典型事故案例分析01

1、目 录一、供电部分11 某110kv变电站隔离手车梅花触头烧损分析12 复合绝缘子质量问题引起的线路污闪故障分析33 750kv黄河变7521a相断路器盆式绝缘子故障分析44 某变电站“3.21”火灾事故分析55 500kv甲变电站5653c相断路器爆炸事故原因分析86 35kv官新线事故跳闸分析127 某220kv变电站110kv母母差保护动作跳闸原因分析178 2010年湖北电网高压试验中发现的设备问题分析189 湖北电网2010年变压器类设备故障情况分析2010 某220 kv变电站1号主变故障调查报告2211 某220kv变电站2号主变故障分析25二、电厂部分2812 某电厂4号机组a

2、小机调节系统故障调查2813 某电厂协调控制系统锅炉指令不跟踪原因分析2914 某电厂1号机凝汽器结垢原因分析3315 某电厂捞渣机圆柱滚子轴承圈断裂的原因分析3516 某电厂2号烟气脱硫系统脱硫率低的原因分析4017 某电力有限公司2号锅炉a磨爆燃调查分析4518 某水电厂4号机断路器短路事故分析5019 某电厂1号机组振动异常分析5220 一次发电机转子接地保护动作的事故分析5921 某发电公司2号锅炉末级再热器管焊接接头失效分析6122 某发电机组汽轮机调门晃动原因分析与处理6523 某燃气机组电加热器爆破原因分析6724 某厂3号机组全燃料丧失mft动作分析72一、供电部分某110kv

3、变电站隔离手车梅花触头烧损分析1. 简述 2011年3月2日，某电业局110kv变电站对1号主变停电检修时，2号主变保护动作跳闸，检查发现3203隔离小车a相梅花触头严重烧毁。同时在3103隔离小车操作过程中，发现a相梅花触头有1根固定弹簧断裂。该类隔离手车为福建先行电力有限公司生产，型号为vs1，配浙江洞头gc系列3150a梅花触头，2005年5月出厂。2. 调查内容（1）宏观检查3203隔离小车a相的梅花触头严重烧毁，多处有烧黑和熔化变形的痕迹，形成一个较大缺口（图1）。梅花触头外围起固定作用的环状弹簧全部烧断，铜镀银材质触指片上的镀银层已基本烧熔，露出铜基体。图1 3203隔离小车a相烧

4、毁触头 3103隔离小车a相触头的一根不锈钢弹簧断裂，弹簧表面仍为正常的不锈钢色泽，但断口发黑，极不平整，呈撕裂状，显示脆性断裂特征。观察正常梅花触头，该类型触头为32对铜镀银触指片安装在2个环状框架上，外围用4根环状不锈钢弹簧固定。弹簧钢丝直径为1.30mm，弹簧公称外径为6.5mm。断裂弹簧钢丝的直径符合设计要求。（2）化学成分分析经检测，该类弹簧材质为12cr8mn9ni5n，化学成分符合gbt 24588-2009不锈弹簧钢丝中的要求。（3）扫描电镜分析对弹簧丝断口进行扫描电子显微镜观察，发现断口有许多夹杂物，如图2。能谱分析表明，基体材质符合要求，但夹杂中含有al、ca 和c等杂质元

5、素。夹杂 图2 弹簧断口形貌与夹杂能谱分析（4）触指镀银层性能测试对完好触头上的触指镀银层厚度进行检测，结果如表1。表 1 触指镀银层厚度检测结果序号123平均值镀银层厚度（m）1.7442.571.4561.92国家电网公司交流高压隔离开关和接地开关技术标准中，对隔离开关触头镀银层厚度的要求为20m，上述测试的镀银层厚度不符合要求。3. 结论弹簧不锈钢材料中存在夹杂物是该弹簧断裂的主要原因。弹簧断裂后，引起触指松动，接触电阻增大而发热，并产生电弧放电，使梅花触头烧损。触头镀银层厚度均不符合要求。4. 建议（1）鉴于该批隔离手车梅花触头弹簧存在多次缺陷失效及触头镀银层普遍不合格问题，建议更换该

6、批次同类设备。（2）对新的弹簧和触头应进行抽样试验，确保产品质量符合要求。（湖南院供稿）tu返回ut复合绝缘子质量问题引起的线路污闪故障分析2010年12月27日07:17，110kv城箕线524断路器接地距离段、零序段保护动作跳闸，重合成功。保护测距49.25km，b相故障；故障录波测距47.7 km，b相故障。因故障录波测距超出了城箕线的范围，而110kv城箕线与110kv箕马线通过箕山变110kv旁母连接运行，故对110kv箕马线进行故障巡视，发现并确认故障点为110kv箕马线p6直路杆中相。1. 调查内容110kv箕马线p6所装复合绝缘子，型号：fxbw4-110/100；结构高度：1

7、340mm；最小公称爬电距离：3150mm。生产厂家：山东淄博泰光电力器材厂；出产日期：2008年11月；投运日期：2009年3月。根据2010年底对110kv箕山变污秽测量数据，110kv箕马线p6号处于d级区域污秽。1月4日18日，试研院对110kv箕马线p6直线杆更换下来的4支复合绝缘子进行外观检查、憎水性试验和湿工频耐受电压等试验，见表1。表1 复合绝缘子憎水性试验和湿工频耐受电压试验结果编号安装位置出厂编号外观检查憎水性试验湿工频耐受电压试验1中相后串82384伞裙存在硬化且有永久性形变；中相两支绝缘子伞裙表面及两端金具有明显电弧灼伤痕迹。 hc5hc6230kv，1min，通过2中

