典型事故案例分析201102.doc

目 录一、供电部分11 某变电站800kV罐式断路器操动机构漏油缺陷分析12 几则330kV变压器短路故障分析及抗短路能力核算情况23 风偏线路故障分析44 某110kV变2号主变差动保护误动作分析65 500kV某变电站274开关A相故障分析96 220kV主变因冷却器全停跳闸原因分析及对策127 某110kV变电站站2号主变故障分析及处理138 某区域极端天气突发线路跳闸故障的调查分析149 某220kV线路鸟害跳闸情况调查分析16二、电厂部分1910 锅炉脱硫系统增压风机改造和GGH差压过高的原因分析1911 某电厂锅炉炉后包墙水冷壁管泄漏分析与处理2412 某厂1号机组DPU全部停机原因分析及预防措施2513 某厂4号炉MFT动作灭火原因分析2614 发电机内冷水管路因异物造成堵塞的分析处理2815 某电厂1号主变A相总烃异常升高的原因分析与处理措施3216 某电厂220kV GIS雷击故障分析3437典型事故案例分析 2011年第2期一、供电部分某变电站800kV罐式断路器操动机构漏油缺陷分析1. 缺陷概况某变电站800kV罐式断路器是国内某电气高压开关有限公司生产的LW56-800型断路器，目前已安装6台，生产日期为2009年79月。从2010年4月至6月，在保护调试、设备验收等过程中，共有15相次发生漏油，漏油部位分别为：储能筒与工作缸之间、表座与工作缸之间、油泵螺丝断裂、安全阀与工作缸之间、油箱砂眼、机构防慢分部件漏油。其中机构防慢分部件漏油是2010年10月后陆续发生，制造厂分析是该处零部件加工质量问题，目前已更换零部件处理了两台，其余4台还没有处理，计划在年内处理完毕。其余5项故障已于2010年9月前处理完毕。储能筒与工作缸之间的漏油在修复后又重复发生，且在断路器操作2030次后发生漏油概率较多。其它部位经修复后恢复正常。2. 故障原因分析2010年6月末，由两家单位分别对储能筒与工作缸之间漏油缺陷进行了原因分析。经过对这部分的零部件尺寸、材质和机械强度检验，两家单位的检验结果基本一致，基本符合产品的技术要求。电科院综合检验结果及结构特点，提出漏油缺陷的主要原因是安装过程未能保证工作缸和储能筒之间的通孔对中。3. 缺陷处理方案根据检验结果和原因分析报告，提出改进部分零部件材质、尺寸和装配工艺的方案，其装配采用工作缸和储能筒起吊后垂直对中方式。4. 试验验证2010年7月8日，将发生3次漏油的机构返厂按处理方案进行零部件更换，工作缸和储能筒起吊后垂直对中方式安装，连接断路器进行2000次机械操作，2000次操作后解体检查密封部件。试验验证结果：工作缸和储能筒之间的密封良好，解体检查密封零件完好。5. 现场处理方案根据现场条件研究分析，制定出现场处理方案：更换18相断路器工作缸与储能筒之间的密封套组件，禁锢螺栓提高一个等级，装配采用螺栓寸动方式（垂直对中方式在现场有难度）。更换装配完进行特性等相关试验，其总机械操作次数为30次，检查密封状况。6. 现场实施及检查2010年7月15日开始按现场处理方案进行现场更换和更换后机械特性、操作次数试验。在完成全部18相更换和试验后，对其中操作次数最多的一相（约200多次）灭弧室进行解体检查，查看其内部在多次操作以后磨损掉的杂质情况。经开盖解体检查，在灭弧室中间部位绝缘支撑件底部位有少许小颗粒杂质，其中有细小金属微粒，经过现场多位专家查看认定，此种情况属正常状态。根据开盖检查结果，有多个单位参加会议并确定对开盖检查的一相、及操作次数较多的其它两相进行绝缘耐压试验。由于只对一相进行了开盖检查，会议要求制造厂提供其它灭弧室制造过程质量控制的相关文件，以了解同批次的制造质量。（陕西院供稿）TU返回UT几则330kV变压器短路故障分析及抗短路能力核算情况1. 某变电站1号主变事故分析及抗短路核算情况（1）故障经过2010年7月2日，某变1101开关C相爆炸，引起110kV BC相相间短路，1号主变重瓦斯保护动作跳闸。故障持续时间880ms，流过变压器中压与高压绕组的短路电流分别为10.4kA与3.65kA。（2）试验情况事故后技术人员进行了常规试验和局放试验，除油色谱数据异常外，其它试验数据均正常。变压器本体乙炔70.2，总烃223.0。色谱数据表明，变压器内部存在能量较高的放电性故障。（3）返厂检查情况7月10日吊罩检查，发现B、C相绕组最外部调压绕组有轻微可见变形，三相垫块移位、突出。随后通过进一步解体发现B相高压绕组有明显放电痕迹。（4）抗短路能力核算结果电科院依据2008版国标校核结果表明，该变压器110kV侧至少应能承受10168.5A的短路电流。西变厂校核结果表明，该变压器110kV绕组在10165A短路电流下尚有2.25受力安全裕度，在3570A短路电流下330kV绕组也相应有1.00的受力安全裕度，按订货技术协议要求，该变压器应能承受母线短路电流2s。经过实际短路电流的验证，变压器未能经受住短路冲击，说明该变压器不满足订货技术协议的要求。2. 