A段母线由母联开关LOBCE03带，6KV A段公用母线至化学水6KV A段母线电源开关LOBCE05在间隔外，开关下口接地刀在合位。化学水6KVA段进线刀闸LOBCE01在间隔外。
二、事故经过：
2006年6月10日，前夜班接班班前会上，运行丙值值长周××根据发电部布置，安排#1机组人员本班恢复化学水6KV A段为正常运行方式，即将化学水6KV母线A、B段分别由公用6KV A、B段带。接班后，#1机组长侯××分配副值李金从电脑中调取发电部传给的操作票，做操作准备，但未找到对应操作的“标准”操作票，侯又查找，也没查到，调出了几张相关的系统图并进行打印。
19:40，侯××带着李××与值长报告后便带着化学水6KV系统图前往现场操作，值长同意（没有签发操作票）。侯××、李××二人首先到公用6KV配电间检查公用6KVA段至化学水6KVA段LOBCA05开关在间隔外，从电源柜后用手电窥视接地刀闸，认为在断开位（实际接地刀闸在合位，前侧接地刀机械位置指示器指示在合位，二人均未到前侧检查）。随后，侯××、李××二人到化学水6KV配电间，经对6KV A 段工作电源进线刀闸车外观进行检查后，由侯××将刀闸车推入试验位置，关上柜门，手摇刀闸车至工作位置，摇动过程中进线刀闸发生“放炮”。
三、造成的后果
刀闸放炮后，引起厂前区变、输煤变、卸煤变、输煤除尘变低压开关跳闸，但未对运行机组造成不良影响。至22:10，运行人员将掉闸的变压器和化学水6KV B段母线恢复送电，系统恢复运行。
化学6KV A段工作电源进线刀闸因“放炮”造成损坏，观察孔玻璃破碎，风扇打出，解体检查发现刀闸小车插头及插座严重烧损。
刀闸放炮弧光从窥视孔喷出，造成操作人候××背部及右手、大臂外侧被电弧烧伤，烧伤面积12％，其中3度烧伤约4％，住院进行治疗。
本次已构成恶性电气误操作事故，打断185天的安全生产记录，同时造成一起人身轻伤事故。
四、原因分析:
1、执行本次电气操作中没有使用电气操作票。候××、李×二人执行本次电气操作，因没有从电脑中查到相应的“标准”操作票（发电部以前下发的），也没有填写手写操作票，临出去操作前仅打印了几张相关的电气系统图，在图纸背面写了几步操作程序，事后检查发现，计划操作步骤非常不完善，且有次序错误。实际执行操作时，也没有执行自己草拟的操作步骤。候××、李×二人去执行电气操作任务，操作人和监护人分工不明确，执行过程中对各操作步骤未执行唱票、复讼、操作、回令的步骤，未能发挥操作人、监护人的作用；自行草拟的操作步骤次序混乱，不符合基本操作原则。因此，运行人员未使用操作票进行电气操作是本次事故的主要原因。
2、候××、李×二人执行本次电气操作任务前，不仅没有编写操作票，也未进行模拟预演；在检查LOBCA05开关接地刀的位置时从盘后窥视孔进行窥视不易看清，柜前的位置指示器有明显的指示没查看，检查设备不认真；设备系统长时间停运，恢复前未进行绝缘测量，严重违反电气操作的基本持续。
化学6kV A段母线通过联络开关处于带电状态，其进口电源开关和刀闸断开，电源开关接地刀在合位（检修状态），在恢复系统的过程中，因操作次序错误，在操作LOBCE01从试验位置推入到工作位置的过程中，发生短路放炮。因此，操作人员未对所操作的系统状态不清、操作次序错误是事故的直接原因。
3、运行岗位安全生产责任制落实严重不到位。机组长执行电气操作不开票、不进行危险点分析，严重违反《电业安全作业规程》和公司“两票”规定，值长做为当值安全生产第一责任者，对本值操作监管不到位，自己安排的电气操作，没有签发操作票便同意到现场执行操作，因认为候××是本值电气运行资