8、相前串47034hc5hc6230kv，1min，通过3左相后串41081hc4hc5230kv，1min，通过4左相前串82471hc5hc6230kv，1min，通过2. 原因分析12月27日凌晨至08:30，110kv箕马线p6附近均为大雾潮湿天气条件，侵润了绝缘子表面的污秽物，形成连续的导电层，复合绝缘子伞裙存在硬化且有永久性形变，表面呈亲水性，使得绝缘子耐污性能变差，沿面绝缘强度急剧下降。双串绝缘子工频耐受电压较单串低10%至15%，从放电痕迹看，中相合成绝缘子串最上方伞裙、金具及下方均压环对应点有明显放电痕迹。统一爬电距离：考虑高压端均压环和双串绝缘子的影响，考虑其憎水性已经丧失，

9、该绝缘子有效爬电距离约为39mm/kv，较湖南省电力公司防污闪工作管理规定要求略低。此外，110kv及以上线路复合绝缘子设计使用寿命一般在20年以上，但该绝缘子运行时间不到21个月就已出现憎水性完全丧失，伞裙硬化等永久形变的现象。初步分析认为，该厂家该批次复合绝缘子存在伞裙配方质量问题。对湿工频耐受电压试验能够通过的说明：在试验前的侵泡导致绝缘子表面的盐密值降低，缺乏湿度很高的污秽浓雾等因素，导致在实验室无法完全重现现场的运行条件。3. 结论此次线路跳闸为复合绝缘子产品质量问题导致的线路污闪故障。4. 采取措施及建议（1）将110kv箕马线所使用同批次产品全部更换；（2）加强对山东淄博泰光电力

10、器材厂生产的其它批次复合绝缘子的抽检试验；（3）加强110kv箕马线及其周边区域的污秽监测和运行巡视。（湖南院供稿）tu返回ut750kv黄河变7521a相断路器盆式绝缘子故障分析1. 事故经过2010年12月13日07时31分，白黄线在运行过程中，其线路保护rcs-931bm的a相工频变化量阻抗保护、电流差动保护、距离段保护相继动作；断路器保护csc-121a断路器保护失灵瞬动。750kv母a相母差保护动作，切除了7551、7561、7531、7521四个开关。白银变侧白黄线a相差动保护动作，重合闸成功，然后7521断路器a相差动保护动作三跳。2. 试验检查对7521a相断路器气室和套管气室

11、sf6气体成份分析发现：断路器气室压力正常，气体成分分析结果显示so2+sof2：11.69ppm（正常值1ppm）、hf：16.72ppm（正常值1ppm）等分解物含量异常；两个套管气室压力正常，气体成分分析正常。初步判断故障部位为断路器气室内。现场观察断路器处于正常分闸位置，用5000v 摇表分别测量两个套管接线端对地绝缘：线路侧出线套管对地绝缘为0；母线侧出线套管对地绝缘为 100000m。3. 事故分析初步判断在线路侧出线套管至该侧断口静触头间发生对地绝缘击穿，以套管下端盆式绝缘子凹面（下表面）出现故障的可能性较高。（1）现场检查及处理对断路器故障点进行排查，打开7521a相断路器下盖

12、板，采用内窥镜对线路侧的绝缘件进行观察。经检查，发现线路侧绝缘子凹面处有明显击穿痕迹（见图1），确定故障点在盆式绝缘子凹面处。对盆式绝缘子具体产生故障的原因，应尽快返厂进行解体分析故障。图1 线路侧绝缘子凹面处击穿痕迹（2）解体检查2010年12月22日，相关人员在河南平高电气股份有限公司对故障相断路器进行解体检查，盆式绝缘子x光探伤未发现缺陷，绝缘、局放试验合格。故障原因为断路器在现场安装过程中，盆式绝缘子电连接根部或与金属法兰连接处残留异物，随着产品带电运行时间的延长，此处局部放电量逐步上升，最终导致盆式绝缘子贯穿性对地闪络故障发生。4. 预防措施针对此次断路器绝缘事故，建议平高加强对厂内

13、装配和现场安装点检时对断路器内部异物的控制；对新投运产品在交接耐压试验中进行局放检测，产品投运初期加强局放监测；建议后续生产的750kv罐式断路器（gis）产品，加装内置超高频探头以便现场对产品进行局放监测。（宁夏院供稿）tu返回ut某变电站“3.21”火灾事故分析2011年3月21日20：48分左右，110kv某变电站运行人员听到10kv配电室传来剧烈的爆炸声，随后进入10kv配电室查看，发现10kv 段母线燃起了火苗，跑回主控室，想通过后台操作断开1号主变高压侧101断路器，执行时，后台计算机死机，不能操作。本站继电保护一直没有动作，故障延续至21：02分左右，与之相连接的水电站、开关站相