某变电站2号主变事故分析及抗短路核算情况（1）故障经过2010年7月4日，因动物误进入35kV配电室，某变2号变压器35kV侧母线发生BC相间故障，后转换为ABC三相故障，主变差动、轻、重瓦斯保护动作跳闸。流过2号变压器低压侧绕组电流为10.4kA，时间673ms。（2）试验情况事故后的试验表明，绝缘电阻、油色谱、直流电阻、变比、绕组变形等试验数据异常。尤其是乙炔值从0增长到257ul/l，三比值1/0/2，变压器内部存在突发性电弧放电，涉及固体绝缘；该变压器铁芯接地，A相低压绕组存在明显变形。（3）抗短路能力核算该变压器于1991年出厂，按照短路阻抗进行核算，该变压器35kV侧绕组至少应能承受15517A短路电流。西变厂按照2008版国标校核的结果表明，该变压器仅能承受7800安短路相电流。按照变压器出厂文件，该变压器应能承受母线短路电流2s。经过实际短路电流10400A的验证，变压器未能经受住短路冲击，因此该变压器不满足出厂技术条件的要求。3. 某变电站3号联变事故分析及抗短路核算情况（1）故障经过2010年7月24日，某变三号联变发生单相故障，本体重瓦斯、本体轻瓦斯、压力释放动作，压力释放阀处有大量油迹，三号联变两侧开关3340、3342、2212开关跳闸。C相中压绕组最大电流1600A，故障持续70ms。（2）试验情况事故后进行了常规试验，均为合格。但从供电局提供的色谱数据分析，（变压器本体氢气972，一氧化碳362，二氧化碳1092，甲烷237.3，乙烷18.4，乙烯218.9，乙炔365.97ppm，总烃1049.19ppm），从数据判断设备内存在放电性故障。（3）抗短路能力核算结果该变压器为2005年出厂，西变厂按照2008版国标校核的结果表明，该变压器高压绕组至少应能承受3395A，中压绕组应能承受3735A的短路电流，且按照变压器出厂文件，该变压器应能承受母线短路电流2s。但经过实际短路电流1600A的验证，变压器未能经受住短路冲击。因此该变压器不满足出厂技术条件的要求。（陕西院供稿）TU返回UT风偏线路故障分析 2010年3月19日20日，我国北方出现强风和沙尘暴天气，局部瞬时风力达到11级以上。受此次恶劣天气影响，全国输电线路出现大范围风偏故障，部分地区发生倒塔断线事故，山西省220 kV及以上输电线路发生故障24条次。1. 线路故障类型山西省输电线路受大风影响，出现四种类型的故障。导线对杆塔构件短路发生跳闸次数最多，达12次，占50%，其现象为导线或跳线对杆塔构件放电，均为实际摇摆角超过允许摇摆角引起；紧凑型线路相间短路为6次，占25%，均为中相对两边相短路；金具断裂引起的掉串有2次，占8%；通道内构筑物、异物引起的输电线路跳闸有4次，占17%。2. 风偏故障原因分析（1）强风是风偏放电的最直接原因根据各地气象部门资料和现场查询，发生风偏故障的区域均出现了少有的强风，瞬时风速可大于30 m/s。通过对不同风速下绝缘子串的摇摆角计算结果与工频电压下能够引起空气间隙放电的最小摇摆角进行对比，可推算出故障发生时的最小风速值。以220 kV原代线70号为例计算，见表1、表2、表3。表1 220 kV原代线70号塔地形参数杆号呼称高/m前档距/m后档距/m代表档距Ld/m塔位标高/m边线高差h1/m边线高差h2/m7127398299368995.540.148.67021299253952.3-48.6-8.26921253273960.58.261.7表2 220 kV原代线70号塔绝缘子参数杆型绝缘子型号悬垂串串数悬垂串重量/N悬垂串长度/m绝缘子受风面积/mm2风压（25）Pj/N2C-ZB1-21FXBW4-220/1002546.2523.0810.04298.420 2表3 220 kV原代线70号塔导线参数代表档距Ld/m计算截面积/mm2最大风应力/N.mm2比载g1/10-2N.mm2比载g4（25）/10-2N.mm2比载g6（25）/10-2N.Mm2368333.371.993.11292.60374.0583应用直线杆塔摇摆角方法，计算结果见表4。表4 220 kV原代线70号塔各种风速下绝缘子的摇摆角风速V /m.s-1相应摇摆角/(）工频放电摇摆角/()2545.91462646.152746.402846.652946.923047.19由表4可以看出，当风速超过26 m/s时，220 kV原代线70号边相导线就可能对杆塔放电，而距该故障点最近的原平气象站记录到的最大风力达32.4 m/s ，因此，风力大是线路跳闸的直接原因，通过对其他线路故障点的风偏验算也印证了这一点。（2）设计裕度小是造成风偏放电的内在原因本次故障线路均系按110500 kV架空送电线路设计技术规程（DLT 5092-1999）设计的线路，与现行的110750 kV架空输电线路设计技术规程（Q/GDW179-2008）相比，该设计规程标准偏低、设计裕度小。