力最深的人员，用“信任”代替了规章制度和工作标准，安全意识淡泊，未发挥相应的作用，使无票操作行为得以延续。值长对电气操作使用操作票认识不足，对操作前没有进行模拟预演未引起重视，未起到有效的保证作用，也是造成本次事故的主要原因之一。
4、辅控系统五防闭锁装置不完善，刀闸没有机械防误闭锁装置，拟改进的辅控微机五防装置尚未实施，不能达到本质安全的条件，不满足公司有关五防要求，未实现系统性防止误操作。
五、暴露的问题:
1、公司由基建到生产的转型、规范过程中，安全生产管理不扎实，尤其是两票三制执行上效果不佳，只注重了制度和标准体系的建立，贯彻和落实效果差，措施不利、管理手段不足，有断档、脱节现象。各级安全生产责任制落实严重不到位，未能真正实现安全生产责任制“横到边、纵到底”，与集团公司和大唐国际的要求存在较大差距。
公司对屡次发生的两票问题以及执行岗位职责不到位的事件重视不够，处理力度不足。
2、发电部运行管理存在严重的不到位现象，做为运行管理的主管部门，对执行公司规章制度和有关两票三制缺乏有针对性的手段和措施，对月度安全生产分析会提出的问题和安全检查问题整改行动迟缓。
3、值长安全生产意识差，运行操作把关不严，现场管理不到位，本值生产工作中存在严重的随意性行为，违反了操作票管理制度和安全生产“五同时”原则。
4、运行人员安全作业意识不强，对执行操作票制度认识不高，存在“无票作业”的严重违章现象。运行人员技术水平低，对系统的状态掌握不清，缺乏基本的送电操作常识，同时暴露出运行培训存在的不足
5、发电部运行规程不完善，对辅控6KV系统电气倒闸操作规范不足，技术支持不到位，技术管理不完善。
6、LOBCA05开关接地刀在合上位置是＃2机组小修中“6.3KV公用母线停电小修及高压试验”工作安全措施之一，5月16日运行人员收票时没有恢复系统备用，没有恢复全部安全措施，在工作票备注栏注明“因有其他工作，接地刀未拉开，系统未恢复”，违反电气工作票使用规定，运行日志没有进行记录。再次暴露出运行管理中的随意性和管理缺陷，给本次事故的发生埋下了祸根。
发电部了解到化学水6KV A段未恢复的情况后，于5月21日要求运行值班人员恢复系统到正常运行方式，同时写了一份操作票传给运行值长，经多日各值都没有执行，运行指挥、执行中断，监督督办不到位。
7、事故调查分析过程中，检查化学6kV A段母线联络开关LOBCE过流保护未投，且保护定值与定值单不符，致使B段电源开关越级跳闸。反映出技术监控管理不到位和设备点检不到位的问题，同时也暴露出化学系统设备移交生产存在地漏洞。
六、防范措施和应汲取的教训:
1、6月14日，全公司召开安全生产特别会议，通报“610事故”的初步调查分析情况，提出安全生产的措施和要求，王滩发电公司生产、安监全体人员，各管理部室高级主管以上人员，各生产外协承包单位班长以上人员参加会议。深刻剖析本次事故发生的根源，认真吸取事故教训，狠抓安全生产责任制的落实，解决管理松懈、要求不严、执行力差、标准不高等问题，坚决刹住无票作业和违章作业的不良行为。会后，全公司范围安排安全活动日专项活动，展开深入讨论，人人谈体会、定措施。
2、开展一次安全生产规章制度宣惯活动，认真学习和领会集团公司和大唐国际有关安全生产的制度体系，提高生产人员对制度的了解和理解，提高执行章制的自觉性。结合章制宣惯，全公司开展一次“两票三制”专项整治行动，再次对照集团公司、大唐国际安全生产一号文，结合安全生产会议精神和安总提出的重点工作要求，结合安全生产月各项活动安排和集团公司“安全质量专项治理”活动，以“三对”的方式全面查找王滩发电公司安全生产各环节、各层次存在的不足，提高整治力度，提高全员安全生产意识和责任感，掌握安全生产管理的要领，努力在短时间内消灭各种违章行为。
3、加强运行人员技术培训，提高运行人员技术素质。开展一次针对辅控系统电气操作的全员实际演练考核。充分利用学习班时间有计划地安排培训内容，尽快使全体运行人员能够适应岗位技术要求。