14、应线路保护动作，切除了该变电站的所有电源，10kv 段母线长时间燃烧，站内主设备严重损坏。1. 事故后检查及试验（1）事故前运行状态检查对事故前运行接线和状态进行检查，未发现异常。（2）事故后站内设备检查事后进入10kv配电室、主控室、110kv gis室及1号主变本体进行了检查，1号主变高压侧右侧散热片变形，并被击穿9个小孔洞，变压器油从小孔洞喷油，变压器油已经变色，油箱壁也发现有灼热的迹象，油位计显示油位为0，10kv配电室段母线烧毁严重，110 kv gis室出现了灼黑的痕迹，主控室内也有熏黑的痕迹，见图1，图2。图1 10kv配电室i段母线柜体烧毁情况图12 1号主变10kv进线母线桥

15、烧毁情况（3）事后一次设备检查试验情况通过检查，发现1号主变10kv 段母线桥发生三相短路，拉弧熔断母线排，导致10kv 段进线柜（西安西开中低压开关有限责任公司制造）着火，设备全部烧毁，段开关柜（浙江开关厂制造）因高温导致控制电缆及电度表等元件损毁，同时因为二次控制电缆沟为全封闭电缆构架槽，火焰沿着控制电缆槽，引入二楼110kv gis设备的2号主变间隔和线路间隔控制操作柜内，造成控制操作柜内的设备元件烧毁。10kv 段开关柜烧得面目全非，需要全部更换，段开关柜由于明火表面损坏严重，需进一步检查才能确定是否需要全部更换，110kv gis也需要厂家对部分密封圈进行检查，确定是否更换，对已烧毁

16、的控制操作柜的二次线需全部更换。事故后，通过对 1号主变的绝缘检查、直流电阻测试、变压器油色谱分析等测试，可以发现变压器a、b两相线圈已经烧断，c相高压线圈已经烧毁，低压线圈也有问题，中压线圈需待吊罩后检查，才能得出较准确结论。再从事故后变压器油检查来看，击穿电压：45.9kv，总烃、氢气、乙炔气体含量已严重超过注意值，变压器内部存在严重电弧放电现象。35kv开关柜内开关位置与事故前完全一致，开关室内外无任何损伤的迹象。从避雷器动作情况来看，110kv避雷器放电记数器指示值事故前后动作次数一致，10kv过电压保护器因没有放电记数器，已无法查证是否有雷击的现象。（4）事后二次设备检查试验情况从对

17、变电站直流系统供电回路绝缘检查开始，对后台监控及保护装置事件记录情况、各套保护逻辑功能、ta极性等逐一详细进行了检查测试，通过试验验证了几套保护的功能均正常，但核查发现1号主变高压侧差动、高后备保护用ta二次绕组极性指向110kv母线，经与保护厂家技术人员确认，原保护装置内没有进行过内部极性调整，因此推断主变三侧差动保护用ta二次绕组的极性均指向各侧母线，由于事故断路器烧毁严重，我们选择2号主变低压侧002断路器ta的极性进行了比对检查，检查后确认，2号主变低压侧后备保护使用ta二次绕组极性指向10kv母线。2. 事故过程分析由于10kv 段母线烧毁严重，无法准确判断故障发生时最初的位置及相别

18、。通过调阅3月21日后台监控的事件记录，当日及之前的几天里，该变电站10kv系统出现了多次单相接地，从上午9：43分至下午18：38分共发生了6次10kv母线单相接地。由于10kv为非直接接地系统，单相接地后，非接地相电压上升为线电压，多次单相接地后，对10kv 段母线的对地绝缘造成了持续的损伤。1号主变高、低压侧过负荷保护动作前9秒左右，10kv 段石厂线出现了整组启动的报文。因此推测事故发生时，10kv 段石厂线可能还存在单相接地，据值班人员介绍，当时变电站附近雷雨交加，很可能由于雷击10kv线路造成另一相接地，从而引起两相接地短路，同时，由于1号主变各套电量及非电量保护均没有动作出口跳闸

19、，因而导致10kv 段母线柜内长时间通过短路电流，造成柜内可燃物燃烧引起大火；同时由于1号主变长时间通过短路电流，造成变压器出口短路，最后导致损坏。3. 事故暴露的问题（1）该变电站直流系统使用三相交流空开，并采用屏顶小母线的供电方式，不能满足省网各项反措要求，导致事故发生时控制母线失电，所有断路器不能进行手动操作及保护动作跳闸。（2）去年进行定检预试时，对蓄电池进行了放电试验，发现蓄电池已失效，但并未及时进行更换，导致事故发生时直流系统不能正常工作。（3）保护装置没有使用主流厂家的产品，导致装置掉电后动作报告不能保存。4. 修复建议（1）10kv 段开关柜烧得面目全非，需全部更换；段开关柜由

20、于明火，表面损坏严重，需进一步检查才能确定更换范围；110kvgis也需要厂家对部分密封圈进行检查，确定是否更换；对已烧毁的控制操作柜的二次线需全部更换。（2）1号主变压器需整体大修后才能使用。（3）1号主变保护装置液晶屏需更换；10kv二次电缆、110kv 2号主变控制柜烧毁严重，需全面清理、检查、更换；直流系统需替换原大量使用的交流空开，失效的蓄电池也需要更换。（云南院供稿）tu返回ut500kv甲变电站5653c相断路器爆炸事故原因分析1. 事故简况2011年3月9日，500kv甲乙回线进行停电转检修操作，9时30分05秒，甲变电站5653、5652断路器处热备用状态，运行人员现场检查位