新规程已将220 kV、500 kV输电线路重现期分别由15 a、30 a一遇提高到30 a、50 a一遇，反映出我国电力规划设计管理部门已意识到原建设标准偏低；旧规程定义的是最大设计风速，设计中就以此作为工程中的最大风速取值，而新规程定义了基本风速，设计中会根据实际高度折算到对应高度的最大风速，与实际风速更加吻合；新规程将风压不均匀系数提高到0.75，也说明原规程中的取值偏小，对风速打的折扣太大。因此，按原规程设计的输电线路抵御强风能力不足，是造成风偏放电的内在原因。（3）微地形环境也是故障的一个重要原因本次风偏故障杆塔所处的地理位置均属于特殊地形下的微气象区，根据其地理特征可分为两类。第一类是位于海拔较高（均在1 900 m以上）的山顶突出上行风位置。这些杆塔附近山体呈东西走向，线路附近地表没有明显遮挡物，杆塔所处位置突兀，高山效应强劲，风力加速作用明显，杆塔两侧水平档距较大，导线横向挡风截面较大，导线在瞬时大风所受横向风力较大，如500 kV神忻、线。第二类是位于峡谷交汇处、具有狭管效应的漏斗形谷底附近，如220 kV荣原、线。以上两类均为山西典型的微地形、微气象区域，运行经验表明，其风速明显高于一般地区，容易引发风偏跳闸。3. 放电机理及影响因素当强风作用在导线和绝缘子串的风压面上时，导线风偏角增大，同时，导线出现一定程度的偏转和位移，导线与杆塔构架间空气间隙的绝缘强度小于工作电压时发生空气击穿，放电电弧会分别在导线和构架上留下电气烧痕。在间隙减小、空间场强增大时，导线金具的尖端和杆塔构件的尖端上会出现局部高场强，使放电更容易在这些位置发生，从现场观测到的放电痕迹来看，一部分放电出现在脚钉、防振锤和角铁边缘尖端上正说明了这一点。风偏跳闸重合成功率较低，这是因为风的连续性使导线与杆塔的间隙在重合闸动作时段内仍保持在一个较小距离的范围内，同时，第一次放电发生后空气出现游离，间隙中导电离子增多，间隙的绝缘强度明显降低；其次重合闸时系统中存在一定的操作过电压，在过电压作用下，导线在风偏摆动时容易再次发生间隙击穿，而且第二次击穿在间隙距离较大时就可以发生，从杆塔上的放电烧痕位置说明了这一点。4. 建议（1）新建线路设计要严格执行新规程，并在此基础上适当提高风偏校验水平。（2）充分掌握沿线微地形、微气象情况，尽量避开此类区域，确实无法避开，应提前采取预防性措施，如增加杆塔强度，缩小档距，加大塔窗尺寸等。（3）细分线路气象区段，实行差异化设计，对不同的区段要采用不同的设计标准。（4）安装气象在线监测系统，掌握沿线实际气象条件，为新建线路提供可靠依据。（山西院供稿）TU返回UT某110kV变2号主变差动保护误动作分析1. 跳闸情况简介某 110kV 变电站2 号主变采用许继WBH-812A/R1 微机变压器保护装置，于2010年11月12日14时04分27秒835毫秒，跳开2 号主变 102、302、502 开关。1号主变于14：54分恢复送电，该变电站全站负荷102710kW，跳闸损失负荷8000kW。2. 保护动作前运行方式保护动作前运行方式如图 1 所示：（1）1号主变：处检修状态（进行101-3刀闸大修）；（2）10kV母处检修状态（进行10kV母母线绝缘热缩、10kV母避雷器改造工作）；（3）2号主变运行于110kV 母，带35kV所有负荷及10kV 段负荷。图 1 2号主变保护动作前运行方式3. 处理情况2 号主变差动保护动作后，经上级部门处理于14:54分合上101开关，恢复1号主变供电；14:59分合上301开关，送出35kV 负荷；15:09分合上501开关，逐步恢复10kV 段负荷，整个过程持续时间约1小时。经现场检查，2号主变本体及三侧开关一次设备无异常、主变油样化验及高压试验结果无异常。检查二次比率差动保护逻辑正确，保护定值正确，通过对现场保护动作报告及录波图分析，发现2号主变中压侧电流相序与高、低压侧不符。随后现场保护人员对2号主变进行模拟量采样测试，结果判断为2号主变35kV侧 CT 二次回路接线可能存在错误，经现场检查后，发现302CT 二次相序接反，进行调相后于23:30分恢复2号主变供电，测试向量正确。（经查阅历史工作记录，发现某变于2010年8月至9月进行 35kV 母线改造，9月27日在母线恢复供电期间，因母线电压相序错误曾进行过一次倒相工作。）4. 原因分析（1）该变35kV母线在2010年曾进行过改造，工程完工并经验收后，于9月27日恢复35kV母线供电，按照启动方案的顺序，母线带电后，发现 35kV 母线电压相序为负相序，由于历史原因，某变 35kV 母线为正相序，但该变所有用户均为负相序，在线路侧进行调相后方可满足对用户需求。施工人员在未核对某变历史运行方式的情况下，将1号及2号主变中压侧电缆A、C相进行调相处理，但未同时将CT二次部分进行相应相序调整，导致进入主变WBH-812A/R1保护装置高、中、低三侧电流相序不一致（高、低压侧为反相序，中压侧为正相序），在保护装置中产生差动电流。