4、加强运行技术支持能力的提高，抓紧系统图和运行规程的修编完善工作，规范各种运行操作，减少由值班人员自行安排操作程序所带来的意外事件的发生。
5、加快辅机系统微机“五防”闭锁装置的改造，从本质上解决安全生产的物质条件，实现本质安全。
6、采取管理责任上挂的考核机制，将安全生产责任部门负责人考核提到公司直接考核。安全生产监督考核实行即时考核公示制，对发生的各种违章现象和不安全事件进行即时考核合公示，增强警示效果。
7、对全厂保护进行一次普查，进一步完善二次系统防“三误”措施，保证全厂保护装置正确投入。
8、加快运行管理支持系统的投用，完善两票管理手段。
七、责任分析
1、#1机组长候××负责执行本次电气操作任务，不使用操作票进行电气操作，严重违反安全作业规程和两票管理有关规定；在无票操作中，操作程序错误、检查设备不认真，缺少必要的绝缘测量步骤，未能正确判断设备系统的真实情况，执行操作不认真；安全意识淡泊、随意性大，无票操作的同时，也没有进行危险点分析；进行现场操作时，侯、李二人分工不明确，侯本应是监护人，但在操作过程中又干了操作人的工作。因此，#1机组长候××是本次事故的直接和主要责任者。
2、李×是替班副职，在本次操作中应是操作人角色，在与机组长一起进行电气操作操作过程中，没有起到应用的作用，对执行的任务心中没数；操作过程中，对违反相关制度现象认识不足，只按机组长的指令盲目执行。做为操作人员，李×对本次事故负有次要责任。
3、值长周××做为当值得安全生产第一责任者，承担着当值得安全发供电的领导职责，安排运行操作任务时，违反了安全生产“五同时”原则，没有及时发现和制止电气操作无票作业；安全意识差，思想存在随意性，凭感觉做事，认为本值“最高水平”的电气专业出身的机组长可以无票作业、不会发生意外，存在严重的失职现象。因此，周××也是本次事故的主要责任者之一，并负直接领导责任。
4、运行人员工作存在很大的随意性，本次发生的事故，暴露出运行管理多层次的缺陷和不足，暴露出发电部管理不到位、措施不得力的问题，未能将公司各项规章制度进行有效的宣惯；从机组长候印平和副值李金的表现发现，运行人员的技术业务素质存在严重不足，暴露出生产准备、运行岗位技术培训存在不足，对运行人员学技术激励不够。发电部做为运行管理的主管部门，对本次事故负有不可推卸的责任，部长赵玉龙、副部长均负有直接管理责任。
5、5月16日，运行人员收回检修电气第一种工作票时，运行当班机组长孟××违反电气工作票管理规定，在没有拆除接地线的情况下终结了工作票，也没有将详细情况在运行日志中进行记录，留下了事故的隐患，调查过程中说不出适当理由；运行高级主管吕××发现系统工作票终结而开关未恢复正常方式后，于5月21日要求前夜班运行值恢复系统，但运行人员并未执行，到6月10日，再次要求运行人员恢复系统，期间系统长时间处于不正常的运行状态，专业督办力度不足，管控不利。因此，孟××、吕××对本次事故负有一定责任。
6、本次恶性电气误操作事故的发生，问题发生在基层，根源在公司管理。本次恶性电气误操作事故发生，暴露出王滩电厂安全生产责任制没有得到有效落实;暴露出安全生产基本管理制度不能可靠执行；暴露出安全管理工作缺乏横到边、纵到底的管理手段;也暴露出员工培训工作中现场操作技能培训缺位的问题，公司领导对本次事故的发生负有相应的领导责任。
八、对事故责任者的初步处理意见
对事故责任者按本公司安全生产奖惩规定公司进行处理，公司领导按干部管理权限请大唐国际进行处理。
王滩发电公司
2006年6月14日
曲江变电站“3.1”电网事故分析