21、置正确；9时55分对侧乙变电站操作5353、5352断路器分闸，随后甲变电站运行人员看到5653断路器（北京abb高压开关设备有限公司、2008年2月制造，型号为hpl550tb2）母侧合闸电阻处有烟雾，接着出现弧光并爆炸。2. 事故后检查（1）现场检查现场检查发现：5653断路器母线侧合闸电阻爆炸，线路端电阻掉落在地，静触头保护罩有明显电弧烧灼痕迹，线路侧灭弧室瓷瓶外表面有闪络痕迹，瓷套碎片导致a、b相瓷瓶部分受损。保护动作情况：甲乙回线线路电抗器中性点小抗过流段保护动作，持续时间10s。故障录波情况：乙变甲乙回线分闸操作完成后约118 ms，5653断路器ta显示出现第一次电流脉冲，此后，

22、020s期间出现了多次类似的电流脉冲，间或有持续短时振荡电流。整个录波过程中，5653断路器断口承受最高电压约为780kv，首次出现故障电流时，断口电压约为600kv(峰值)，均压电容为1600pf，按此分析，每个断口的承压为212kv（有效值）。故障后相关设备检查：线路高抗油色谱试验和小抗的介损和直阻测试，结果正常；甲乙回线甲侧线路电抗器c相避雷器动作4次，外观检查未发现异常。（2）损坏断路器返厂试验和解体检查1）试验情况：对断路器本体进行试验，两侧主断口和线路侧合闸电阻工频耐压（干试）均满足要求；合闸电阻值符合技术规范要求，且在电阻片压紧结构松动情况下，测试其阻值无明显变化；并联电容的电容

23、值和介损值测试也满足技术要求。2）断路器故障侧解体发现：故障侧合闸电阻动触头及金属环罩有电弧灼烧痕迹，从动端合闸电阻基座数起第一层、第十层和最外一层电阻阀片已破损；动端第四层和第五层电阻片结合部有银白色金属颗粒（为电阻片表面镀银层过热熔解析出）；在电阻片拆除中发现，电阻片及片间接触铜片有明显的长时通流过热迹象；故障侧合闸电阻动端下部有明显的电弧灼烧痕迹；故障侧合闸电阻连接动触头确已在分闸位置，合闸电阻机构箱动作正常；连接动触头的绝缘拉杆从电阻基座处至动触头连接处已碳化，导致在检查中操作杆无法操作。3）未发生故障侧解体过程中发现：线路侧静端基座第一片电阻片明显开裂移位但未脱落，第二片开裂，静触头

24、金属罩内缘一侧有擦痕，且电弧烧蚀；线路侧合闸电阻动触头一侧有擦痕，并与静端屏蔽罩内缘擦痕位置对应，表明存在一定程度的对中不佳情况。3. 故障原因分析（1）过电压冲击1）无论是过电压理论计算还是现场过电压测试，结果都表明：事故时，乙变侧切除空载甲乙回线产生的操作过电压，没有超出设备的绝缘耐受水平。2）事故时，当地天气晴好，从雷电定位系统上也未查到甲乙线路沿线有雷电信息，排除故障由雷击过电压引起。3）从录波图和仿真计算可看出，线路对地电压波形频率与线路自振频基本一致，不构成高频振荡；而线路自由振荡的初始值为母线电压幅值逐渐衰减，不存在线路参数谐振过电压。（2）事故时甲变电站的环境条件无异常，从断路

25、器返厂试验检查和故障录波图可知，故障时该断路器断口所承受的电压值没有超过设计值和断路器的绝缘水平，排除外部污闪直接导致事故的可能性。（3）从事故时三相开断录波图上分析，在乙变侧开断甲乙回线时，三相的开断不同期为4.2 ms，无明显异常情况。事后的断路器分、合闸时间试验结果也符合技术规范要求。（4）断路器合闸电阻内部缺陷1）从同相断路器的两只合闸电阻，一侧发生爆炸而另一侧完好分析。再查阅同型合闸电阻历史运行情况，找不到该型合闸电阻结构或绝缘设计上存在明显缺陷。2）解体检查非故障侧合闸电阻，动、静触头间隙符合技术规范，内部未发现导电异物，虽有一片电阻阀片破损移位，但痕迹较新，其接触铜片无明显通流过

26、热迹象，该电阻片可能是在返程运输途中损坏。hpl550tb2型断路器采用的合闸电阻为瑞典制造，装配、试验管理严格，装配过程中存在缺陷的可能性极小。3）断路器解体过程中发现，故障侧和未发生故障侧的合闸电阻内部，均有电阻片损坏，开裂移位、破损朝不同方向凸出，具有运输过程中异常颠簸损坏的特征。该型断路器合闸电阻为动静两端结构，静端靠近外侧，呈“悬梁臂”式结构，静端基座运输途中受力更为苛刻，出厂后运输途中由于控制不当等异常情况，产生的垂直冲击力可能超过限值。解体检查中发现静端基座处电阻片损坏情况更为严重。根据厂家断路器工频耐压试验的结果分析，如果合闸电阻阀片开裂但没有脱落，不会直接造成合闸电阻内部被击