（2）35kV母线改造工程完工投运（2010年9月27日约20：30）后，由于负荷电流较小（2010年9月27日约21：30，35kV侧一次电流约5A、二次侧电流约0.03A），无法进行向量测试，所以未能及时发现中压侧电流相序问题。后因工作衔接失误，在运行过程中未及时安排补做向量测试工作。（3）35kV母线改造工程完工后，一直采用1号、2号主变并列运行方式，主变负荷小，未达到差流越限告警值.2010年11月12日，进行101-3刀闸检修工作，运行方式改为2号主变带全站负荷，当负荷增大时差动电流相应增大。07时29分10秒899毫秒报差流越限告警信号（差流越限动作门槛值为 0.5Iop，Iop = 0.5*0.4Ie = 0.55A，告警信息出现时，保护装置采集差流值为 0.578A，达到差流越限动作门槛，报差流越限告警信息），由于此前上传调度监控组的告警信号不完善，本次差流越限告警信号未上传至调度监控组。14时04分27秒782毫秒时，差流增大至满足比率差动动作条件，比率差动保护动作跳闸。（4）通过现场分析，现场保护人员按照此接线方式加模拟量采样值，根据差动回路各电流值数据，说明正常情况下此回路会产生差动电流，且在负荷增大的情况下会导致跳闸。5. 暴露问题（1）施工方管理不严。施工前现场勘察不到位，施工过程粗放、不规范，没有进行拆接线记录，导致恢复接线时发生相序错误。（2）现场施工人员考虑不周。在进行一次相序的更换后，未及时调整相应二次相序，遗留技术隐患。（3）生产管理存在薄弱环节。在设备投运后，由于负荷太小验收单位无法进行相量测试，但在后续工作中未及时安排补做此项工作，造成设备隐患。（4）设备管理单位在验收环节把关不严，未能及时发现设备存在的潜在隐患，设备竣工验收结束后，相关人员未能在修试记录中履行签字确认手续。（5）远动信息上传存在遗漏，该变电站至调度监控组的告警信号不完善，本次差流越限告警信号未上传至监控组。 （宁夏院供稿）TU返回UT500kV某变电站274开关A相故障分析2010年6月16日21时26分，500kV某站220kV清蠡线A相发生接地故障，220kV清蠡线两侧线路保护及某站220kV母差保护动作，跳开220kV 号母线上所有开关（母联202开关、2号主变212开关、清东线280开关、清邓线276开关），根据现场一次设备检查及保护信息分析，判断为274开关A相罐体内部接地故障。1. 故障前情况（1）天气简况故障时，该地区雷雨，气温20，大风。（2）运行方式500kV系统、220kV系统正常运行方式，具体为：清邓线275、清孙线278、清固线281、3号主变213上1号母线运行，清蠡线274、清邓线276、清东线280、2号主变212上2号母线运行。故障时现场无工作。2. 故障后检查故障发生后，省电力公司生技部组织超高压公司和省电力研究院相关人员对开关进行了检查。（1）故障开关相关信息开关厂家：沈阳高压开关有限责任公司；型号LW12-220；出厂日期2003年8月；投运日期2004年6月；出厂编号20039.004；额定电压252kV；额定电流3150A；额定短路耐受电流50kA；套管为NGK公司2003年产品。（2）保护装置动作分析母线RCS-915AB及BP-2B两套母差保护分别于5ms和8.3ms动作，约42ms跳开母线上全部开关，切断故障。清蠡线RCS-931BM保护及PSL-602G保护分别于16ms和20ms动作跳A相，故障录波器测距为0.001km，短路点故障电流为42.6kA。因母差保护及线路保护均动作，故障点为母差保护及线路保护的重叠区域，经分析判断故障点位于274开关A相内部。3. 现场检查、解体检查情况（1）现场检查274开关三相均在分位，A相灭弧室罐体北侧法兰螺栓及开关气动机构管路有放电痕迹，两侧套管内壁均有腐蚀现象。三相开关SF6压力值分别为A：0.53MPa、B：0.55MPa、C：0.54MPa，均在正常范围内。274开关气动机构空气压力为0。（2）A相故障开关解体检查发现，绝缘拉杆表面被电弧烧黑，绝缘拉杆高电位处连板轴销档圈两端被烧熔且翘起，连板根部有明显电弧灼烧痕迹，与支撑绝缘子连接的地法兰处有明显放电点。绝缘拉杆表面（漆层）中部多处部位烧蚀，与支撑绝缘子连接的动触头支架内开孔处有放电点。（3）对274开关非故障相（B、C相）进行了解体检查，两相开关动静触头无明显异常，支撑绝缘子内壁向上表面存有粉尘，绝缘拉杆无异常，但动触头拐臂侧对应罐体底部均存有金属屑，且B相灭弧室内发现一小块纸屑。对B、C相绝缘拉杆进行耐压及局放试验，未发现异常。4. 试验检查情况 故障发生4小时后，对274开关进行了SF6气体分解物检测及微量水试验，测试结果如表1，表2所示。表1 分解物检测结果（L/L）项目A相B相C相SF6气体分解物检测（L/L）二氧化硫大于10000硫化氢大于10000有无粉尘大量深灰色粉尘无无正常值SO22且H2S2缺陷值SO25或H2S5测量仪器厦门加华（量程100L/L）表2故障后微量水试验（ppm）项目监测原理测量仪器测量时间A相B相C相微量水含量阻容法日立信A60117日1：242301143120露点法17日3：0023401251105. 