2003-03-01，广东韶关500 kV曲江变电站(以下简称“曲江站”)发生一起违章操作导致带电合母线接地刀闸，母差保护动作，220 kV线路跳闸，局部220 kV系统停电的电网事故，造成220 kV松山站减供负荷约40 MW，时间约44 min。韶关电厂10号机组解列。
1 事故经过
事故前韶关地区系统总负荷约350 MW。曲江站1号主变压器运行，高压侧一回500 kV曲(江)－北(郊)线与广东500 kV北郊站连接，中压侧220 kV为标准双母线加旁路结构。事故当天220 kVⅠ号母线单母运行，Ⅱ号母线停电，7条220 kV出线(韶曲甲线、韶曲乙线、韶曲丙线、曲芙甲线、曲芙乙线、曲马线、曲松线)和1号主变全部接于Ⅰ号母线运行，旁路母线及工关热备用。
当天，曲江站扩建项目2号变施工，220 kVⅡ号母线停电配合。工作结束后，省中调下综合令“220 kVⅡ号母线由检修状态转为运行状态”。
曲江站辅监护人某甲、辅操作人某乙到220 kV场地检查设备的状态。途经221丁00接地刀闸时，发现221丁00五防锁的卡销未进入槽内，没有完全固定锁住；221丁00地刀三相均上翘，且Ａ相地刀又较其它相地刀翘得稍偏高。某乙擅自拿来地刀摇把，把221丁00地刀摇下来调平，由于用力过大，造成Ａ相地刀单相对母线Ａ相静触头放电短路， 220 kV母差保护动作。事后检查221丁00地刀Ａ相动、静触头有明显的电弧烧伤痕迹，母线托架、支柱瓷瓶薰黑。
经模拟事故前的操作，摇柄转动1/4周，地刀Ａ相动、静触头的距离不足，可造成母线对地放电。经进一步调查，曲江站220 kVⅠ号母线上一次停电接地恢复送电时，操作人员操作后没有认真对设备进行检查，没有发现221丁00地刀卡销没有完全进到闭锁卡槽，失去了五防闭锁功能，为此次事故留下了隐患。
2 保护动作分析
(1) 曲江站保护动作分析
由于故障点在220 kVⅠ号母线上，属母线差动保护范围，母差保护动作跳开运行设备是正确的，但其中曲松线开关未能跳开。
事故后，继保人员检查母差保护动作逻辑正确，至曲松线的跳闸回路完好，进行传动试验正常。根据保护跳闸报告显示，发生故障时曲松线的刀闸位置接点接触不良，未正确输入母差保护装置，影响对曲松线运动方式的判别，从而导致无法跳开曲松线开关。
(2) 芙蓉站、马坝站保护动作分析
曲江站的母线故障，对芙蓉站的曲芙甲线、曲芙乙线保护，马坝站的曲马线保护而言是正方向故障，高频保护不会发闭锁信号，对曲江站的曲芙甲线、曲芙乙线、曲马线保护而言是反方向故障，高频保护闭锁，当曲江站220 kV母差保护动作后将曲芙甲线、曲芙乙线、曲马线开关跳开，此时开关的跳闸位置接点闭合，使高频保护停止发闭锁信号，从而开放了芙蓉站、马坝站的高频保护，导致芙蓉站的曲芙甲线、曲芙乙线保护，马坝站的曲马线保护动作。
(3) 松山站保护动作分析
曲松线的主保护是光纤纵差保护，由于故障点不在线路上，主保护没有动作，从事故录波图上判断，当曲江站母线接地时松山站曲松线保护还没动作，曲江站母差保护动作并跳开Ⅰ号母线上各运行设备时，母线电压急剧下降，而曲松线还有一些电流，此时松山站曲松线保护装置的测量阻抗非常小，已达到了距离保护Ⅰ段的动作阻抗，因此距离保护动作并跳开曲松线开关。
(4) 韶关电厂线路保护不动作分析
韶曲甲、乙、丙线因故障点不在线路上，光纤保护不动作属正常逻辑。
3 暴露问题及教训
3.1 违章操作，擅自处理运行设备缺陷
事故直接责任人某乙违反《电业安全工作规程》和设备缺陷管理制度，是造成这起事故的直接原因。事故前曲江站220 kVⅠ号母线送电操作时，操作人的工作质量不良，是这起事故的间接原因。进一步分析可知，人的失误是事故的主要诱因，必须“以人为本”来防范。因此应狠抓在岗人员的安全和专业技术培训，加强生产人员的安全意识与遵章守纪的观念，确保检修与运行操作等电力生产工作制度化、规范化、标准化。