27、穿；该缺陷也无法通过测试合闸电阻阻值来有效反映。如果损坏的电阻片遭受外力冲击脱落，会扰乱合闸电阻瓷套内部电场，如果是整片电阻片完全脱落，脱落的电阻片留出的间隙即会成为放电通道，并且由于片间为sf6气体间隙，其绝缘强度大于中间绝缘管的表面绝缘强度，这样就会在绝缘管表面形成放电通道，其结果同样会降低合闸电阻内部绝缘水平，导致事故发生。4）解体检查中，发现故障侧动端损坏的电阻片周围缝隙处有金属颗粒析出。根据断路器性能参数和录波数据分析，断路器合闸电阻正常操作时，要使合闸电阻金属镀层表面熔化的热量需求非常高。通过工厂解体对未发生故障侧合闸电阻阻值的测试，这一条件显然不会出现；击穿前，带电操作次数不超过

28、10次，也不存在通流热量累积效应。析出的金属颗粒应为故障击穿后通流时间过长高温产生的。5）损坏的合闸电阻侧，其动、静触头存在轻微程度的不对中情况，但就相关痕迹而言，应不足以直接导致合闸电阻和绝缘管受损。但是，在电阻片已损坏前提下，动、静触头的受力不对中引起操作时的轻微撞击，将加剧已开裂的电阻片的脱落，最终造成损坏的电阻片掉落到瓷套内，造成事故。6）在abb公司通报过的几起合闸电阻事故中，至少通报了两起是绝缘管断裂的情况，其中所通报的一起就发生在甲变电站的基建过程中。因此存在绝缘管受损而未断裂的可能性，在其后的多次操作中，加上其悬臂式结构的受力特点，是有可能最终发生绝缘管断裂而引起事故的。结合检

29、查的对中情况，并不能足够支持这种推论。但通过对中检查应该可以对这种缺陷进行检出。4. 分析结论综合以上分析，此次断路器故障的最可能的原因，是合闸电阻受力损坏开裂引起的。事故过程应为：在设备操作或动静触头不对中产生的撞击等相关力的作用下，有破损的电阻碎片掉落到合闸电阻绝缘瓷套底部，并在操作（或近期当地多次地震）震动和电场力的作用下，逐渐向合闸电阻绝缘瓷套中部移位，造成故障前动静触头间隙附近有电阻碎片存在。在此次乙变侧断路器操作断开甲乙回线时，5653断路器断口开始承受母线侧运行电压与线路侧振荡衰减残压之间的压差，由于电阻碎片存在间隙，导致局部电场畸变，引起局部放电并在合闸电阻下部和瓷套内底部之间

30、起弧，使得合闸电阻内绝缘进一步劣化，在乙变侧断路器断开后约118ms时，合闸电阻内部间隙被击穿，进而导致线路侧灭弧室外闪络，最终造成母线侧合闸电阻长时接入而爆炸。5. 处置建议（1）责成制造厂商按省网审定通过的合闸电阻现场检查方案，开展对500kv甲变另外三台hpl550tb2型断路器合闸电阻的检查测试工作。根据检查测试结果，再向省网公司提交全省范围内多台hpl550tb2型断路器的维护反措意见。（2）当合闸电阻片破裂损坏（未整片脱落）时，合闸电阻阻值测试结果相较于正常值无明显变化；制造厂应尽快就合闸电阻内部绝缘缺陷和动静触头对中情况提出有效的检测判据。（3）针对运输过程控制不当导致的缺陷问题

31、，厂商应制定应对方案，以规范运输工作。（4）在甲变500kv断路器合闸电阻未完成检查之前，建议对甲乙、回线的操作按如下方式进行：线路投运时，先合甲变侧线路断路器，再合乙变侧线路断路器；线路停运时，甲变侧线路断路器应转为冷备用，再断开乙变侧线路断路器。（云南院供稿）tu返回ut35kv官新线事故跳闸分析2011年3月16日1时33分39秒，35kv官文站、35kv官新线限时速断保护动作，开关跳闸，重合闸动作成功，合上开关，1时33分51秒后，加速保护动作又跳开开关，开关不重合。1. 事故简况（1）事故前运行接线方式见图1。图1 事故前运行接线（2）2011年3月16日1时30分左右，35kv新玉

32、站10kv糖厂线发生瞬时故障，过流保护动作跳开开关，重合闸成功。（2）35kv新玉站1号主变高压侧电流互感器发生短路故障，35kv新玉站1号主变保护装置差动保护动作两次，第一次未跳闸，第二次跳高压侧、低压侧开关成功。1时33分39秒（根据玉乡故障录波时间确定），35kv官文站、35kv官新线限时速断保护动作，开关跳闸，重合闸动作成功，合上开关，1时33分51秒后加速保护动作又跳开开关，开关不重合。因35kv官文站和新玉站保护装置时间不同步，无法确定这两个站实际保护动作的时间前后顺序。（3）事故跳闸后，检查35kv新玉站1号主变高压侧电流互感器三相均已经烧毁，a、b相更为明显，与开关连接的铜排b