故障原因分析及结论（1）放电原因分析根据故障后解体情况分析，绝缘拉杆高电位处连板轴销档圈两端被烧熔且翘起，说明轴销档圈翘起后，该处电场畸变；根据非故障相开关内存在异物，推断本相开关内部同样存在杂质，在绝缘拉杆表面积累，导致绝缘拉杆表面绝缘性能降低。因此，本次故障放电起始点为连扳轴销挡圈，电弧沿绝缘拉杆表面对支撑绝缘子的地法兰贯通放电。电弧对绝缘拉杆表面漆层烧蚀，漆层脱落。当开关内部发生放电故障时，短路电流通过罐体端盖（机构侧）、外壳、气动机构管路及接地扁铁流向接地网，在罐体端盖螺栓连接处放电，同时造成气动机构管路对其支撑角铁放电破损，机构内气体泄漏，压力表压力降为零。（2）故障后微量水增加及瓷套内壁腐蚀原因分析目前，现场SF6气体湿度测定方法主要为露点法和阻容法。使用露点法测量原理的仪器，在测量中如有褐色、黑色等粉末会吸附在露镜表面,产生与水分吸附在露镜表面类似的结果，严重影响测量精度。使用阻容法原理的仪器，当气体中含有某些高分子气体时，在多孔氧化铝探头上可能会产生与水分相似的反应，影响测量精度，若SF6气体内粉末多的话, 还会使阻容法测试仪内多孔氧化铝探头污染，甚至损坏。因此SF6开关故障后气体微量水测量，受试验仪器的影响，易造成数据不准确。分析认为，故障后开关微水含量增长现象的原因，是环氧树脂等有机绝缘材料,在高温电弧作用下碳化并生成水，同时，开关发生内部放电时产生的高温造成罐体温度上升，导致紧贴罐体的吸附剂中吸附的水份发生释放。瓷套釉面腐蚀是由于故障中产生的低氟化物，与水结合生成腐蚀性极强的氢氟酸所致。故障中SF6气体在高温电弧的作用下分解生成低氟化物，这些低氟化物遇到水后会产生氢氟酸，对含有硅的瓷套釉面产生腐蚀并再次生成水。（3）结论274开关A相内部故障是由于绝缘拉杆高电位连板轴销档圈翘起，使电场畸变，同时罐体、套管内部及绝缘拉杆表面存在微粒杂质，造成沿绝缘拉杆表面闪络。因此，放电过程为绝缘拉杆高压侧连板档圈沿拉杆表面对地法兰放电，电弧将绝缘拉杆表面漆层烧蚀。6. 故障处理情况超高压分公司对故障开关进行了更换，更换后的开关交接试验结果正常。7. 采取措施（1）制造厂应严格控制厂内加工、装配工艺，同时加强厂内及现场安装时罐体内洁净度控制，避免开关内存在尖角部位的微粒杂质造成绝缘破坏。（2）加强对罐式断路器及GIS设备的带电局放检测及SF6气体成分分析，及时发现可能存在的内部异常放电现象。（3）加强设备缺陷分析总结工作，对故障缺陷率较高的设备进行抽检，发现批次质量问题及时治理，避免重大设备事故的发生。（4）故障后应认真检查瓷套内壁腐蚀损伤情况，避免受损瓷套重新用于设备中。（河北院供稿）TU返回UT220kV主变因冷却器全停跳闸原因分析及对策1. 事故情况2010年6月，某220kV变电站发生3号主变跳闸及110kV母失压事故。事故主要原因为3号主变风冷全停延时跳主变三侧开关。目前，220kV主变压器冷却方式一般均采用强迫油循环风冷却方式，运行中一旦冷却器控制装置故障或工作电源消失，将导致冷却器全停。如主变上层油温达到或超过75时，保护将在20min时切除主变三侧电源，酿成重大的主变跳闸事故。因此，及时、迅速地分析处理冷却器控制装置故障，迅速恢复主变冷却器正常运行十分重要。2. 冷却器原因分析本次事故是因主变风冷段电源接触器 1C 在运行过程中损坏，触点不能接通。由于该风冷系统采用进线自投的方式，因此在接触器出线失电的情况下不能自动切换，导致风冷系统失电后全停延时跳闸。直接原因为3号主变压器风冷系统的电源接触器存在质量问题，导致其在运行过程中发生损坏。3. 应对措施（1）冷却器控制回路直流电源失去时必须及时连续发告警，且确保告警监视回路的全面性。（2）冷却器控制回路直流电源失去后不得引起冷却器全停。（3）冷却器全停后必须可靠告警。（4）冷却器交流控制电源失去后也应告警。（5）所用电380V低压母线应具有三相电压监视和监控报警功能，缺相运行时必须有报警信号。主变冷却器的交流电源监视继电器必须选用能监测三相电压的继电器。任意一相电压失压异常时，均能快速完成主变冷却器工作电源与备用电源之间的自动切换。（6）选用新型的智能变压器冷却器控制柜，由PLC实现逻辑功能，减少继电器数量，简化回路，从而减少设备的故障率和维护量。保证设备能够长期稳定运行，保障主设备运行安全。（贵州院供稿）TU返回UT某110kV变电站站2号主变故障分析及处理1. 事故经过2010年9月22日09时51分，某110kV变电站站2号主变差动、重瓦斯保护动作， 2号主变两侧开关跳闸。现场检查发现2号主变压力释放阀有喷油现象，2号主变本体瓦斯继电器有气体，现场主变油温为34.09，油位显示为7（满刻度为10，故障前为5），主变本体外部及附件无发现异常，站内其它一次设备正常；2号主变本体重瓦斯、差动保护动作（C相故障，折算至一次高压侧故障电流值为3980A），同时2号主变本体压力释放、本体突发压力启动，10kV母联备自投正确动作。2. 