3.2 对电网特殊运行方式的维护管理不完善
运行部门要加强对电网特殊运行方式的维护管理，做好安全措施和事故预想。要对重要及特殊用户做好相应的技术交底及事故应急准备，避免系统事故引起用户较大损失。
3.3 电网的管理和调度存在问题
电网统一管理，统一调度是电网安全稳定运行的组织保证。应严肃调度纪律，严格执行《电网调度管理条例》。在电力体制改革的形势下，电网企业与用户加强沟通协调更显重要，供电企业要完善与大用户之间的协议，明确管辖分界、方式安排、自动装置配置要求、制定事故应急预案以及各自的安全管理职责。
3.4 对设备管理不严
隔离开关制造质量不良(如本例中的辅助接点变位或接触不良)引发事故或扩大事故的案例近年来已非少见，应引起足够的重视。要加强对设备的全过程管理，包括基建选型、运行维护各个环节。
双水内冷发电机定子回路故障的分析与防范
红雁池发电厂5～9号机组的均为双水内冷发电机，自投产以来，5，6，9号机的定子回路曾发生线圈绝缘击穿、接地短路、铁芯烧伤、水内冷机定子漏水、断水等故障，严重威胁发电机的安全运行。为全面提高机组运行的可靠性，提高发电企业的经济效益，有必要对已发生过的故障进行技术分析，并提出相应的防范措施。现以该厂5号机发生的3起故障为例进行分析。
1 发电机励磁侧引线过热故障
1.1 故障过程
1987年5月3日晚，电气值班员巡检时，嗅到5号机有焦煳味。从窥视孔仔细查看，发现发电机励侧引线有流黑漆现象，立即报告分场及厂部，决定停机检查。揭盖后发现，励磁C相引线D3及D6绝缘烧黑，有硫化现象，且有2处的复漆已被流出的黑玻璃绝缘布带的黑漆污染。D3及D6引线外表温度比其他引线高出约20℃。
1.2 故障原因分析
初步判断为定子线圈通水回路局部堵塞，造成局部线圈水流量减小，致使内冷效果明显降低。
为了进一步确证故障原因，决定将发电机定子的该根线棒水电接头焊开，进行水冲洗。从冲出的水中发现大量黑色颗粒，同时也在冷水箱中发现大量黑色粉末。根据这一现象决定扩大冲洗范围，于是将定子线圈的水电接头分段焊下，分段进行再冲洗，均发现有较多黑色粉末，经确认为橡皮粉末。由此可以确认，造成定子线圈水回路堵塞的原因有以下几方面：
(1) 甩水盒橡皮密封垫腐蚀磨损成锯齿状，参差不齐，磨损最深处可达3 mm。在对冷水系统检查后，发现冷却水进入发电机前的不锈钢滤网未焊接，而采用金属丝绑扎，结果被水流冲破，橡皮粉末随水流进入定子水回路，堵塞了一线棒水回路，使水流量大大减小，对导线的冷却效果变差，造成线圈温度升高。
(2) 进一步检查发现，第30根线棒汽侧铜管进口处约有1/4的面积在制造时已被焊锡封死，因此造成该水管水流量不足，使橡皮粉末更容易存留在该线棒的水管内，造成水管堵塞，引起线棒发热。为了排除这一缺陷，将9，11，12，13，14“U”形环、10号线棒铜管焊死部分用电钻打通，再用压力水(0.2～0.25 MPa)和高压空气(不大于0.8 MPa)，对9，11，12，13，14“U”形环和10号线棒正反向反复冲洗，直至水中橡皮粉末消失为止。后期又对定子线圈水回路分相冲洗，并用量杯和质量表测量三相水流量均衡，直至定子水流量符合规定要求后，才恢复投入运行。
2 发电机汽侧定子线圈漏水故障
2.1 故障过程及原因
1988年6月15日，5号机计划停机小修，停机后的第二天，电气试验人员途经5号机时，听到机内有哗哗水声，从窥视孔可见汽侧定子线圈端部流水，立即向分场汇报。揭盖检查，见一线圈端部水电接头绝缘包内漏水，打开绝缘包后发现定子线棒水电接头处磨穿。
由于该台机组系早期产品，水电接头处使用的填料不合适(用云母粉和棉粉及环氧树脂配制)，填料干固后龟缩，造成填料松动。水内冷电机电流密度大，每根线棒所承受的电动力也大，运行中线棒每秒钟要承受100次电磁力的振动，其端部振动更严重。干固龟缩的填料块在水电接头内抖动，磨损定子铜棒，因而造成定子线棒磨穿漏水。