33、、c相有明显的放电痕迹。35kv官新线线路、35kv新玉站1号主变本体检查均完好。当天下午15:34，更换损坏的电流互感器，全站恢复送电正常。（4）故障时t接在线路上的龙州河水电站相关情况：发电机组的保护配置：差动、过压、过流、失磁。线路跳闸时现象：据水电站站长反映，发现机组运行异常时，运行值班员立即手动跳开并网断路器，从发现异常到停机，时间约3s，值班员当时未能及时查看仪表上电压、电流等运行数据变化情况。事前上网有功360kw。（5）35kv新玉站10kv线路供电的糖厂相关情况：35kv新玉站10kv糖厂线跳闸后，厂内生产设备已失压动作停机，10kv线路重合闸后，糖生产设备不自动开机，即重合

34、闸时设备未运行。后来，检查生产设备未发现异常。2. 保护动作分析（1）35kv官娘脊站官新线保护该线路使用wt-2031线路保护装置定值：限时速断保护20.16a（二次值，变比为200/5）/0.5s，重合闸延时3s，后加速延时0.2s。根据35kv官新线保护装置故障soe报告来分析：1)35kv官新线发生b、c两相故障，1：33：39（站内保护装置报文时间1：30：19.180）限时速断动作。发生限时速断时35kv官新线（200/5）故障电流：ia=3a、ib=24.5a、ic=24.8a、3i0=0a。2) 1：33：42（站内保护装置报文时间1：30：22.290）重合闸动作，合闸成功。

35、3) 1：33：51（站内保护装置报文时间1：30：31.326）开关合闸位置有抖动，使后加速置数动作。4) 1：33：51（站内保护装置报文时间1：30：31.826）官新线再次发生b、c两相故障，因后加速置数未超过2s，后加速保护动作，不重合。第二次故障不应为后加速动作，而应该是又一次限时速断，第二次故障时35kv官新线（200/5）故障电流：ia=0a、ib=23.3a、ic=23.3a、3i0=0a。保护soe报文见表1。由soe可以看出装置保护动作事件记录存在问题，应该是先有保护动作，才有开关分、合变位，原因待停电重新试验后查找。另外开关合位有一次抖动记录，造成后加速动作，可能是因为

36、故障时系统电压降低，造成ups380v交流系统供电异常；也有可能是天气原因造成交流控制回路绝缘水平降低，原因待停电重新试验后查找。（2）35kv主变差动保护（35kv新玉站）新玉站使用wt-2021差动保护装置定值：比率差动保护 0.6ie/0s。表1 保护soe报文2011年03月16日01时30分19秒18035kv官新线限时速断2011年03月16日01时30分19秒27035kv官新线开关3553分位 12011年03月16日01时30分22秒29035kv官新线重合闸2011年03月16日01时30分22秒37335kv官新线开关3553分位 02011年03月16日01时30分22

37、秒38135kv官新线开关3553合位 12011年03月16日01时30分31秒32635kv官新线开关3553合位 02011年03月16日01时30分31秒52135kv官新线开关3553合位 12011年03月16日01时30分31秒62535kv官新线开关3553合位 02011年03月16日01时30分31秒82635kv官新线后加速2011年03月16日01时30分31秒90335kv官新线开关3553分位 1因保护装置内cpu板时间芯片损坏，装置内无保护动作事件记录，只能根据主变差动保护装置上传后台的soe报告来分析：1)因高压侧电流互感器发生接地故障，1:33:42（保护装置

38、报文1:33:29.043）差动保护动作，开关未跳闸。2)站用变接在35kv系统，因故障引起35kv系统电压变化，1：33:38（保护装置报文1：33:25.331）报交流系统c相（含b相）失压告警，1：33:38（保护装置报文1：33:25.488）报交流系统a相失压告警，可能对保护功能造成影响。3) 1：33:51（保护装置报文1：33:38.088）差动保护动作，成功跳高压侧和低压侧开关。保护soe报文（新玉站保护装置的时间）见表2。表2 保护soe报文2011年03月16日01时33分29秒043主变差动保护动作2011年03月16日01时33分38秒088主变差动保护动作2011年0

39、3月16日01时33分38秒105主变10kv侧开关3501分2011年03月16日01时33分38秒108主变35kv侧开关1001分2011年03月16日01时33分39秒12310kv电容器低电压动作由soe可以看出，第一次差动保护动作，但未跳闸，需重新试验查明原因。第二次差动保护动作跳两侧开关。3. 事故调查（1）由于两个站保护装置时间不同步，保护动作时间无法对比，我们查阅了110kv塔山站故障录波和保护装置。由于发生故障时故障录波器处于死机状态，未能采到波形。故障时间段在35kv塔官线线路保护（psl-641）上有两次保护启动事件的记录，两次启动之间相差12.622s。（2）110k

40、v塔山站的上一级220kv玉乡站的110kv故障录波器，在故障时间段有两次电流突变量启动，显示为b、c相间短路故障，两次故障时间间隔12s。220kv玉乡站的110kv故障录波器具有单独的gps对时装置，应以此时间为准。表3 220kv玉乡站110kv故障保护110kv塔山站35kv塔官线2011年03月16日01时32分57秒877保护启动110kv塔山站35kv塔官线2011年03月16日01时33分10秒499保护启动220kv玉乡站110kv故障录波2011年03月16日01时33分39录波220kv玉乡站110kv故障录波2011年03月16日01时33分51录波另外，35kv官文站