设备型号型号：SZ11-K-50000/110TH 主变制造厂家：特变电工衡阳变压器有限公司 套管型号：ETA-126/630（干式） 套管制造厂家：沈阳传奇套管有限公司制造时间：2010-01-01 投产日期：2010-07-293. 事故前运行方式110kV江东线、四江线挂110kV I母线运行，1号主变、2号主变在运行状态，2号主变空载运行（尚未有10kV出线）。故障发生时温度24，阴雨天气，无雷（通过雷电定位系统核对）。4. 现场检查情况2号主变于7月29日投运，投运之前交接试验合格；投运后夜巡测温、主变铁芯夹件接地等相关测量均无异常。9月22日事故后取油样分析，分析结果为乙炔含量578L/L，总烃含量974L/L；高压C相直流电阻614.3m，与A、B相直流电阻相差70.49%，初步判断主变高压C相绕组出现内部故障；铁芯、夹件绝缘电阻与交接试验比较偏小；绕组变形试验结果正常。9月28日现场拆卸变压器附件，在拆卸高压C相套管时，发现高压C相套管接线头内氧化严重，主变C相线圈压板上有水迹，C相高压引线端部出线绝缘受潮、碳化，周围铁芯其他金属紧固件生锈；A、B相正常。拆卸完成后，随即将主变运至衡阳变压器厂进行吊罩检查。5. 返厂检查情况（1）对主变C相进行解体检查，发现C相高压线圈第一饼烧断4股，第二饼有烧蚀痕迹，但并未断股。（2）C相高压引线由于受潮起皱。（3）C相高压绕组并无明显变形现象。（4）对C相套管接线头内密封圈与A、B、O相套管接线头内密封圈作比较，发现A、B、O相套管接线头内密封圈有明显压痕，而C相套管接线头内密封圈无明显压痕。（5）低于主变正常油位的所有部件均不存在渗漏油情况，油枕未发现进水痕迹，A、B、C三相高压套管顶部接线头均有水迹和氧化现象，C相情况较为严重，C相套管密封圈比A、B相略小，C相线圈上压板和引线均有受潮痕迹。对高压引线绝缘、高压引线层压木支架及油中含水量进行试验，结果均高于正常值。分析认为：主变因C相高压套管顶部密封不良而进水受潮，导致内部短路。6. 原因分析通过C相套管顶部密封结构进行分析和密封性试验，发现套管顶部密封结构存在以下有待改进之处：（1）套管顶部接线头无防松措施，变压器在运行过程中由于振动、风力作用等外部因素，存在松动的可能，导致套管顶部密封不良。（2）套管导电杆同时承担密封和紧固作用，水平方向无可靠固定措施，套管顶部接线头可能会在外力作用下松动。由于以上问题，套管在运行中受外部因素影响可能会导致顶部密封不良。7. 解决措施沈阳传奇套管有限公司承诺对此种套管做相应改进，于2010年10月20日前，向特变电工衡变有限公司提供套管密封结构的改进方案，并对广东电网公司的同类套管进行处理。（广东院供稿）TU返回UT某区域极端天气突发线路跳闸故障的调查分析1. 故障概况2010年3月5日下午，某区域遭遇强对流天气，当地出现大风、暴雨、强雷暴和冰雹等极端气象，共有12个县市受灾。突发极端气候导致省网5条220kV及1条500kV输电线路相继发生跳闸。发生跳闸的输电线路有220kV安华路、220kV三列、路、三后线、增列线以及500kV卓三线，故障跳闸细节情况见表1。表1 2010年3月5日某区域220kV及上输电线路跳闸故障列表序号电压等级线路名称现场检查情况故障性质1220kV安华路05号塔A相绝缘子闪络。雷击故障2220kV三列路2号塔（耐张塔）B相大号侧绝缘子串闪络6片，跳线处有麻点。雷击故障3220kV三列路30-31号塔之间与三后线导线混搭，导线上有灼伤痕迹。风偏放电4220kV三后线30-31号塔之间与三列路导线混搭，导线上有灼伤痕迹。风偏放电5220kV增列线88号塔A相小号侧上子导线耐张线夹及绝缘子（导线往横担第二片）存在放电点。但与故障录波不对应。风偏放电6500kV卓三路未找到故障点。风偏放电2. 故障调查分析通过对故障录波器、线路保护录波、雷电定位查询信息及故障杆塔结构、相位排列等综合信息进行分析，基本上确认了大多数线路故障的性质。调查分析表明，220kV安华路的跳闸故障是雷击引起，并经雷电定位系统所验证，雷电流近12kA，且故障为雷电绕击05号塔右边相(A相)导线，在绝缘子上也发现了雷击闪络点。220kV三列路的跳闸也是雷击跳闸引起，在三列路20号塔发现了故障点，其大号侧B相绝缘子（双串玻璃瓶）有明显的雷击闪络痕迹，同时雷电系统也查询到时间和空间相符合的雷击事件，雷电流为26kA。调查表明，220kV三列路和220kV三后线跳闸故障为同一故障事件，为风偏引发的同塔双回相间故障(三列路B相对三后线A相)。通过故障录波图的分析显示，两条线路故障是同时(时间偏差在1ms内)发生的。且故障电流有反相特征，表明是相间短路(没有接地过程)。巡视后在三后线30-31号档距内发现了导线闪络痕迹。分析表明，本次相间故障与档距偏大(1068m)及两回导线配置不同(前者为400mm2，后者为300mm2)有很大关系，这与去年莫拉克台风引发的220kV白田路与220kV宁白线风偏相间放电有相似之处。