2.2 故障处理
(1) 对磨穿的线棒进行补焊。为防止线棒水回路被流动焊液封死，补焊时取下水电接头的“U”形环，从线棒端部孔内插入一细铜丝，边焊边活动铜丝，直至焊完后焊锡凝固为止。
(2) 用6101环氧树脂和650聚酰胺配剂浸渍过的涤纶毡代替原来的水电接头填料。填完夹紧后，外包绝缘最外层用无碱玻璃丝布带包扎，再用6101环氧树脂和650聚酰胺树脂刷固。
(3) 对汽侧30多个水电接头打开绝缘包进行检查，更换填料，发现有4～5个水电接头中填料松动，而这些都是在打开绝缘包之前就能感到为“空包”的水电接头。
3 定子线圈主绝缘磨损故障
3.1 故障过程及原因
1991年8月下旬5号机大修期间，发电机揭大盖后，检修人员发现该机汽侧线圈端部有4～5处有黄色绝缘粉末。切断绑带，取出绝缘垫块，发现绝缘垫块磨损有17处，定子线圈主绝缘已被磨穿，露铜。其中有4处定子线圈铜线磨损达0.5～1.0 mm，受损严重。原制造厂制造时定子线圈端部垫块与定子线棒是直接接触的，这种硬碰硬的接触，在安装时稍有疏忽(如垫块的大小、尺寸，垫正与否等原因)就有可能引起不良后果。因为发电机运行时线圈不停振动，长期运行有可能造成垫块与线棒接触面松动、相互摩擦，造成定子线棒端部磨损。
3.2 故障处理
(1) 将磨损部位的垫块取出，在垫块外包以用环氧树脂与聚酰胺树脂配剂浸渍的涤纶毡，重新垫入线圈间。
(2) 垫块垫正夹紧后，外部用6101与650配剂浸渍的*8 mm涤纶带绑札固定。后因*8 mm涤纶带不够，有些地方也用无碱玻璃丝带绑扎。
(3) 对汽端18个撑块处检查，共有17个发生线棒磨损。而这些点在打开绝缘包前就有黄粉冒出。对励磁端抽查4处，无一松动。由于检修工期限制，未来得及对全部端部绝缘解剖，查看绝缘撑块情况。
(4) 重新装上端部绑环，用6101与650配剂浸渍过的*8 mm涤纶带对定子线圈端部进行固定。
4 故障防范措施
(1) 5号机在选材及制造质量上存在问题。该机每根线棒共有6个通水铜管，而30号线棒的通水管就有一个半被堵塞，使该线棒通水量减少。加上橡皮粉末的淤积堵塞，水流量更小，因而造成线棒过热。因此制造厂应保证产品的设计及制造质量。
(2) 为了防止定子线圈冷却铜管严重阻塞引起过热，应定期测量每根铜管的进出水温差。但5号机定子线圈测温点仅有8个，而30号线棒恰恰未埋测温元件，这就给现场温度监视带来困难，因此，厂家在设计定子线圈冷却铜管时应予以改进。
(3) 发电厂一定要尽早将转子甩水盒密封改造列入技改项目，否则仍会发生上述水回路堵塞情况。
(4) 生产现场应经常对定子线圈温度进行监视和分析，对温度有明显上升的线圈应加强跟踪，并结合检修进行处理。运行中应经常通过窥视孔加强对机组内部的监视，检查定子端部有无渗水、漏水、流胶、焦煳气味、黄粉、零部件松动、塑料引水管磨损、后圈过热发松以及其他异常情况，发现隐患及时消除。
(5) 在检修中，应仔细检查定子线圈。检查定子线圈有没有出现严重的“松”(楔条松、绑线松、垫块松)、“空”(下层线棒在槽内未落实；在出槽口前悬空；线棒端部与绑环间未靠拢、悬空；绝缘包内空)、“拼”(上、下层线棒在转角R处应留有标准空间，但由于调整不当，拼靠造成间隙距离与标准数值不符)，如发现上述现象，应立即采取措施消除。
(6) 严格监视监测水冲洗质量及定子回路水流量，严把水压试验环节，加强绝缘预防性试验。这些都是保证水内冷机组安全运行的重要措施。
一起变压器高压侧电缆相序接反事故分析