41、第一次故障限时速断动作和第二次故障加速动作的相对时间为12.646s。可以看出，这与两个站所记录的两次故障相对时间是一致的，因此可以认为整个故障过程在此时间段内。（3）根据目前调查所掌握的资料，两个站故障顺序推测：首先35kv新玉站10kv糖厂线发生瞬时故障，该线路重合成功。4s后，35kv新玉站35kv侧电流互感器绝缘破坏，出现放电、相间短路。故障首先出现在35kv一次设备（与开关连接侧），逐渐发展成b、c两相故障，35kv官娘脊站35kv官新线限时速断跳闸，切除故障，3s后重合成功，重合成功后故障发展至电流互感器内部，使变压器两侧差流增大，差动保护第一次动作，但开关未跳开，故障继续发展，直

42、至35kv一次设备完全损坏，官文站第二次后加速动作最终切除故障，同时35kv新玉站变压器差动保护第二次动作，跳开两侧开关。 保护动作的时间顺序推测小水电方面在发现异常后3s左右手动断开开关脱网，35kv官新线重合闸动作时，小水电应该已经脱离，对事故也没有影响。根据目前调查所掌握的资料，只能做出以上推测，待对相关设备重新试验后，再对事故动作情况进行判断。（4）几点疑问：待现场试验查明1）35kv官文站35kv官新线后加速误动作的原因（即引起开关合位抖动的原因）。2）35kv官文站35kv官新线保护动作与开关动作事件记录颠倒的原因。3）35kv新玉站1号主变差动保护第一次动作未跳开开关的原因。4）

43、故障前soe出现交流系统失压信号的产生原因及其对保护的影响。5）10kv糖厂线开关合位置“0”到分位置“1”时间近2s之久的原因。6）之前怀疑的变压器侧a相刀闸经调查属机械损坏，并非引起故障的原因。4. 预防及整改措施针对事故发生所反映的问题和事故后存在的情况，有以下几点建议：（1）事故发生后，35kv新玉站更换的新设备（主变差动、高后备cpu板、三相电流互感器）应重新进行各项试验。（2）检查35kv官文站和新玉站交流电源系统，这是事故中可能造成保护误动、拒动的原因之一。可以人工模拟站用380v故障，观察ups交流电源工作情况。（3）35kv新玉站1号主变差动保护高压电流n与低压电流n存在互联

44、，需重新检查电流回路一点接地情况。根据南网反措要求，主变差动保护各侧电流应在各侧开关端子箱处进行接地。（4）35kv新玉站10kv糖厂线保护动作过程存在疑问，该间隔的保护装置和开关动作特性需重新检查试验。（5）35kv官文站35kv官新线的保护装置和开关动作特性需重新检查试验。（6）35kv官文站和新玉站时间需要重新校准，检查调度下行对时功能。（7）35kv官新线因接有小水电，重合闸应启用检同期功能（现场装有线路pt，已具备投入检同期条件）。建议重新调整重合闸相关定值，并进行传动试验。（8）110kv塔山站故障录波器运行维护不到位，从2010年10月7日至故障发生时刻处于死机状态，无法记录故障

45、文件，建议定期巡视故障录波器并手动启动录波，保证其功能完好。（云南院供稿）tu返回ut某220kv变电站110kv母母差保护动作跳闸原因分析1. 故障简要经过及检查情况2011年4月6日07时19分，某220kv变电站110kv母母差保护动作跳闸，该站110kv母失压，造成另一110kv变电站全站失压，损失负荷4.26mw，电量4.26mwh。4月7日，电科院相关部门技术人员到变电站现场进行了检查，认定110kv母母差保护动作跳闸的原因如下：110kv母的b相带电指示器（金属外壳）固定不牢，在外力（管母振动）作用下，沿管母移动至支柱绝缘子附近，短接了110kv母的b相支柱绝缘子（共计13裙）最

46、上端的2裙，余下的11裙在高湿度、重污秽的环境条件下发生沿面闪络，从而引发母线单相对地弧光短路，高压带电显示器爆炸，录波显示短路电流为3400a。由于该110kv变电站为单电源进线，110kv石相线挂在220kv变电站的110kv母上运行，在110kv母失压后，造成该110kv变电站全站失压。2. 建议（1）由于历年南网、广西电网公司安措、反措对220kv、110kv母线及线路带电显示器的安装未做相应规定，且带电显示器的显示结果不能作为判断母线及线路是否带电的依据，建议供电局拆除户外母线高压带电指示器。（2）如因母线、线路停电困难难以在近期内把高压带电指示器拆除完毕，供电局应编制相应的运行规程

47、，加强该设备的巡视和维护。图1 110kv母a、b相带电指示器与支柱绝缘子的位置（广西院供稿）tu返回ut2010年湖北电网高压试验中发现的设备问题分析1. 某220kv变电站电流互感器乙炔超标分析2010年5月1日，某220kv变电站1号主变沔02 a相电流互感器、沔袁线沔03 a、c相电流互感器油中有乙炔，数据分别为2.8 ul/l、13.2 ul/l、0.2 ul/l，其中前2相油中乙炔已大大超过注意值（1.0 ul/l），按照“18项反措”要求，电流互感器油中乙炔超过1l/l时，应立即退出运行。同时发现沔03 c相电流互感器油中乙炔虽未超标但有恶化的趋势。当即对3台电流互感器安排紧急更