分析表明，220kV增列线跳闸故障很可能是风偏所致，线路故障为A相(右边相)非完全金属性短路，与走廊树木放电特征相似，短路电流不大，其电流大小只有686A，双侧保护测距数据不正常，列西变显示距离为17km，但在相应线段无法查明故障点的确切位置。因此，本次故障更具有风偏放电的性质。500kV卓三路跳闸故障为单相(B相)线路故障，保护测距显示，故障点离变电站25km。从故障相别看，故障相位处中相位置，雷电绕击可能性极小，因此可排除雷击因素。从短路电流形态看，有金属性短路特征。500kV卓三路为我省第一条紧凑型6分裂输电线路，其塔头尺寸远比原有普通500kV杆塔小。因此很可能是风偏引发的塔窗间隙放电或导地线放电。目前故障点仍未查明。从本次大范围线路跳闸事件看，能被确认为雷击故障的只有2条次，其余4条次大多数属于风偏放电，其中2条次是同塔双回相间故障，2条次故障点尚未查明，有待进一步查实。从本次大范围突发线路故障的调查情况看，期间所发生的大风、雷电、暴雨夹杂冰雹这一特殊气象给电网运行带来很大影响，使当地发生了多次跳闸故障。根据上述分析表明，大风是引发线路跳闸的主要原因，占66%以上，其次是雷电，占33%。3. 措施与建议（1）针对大档距同塔双回相间风偏放电问题，应开展220-500kV输电线路同塔双回大档距导线风偏检查和校核。（2）建议开展紧凑型输电线路抗风能力的复核，必要时可考虑在相应塔位安装风偏监测装置。（3）故障录波和保护录波对于故障性质分析和定性十分重要，今后各单位要加强对有关线路专责对故障信息的分析培训工作。同时继电保护专业人员应在线路故障查找时提供积极支持和协助，并认真做好故障录波资料的收集归档。（福建院供稿）TU返回UT某220kV线路鸟害跳闸情况调查分析1. 故障跳闸情况2010年1月15日6时54分，某变电站220kV田安路电流差动保护和高频保护动作，255开关跳闸A，重合成功，故障测距为3.4km，故障相别为C相，故障电流10.09A（二次）；对侧变电站220kV田安路电流差动保护、高频保护也相继动作，开关跳闸，重合成功，故障测距5.5km，故障相电流3.95A（二次）。该线路全长6.35km，共有杆塔15基，于2009年12月23日投运。（1）故障检查情况发生故障跳闸后，专业人员对故障段8-13号段进行了登杆检查。在检查10号塔时发现C相（双回路塔的最下层）跳线串的横担角钢内侧处有明显放电痕迹（距绝缘子串挂点约15cm），其正下方的C相导线上也存在明显放电痕迹（如图1、2）。但未发现绝缘子串的放电痕迹，在绝缘子串第811片瓷瓶（靠导线侧）和C相导线上有遗留少量白色鸟粪（如图2），C相上方的中相横担及导线上也有鸟粪痕迹。经实地察看，在10号杆C相绝缘子串正下方的地面上也有鸟粪痕迹，此外在线路下方的杆塔基面上也发现了鸟粪的痕迹。图1 10号塔C相跳线挂点横担角钢处的放电点图2 鸟粪遗留在玻璃绝缘子的痕迹和导线上的放电点(从上方往下看)2. 故障原因分析本次故障跳闸发生在早上7点，从现场发现的鸟粪痕迹以及时间段看，本次跳闸故障显然与鸟类活动存在直接的因果关系。据研究表明，鸟类一般在清晨觅食前排粪便，电网鸟粪闪络也多发生在这一时段。由于鸟类粪便不但具有较大粘稠度，而且还具有相当高的电导率(8000S/cm，比一般水的电导率高几十倍)，容易短路空气绝缘距离，并产生电弧放电，鸟粪闪络主要发生在110220kV等级的悬垂线段附近，耐张串一般不会发生。500kV等级则更少发生，这与本次故障特征是基本吻合的。从绝缘子表面、地面上明显的鸟粪痕迹看，可以判断本次鸟粪闪络是由于鸟在横担处排粪所致，排出的鸟粪以细长的流线形自由下落，将绝缘子附近的绝缘间隙短接，并引发电弧放电（如图3所示）。正常情况下，绝缘子串也是线路绝缘强度最薄弱的部位，很容易受外部因素引发绝缘间隙击穿，加上鸟粪排泄点距离绝缘串很近，具良好导电性的鸟粪流体的介入使绝缘子周围的电场分布发生严重畸变，很容易在鸟粪通道的下端与导线高压端之间的空气间隙引发局部电弧，进而导致整个间隙绝缘击穿。横担支架鸟粪流体靠近导线侧首先引发电弧图3 鸟粪流体短接绝缘间隙的示意图从绝缘子表面、地面的痕迹及放电痕迹上判断，导致本次故障跳闸的鸟粪应是大型鸟类的流质粪便，其粪便量较大，并在其下落过程中，要形成一定长度的线形流体，造成导线经鸟粪流体通道对横担放电。估计当时栖息于杆塔上鸟的数量可能不止一只，由于排粪位置较高，在风力作用下粪便飘落四处，因此在地面上只能看到稀疏的少许粪便痕迹。10号塔周围现场没有看到鸟类筑巢的痕迹，分析认为，由于10号塔周围没有高大的树木，可能是路径此地的迁徙鸟类当作临时栖息地所致。2009年12月15日，220kV田童路也发生了两次鸟粪跳闸事件，现场巡线检查表明，故障点在同一个位置（69号塔B相，测距位置都在10km处），两次故障都重合成功，均属于鸟粪引起的绝缘间隙短路故障，而且当时在杆塔上发现了大量的鸟粪痕迹。3. 建议目前我省鸟害问题主要是鸟窝枝条或草造成的短路跳闸，因鸟粪引发的短路故障比例相对较小，是否要广泛采取防范措施值得研究。