厂用电源安全运行直接影响到发电机组的安全，在厂用电源的各类事故中，由于电缆相序接反而引起的短路事故不多，在各类事故中所占的比例很小，容易被忽视，但短路后对人身和设备造成的危害较大，严重的足以造成机毁人亡的后果，应引起人们的重视。
1999年12月15日，我厂发生一起由于检修人员擅自扩大检修范围，工作结束后又未按有关规定认真核对相序，造成保安变高压侧电缆相序接反的事故。
1 事故经过
事故发生前，保安电源电保2（工作开关）供电的#4发变组停机备用，其高压厂用电由接于老厂110kV 系统的高备变供电，保安变高压侧电源同样取自老厂的110kV系统，机组处于正常盘车状态。在#4机停机备用期间，有部分设备的临修工作。
1999年12月15日，应电气检修保2开关小修工作票要求，需要将保2开关停运解备。为缩短保安段的停电时间，运行值班人员采取瞬间停电方法，将保2停运，保20联动投入，带保安Ⅱ段运行。但当保20投运后，汽机值班人员发现直流密封油泵、直流润滑油泵联动，同时，电源了自保安Ⅱ段的盘车跳闸，保安段所带交流密封油泵及交流润滑油泵电机电流为正常值的1/3左右，上述交流油泵均无出力。电气运行值班人员就地检查电机，电现电机电源三相电压正常，三相电流平衡，电气检修人员复查，检查结果同上。此时因锅炉检修正在使用接于保安Ⅱ段上的炉本体电梯，需马上恢复保安电源，电气运行值班人员将保2开关检修工作票押回，决定按贯例采用并列倒换方法，先将保2开关投运，然后再断开保20开关。当合上保2时，其电流表满档，保2开关出现“过流”光字，值班人员遂立即断开保20，上述现象消失，保安Ⅱ段运行正常，汽机交流密封油泵及交流润滑油泵运行也恢复正常。为进一步查明原因，电气检修及运行人员一起检查，在保20开关上下口分别测其三相电压，发现A—A’、B—B’、C—C’三相电压分别为226V、454V、229V，将保20开关解备后，发现保20开关消弧罩有扯弧痕迹，取下消弧罩发现该开关消弧触头有少量毛刺，主触头无异常。
2 原因分析
(1) 检修人员严重违反《电业安全工作规程》，擅自扩大检修范围。
事故发生后，按照“三不放过”原则，我们组织有关人员进行了认真分析，发现在事故发生的前两天，检修人员刚对保安变进行了一次小修，经过对参与检修工作人员的调查，他们曾趁检修保安变时，将保安变高压侧电缆一并检修，且在检修过程中，将保安变高压侧电缆从变压器本体拆掉，在拆除电缆之前，未按规定将三相电缆与所对应的变压器接线柱分别做记号，检修结呸后恢复接线时，三相电缆与接线柱的连接仅按“黄、绿、红”色标分别一致的原则恢复。工作结束未按规定对保安变核对相序，也未将此情况向运行值班人员交代。得到这一信息后，我们怀疑检修人员在恢复变压器接线时，将电缆相序接反，通过核查，确定变压器高压侧电缆A、B两相相序接反。
(2) 电气运行值班人员对检修工作项目了解不全面。
检修工作结束时，没有仔细向检修人员询问工作内容，漏掉了保安变电缆检修的信息，失去了防止事故发生的机会，未起到应有的把关作用。
(3) 汽机值班人员缺乏高度的工作责任心。
当油泵运转正常而无出力时，未认真检查泵的转向是否正确，就草率的汇报自己所辖设备无问题，直接诱导了事故发生。
(4) 现场个别设备电缆引线A、B、C三相色标不规范，未严格按照“A—黄、B—绿、C—红”的要求标注。
3 预防对策
(1) 检修人员在工作中应认真遵守《电业安全工作规程》，严格按照工作票所列的检修项目进行工作，严禁擅自扩大工作内容，若特殊情况需要增加工作内容时，应按规定重新更换工作票；运行值班人员在销工作票时，要向检修工作负责人详细询问其工作内容和检修情况，对检修内容要做到心中有数，确保其检修内容与工作票一致，切实把好最后一道关。
(2 ) 规范现场电缆三相色标，严格按照“A—黄、B—绿、C—红”的要求，对现场电缆头色标进行全面检查。
(3) 检修人员在进行设备拆线检修工作时，不管是一次回路，还是二次回路，拆线前应认真核对原回路接线并做好明确标记，检修结束恢复接线时，应由拆线人对原标记核对无误后，再恢复接线，有条件时应使设备带电后，进一步核对相序无误。
(4) 对未安装同期装置的双电源供电变压器、配电盘等电气设备检修后，运行值放人员在恢复备用时，必须用测量表计测量两路电源相序，压差不应超过5%，并将此规定列入现场运行规程。
(5) 提高值班人员的技术素质和工作责任心，在发现设备异常时，要从多方面认真查找原因，要意识到一时工作疏忽，就可造成无法挽回后果，考虑问题要全面，善于查找问题的真正原因。
某110KV变电站变压器差动保护动作原因及分析
潘书燕, 黄飙, 陈永华, 李永国
(电力自动化研究院南京中德保护控制系统有限公司江苏省南京市210003) 摘要：文章对于某110KV变电站变压器差动保护动作的原因，从事件的形成以及保护的原理给予了详细地分析，同时分析了在单相接地故障情况下,主变高压侧出现了三相电流幅值基本相等,相位基本一致的情况.希望给运行维护人员提供帮助，也给开发人员提供一个参考，以期更好的完善变压器保护的运行和维护，开发出更高质量的变压器差动保护。
关键词：变压器差动保护；消零
一某110KV变电站变压器差动保护动作情况
1 动作情况
江苏某110KV变电站，雷击至其110kV线路上（来自现场的110kv线路保护录波分析，有一相电流增大，另外两相电流基本不变,初步分析单相接地，当时雷击点在近变电站侧，线路接地保护II段动作，系统图如图2中分析），造成主变差动保护动作（变压器采用Y/d-11接线）。巡查发现主变中性点的放电间隙有明显的被击穿的痕迹.检查差动保护装置内部的故障记录,发现装置记录的三相差动电流大小相等约为130%的主变额定电流，其故障波形如图1所示，图中分别显示了Y侧和△侧CT上采到的三相电流波形。
图1（a） Y侧CT上的三相电流波形
Fig.1(a) Three phase current wave for Y side
图1（b）△侧CT上的三相电流波形
Fig.1(b) Three phase current wave for △ side
图1（c）差动启动与跳闸
Fig.1(c) Pickup and trip of differential protection
图1 变压器差动保护故障录波图
Fig.1 Fault wave record of transformer’s differential protection
2 系统情况介绍
此变电站为110KV降压终端变电站，变压器接线型式为Y/d11，低压侧无电源，根据1中的故障简介，我们初步分析，在雷击过程中，系统表现为图2的所示的形式，N端为此降压终端变电站，上图1中录波图为此变电站中变压器差动保护动作录波图。
图2 系统简单示意图：单电源线路上单相接地（A相接地）
Fig.2 Simple network figure: One phase to earth for line with one power supply(phase A to earth)
在近变电站线路侧发生单相接地故障时，主变纵差保护是不应该动作的。所以我们首先对此差动保护装置（采用西门子7UT51）的动作行为及原理特别是对零序电流的处理方法进行仔细的分析：
二：7UT51差动保护动作原理
7UT51系列微机电流差动保护总体来说为具有比率制动特性，带二次谐波及高次谐波制动的分相电流差动保护系统，其最基本原理仍是差动原理。在7UT51中变压器差动保护接线图如图3所示(取电流流入变压器为正方向)，差动继电器中差动电流（Id）为各侧电流相量和的模，制动电流（Is）为各侧电流相量模的和。