建议在鸟害季节期间加强巡视，及时带电登杆拆除鸟窝，有效遏制鸟害问题的发生。针对近期发生的鸟粪故障跳闸事件，建议在山区线路少数鸟类频繁栖息的杆塔上，可适当加装一些驱鸟装置，可在绝缘间隙较小的悬垂线段上端部周围加装一些简单有效的防鸟刺装置，防止鸟类栖息在绝缘子挂点附近，可有效防止鸟粪引发的闪络故障。（福建院供稿）TU返回UT二、电厂部分锅炉脱硫系统增压风机改造和GGH差压过高的原因分析1. 概述某电厂锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1036/17.47-M874型亚临界控制循环汽包炉，单炉膛、型结构、平衡通风，四角切圆燃烧、摆动燃烧器调温、固态排渣，一次中间再热，全钢架悬吊式结构、露天布置、正压直吹式制粉系统。二台锅炉采用一套脱硫系统，一台GGH、一台脱硫吸收塔，每台锅炉配一台增压风机。由于国家环保政策的不断加强，二炉一塔的脱硫系统布置无法满足国家对火电机组脱硫的要求，电厂拟进行脱硫系统改造，保留原有GGH、吸收塔作为一台锅炉的脱硫系统，新建一套脱硫系统（GGH与吸收塔）作为另一台机组的脱硫系统。采用原脱硫系统的锅炉其脱硫系统的烟气流动通道相对较大，流动阻力会有所降低，电厂准备对增压风机进行改造，提高增压风机的运行效率，减少增压风机耗电，降低脱硫厂用电率。电厂就增压风机改造事宜咨询我公司，因为对增压风机目前运行出力裕量缺乏准确了解，相约在现场对增压风机运行状况了解后，再对改造方案提出分析意见。2. 现场检查情况我公司专业人员至电厂现场就增压风机改造进行现场调查。因恰逢电厂脱硫GGH差压大幅度波动，就同时对GGH差压波动、除雾器差压变化和脱硫系统运行参数进行调查，并与电厂有关人员进行了分析讨论。（1）增压风机改造电厂脱硫系统目前采用一炉一台增压风机布置，投产初期增压风机出力裕量较大，在机组满负荷时增压风机动叶开度在40%以下；投产后随着GGH堵塞程度加重和锅炉本体及烟道漏风增加，增压风机动叶开度逐渐增大。大修前机组满负荷时增压风机动叶最大开度在80%以上；大修后机组满负荷时增压风机动叶最大开度在50%左右。现场调查时由于GGH差压较大，在1号/2号机负荷分别为241.1/238.9MW时，增压风机动叶开度分别为51.7%/57%。（2）脱硫系统运行参数变化运行反映脱硫系统GGH差压波动从7月12日开始，9-10点二台机组负荷在230240MW，GGH差压在0.32kPa；下午开始，GGH在线高压水冲洗，以后进行连续冲洗，16日GGH差压降低到0.23kPa，遂停止GGH连续在线高压水冲洗，其间机组负荷最高250260MW。7月19日8:30，二台机组负荷220240MW，GGH差压0.33kPa，采用蒸汽吹灰对GGH差压上升没有影响，GGH差压开始快速上升；12:00，GGH差压上升至0.5kPa。14:00，GGH差压上升至0.65kPa，开始在线高压水冲洗；16:30，GGH差压上升至1.05kPa，增压风机出口压力达到4.3kPa；在线高压水冲洗结束后，17:30，机组负荷250MW左右，GGH差压回落至0.55 kPa；此后GGH差压经历快速上升，在线高压水冲洗后回落，停止冲洗后再快速上升的过程，GGH差压最高达到1.1kPa。经询问，在GGH差压异动发生前，7月初开始脱硫吸收塔的除雾器烟气流动阻力（烟气压差）从正常的600700Pa，逐渐上升到1.00kPa，在GGH差压达到1.10kPa的最高值时，除雾器的烟气压差也上升到最高1.7kPa。据了解，7月上旬电厂进行扩建端废水池清理，十天左右脱硫废水没有外排，吸收塔液位高位运行，除雾器冲洗频率减少。（3）脱硫塔结构原烟气从GGH引入脱硫吸收塔，进口烟道下沿高度9.2米，从吸收塔顶部引出，吸收塔顶部设置德国Munters公司生产的二层除雾器。从GGH引入的原烟气进口烟道存在拱形结构，防止吸收塔液位过高或浆液起泡沫时从进口烟道漏入GGH中。吸收正常时吸收塔液位控制在79米，一般在7米左右。从GGH检修时的检查情况看，GGH 侧的原烟道都没有浆液淌过的痕迹，也不存在石膏板结。而吸收塔侧的原烟道安装有疏水管，存在较严重的石膏板结现象。（4）现场脱硫系统运行参数调查时二台机组负荷在 240MW 左右。脱硫系统运行参数见表1。表1 脱硫系统运行参数锅炉编号机组负荷MW增压风机GGH压差/Pa除雾器压差/Pa烟气流量t/h动叶开度/%风机电流/A进口烟温/进口烟压/Pa出口烟压/Pa烟气压升/Pa原烟气侧净烟气静压1号炉241.151.7175133.7-113249026773501125/6865658052号炉238.957.0182138.8-12323802687825从表中数据分析，二台机组负荷在240MW，GGH净烟气侧阻力为539Pa，GGH二侧总的烟气阻力为889Pa；除雾器烟气阻力为565Pa；增压风机动叶开度已较大，达到51%57%。如果机组负荷增加到满负荷，增压风机出力已不