48、换。该电流互感器为西安电容器有限公司产品，2007年4月出厂，2007年12月25日投运。该变电站220kv 4组、110kv 9组均为该厂同批电流互感器。鉴于该批电流互感器在投运2年半后同时发现3台乙炔异常，需认真分析乙炔产生原因。2010年5月15日3台电流互感器返厂后，进行了局放和高压介损等电气试验和绝缘油试验，电气试验均合格。2010年5月16日对3只电流互感器进行了解剖，发现一次绕组u形底部侧面圆弧处，与器身托架之间有挤压刮蹭痕迹，造成产品地屏蹭伤，地屏内侧绝缘纸有电弧烧伤痕迹，痕迹长3 cm，另外2台产品蹭伤点基本相同，症状稍轻。分析认为：产生乙炔的主要原因，是一次绕组u形底部侧面

49、圆弧处地屏蹭伤产生毛刺，地屏在长时间运行后发生放电，而地屏蹭伤的原因，主要为器身托架与一次绕组圆弧部分尺寸配合过于紧密，在装配器身过程中造成部分地屏蹭伤。随后，对全省西安电容器有限公司2006年以来投运的电流互感器，进行了一次绝缘油色谱分析普查，没有发现同类问题，同时要求西容厂加强过程质量控制和员工质量意识教育，并加强对产品器身装配工序的检查力度，避免因人为因素导致的质量问题；在技术上适度加宽器身托架尺寸，增加用于保护一次绕组地屏的电缆纸层数，使产品器身装配尺寸具有一定裕度。2. 某110kv变电站1号主变绕组累积变形某110kv变电站1号主变为武汉变压器1998年11月20日产品，型号sz8

50、-31500/110，在1999年投运后，低压绕组电容量连年增长，数值变化如下表：年份低-高/地电容高-低/地电容电容量变化率（对出厂）电容量变化率（对出厂）200016981.32.39%79680.45%200117913.68.01%8002.90.89%200217993.98.49%8019.21.09%200319504.617.60%7954.60.28%20051954617.85%79710.48%20071952817.74%80000.85%20092043023.18%80251.16%2009年底试验发现低压绕组电容量差异较大后，决定对该变压器进行大修吊罩检查。201

51、0年11月4日，在拆除变压器端部压环后，发现三相低压绕组变形如图1。图1 三相低压绕组变形11月6日，该变压器在制造厂解体，发现三相绕组均存在严重变形，如图2。图2 三相低压绕组变形检查表明，变压器绕组电容量测试是判断绕组变形的重要依据，认真分析电容量差异可以发现绕组累积变形；在变压器遭受短路冲击后，也应做此项目，结合绕组变形曲线和短路阻抗数据进行综合判断。（湖北院供稿）tu返回ut湖北电网2010年变压器类设备故障情况分析1. 某220kv变电站1号主变分接开关、调压线圈故障2010年12月9日19时38分，某220 kv变电站1号主变完成大修工作投入运行，约44分钟后，在分接开关调压时本体

52、重瓦斯、调压重瓦斯保护动作，发生220kv主变三侧开关跳闸，事故造成本体压力释放阀动作喷油，切换开关的切换芯子损坏，选择器1号、2号静触头夹片烧蚀，1号、2号定触头板条折断，调压线圈1-2档间线圈端部短路、部分线圈因电动力变形、崩开损坏。发生本体重瓦斯、调压重瓦斯保护动作，主变压力释放阀1、2均动作的原因，是调压开关在调压过程中灭弧失败，由于灭弧失败，导致切换开关相间短路，进而发展为调压线圈相间短路、1-2档短路和匝间、相间短路，调压开关油室内产生大量气体，造成油室压力急剧升高，导致分接开关防爆盖损坏。切换开关灭弧失败的原因是在油室注油时，排气不充分，主变运行后，调压开关进行了4档至3档、3档

53、至2档切换，切换过程产生了气泡，使断口灭弧性能进一步下降，最后在从2档至1档切换过程中，切换开关灭弧失败。事故后，为确保恶劣气候下的电力供应和故障变压器的修复质量及时间，调用另一变电站退役120 mva变压器至现场安装，12月23日投运，故障变压器运至湖北变压器厂，借用车间及装备，由沈阳变压器厂负责修复，1月6日完成修后出厂试验。2. 某110kv变电站2号主变分接开关故障2010年8月18日14点41分，某110 kv变电站2号主变差动保护及本体重瓦斯保护动作跳闸，油色谱分析氢气、乙炔及总烃超标，显示有电弧放电故障。放油进人检查发现极性开关正极性杆上静触头a、b相相对位置有明显电弧灼伤点，绝

54、缘支架上有拉弧痕迹。制造厂认为分接开关主要部件及变压器本体未受损伤，对有载分接开关处理后，经大修试验项目合格可投入运行。20日下午，对变压器进行充电时差动保护动作，电气试验发现变压器存在内部故障，初步分析为高压a相调压线圈受损后，经冲击发生故障。24-25日返厂解体，发现a相调压绕组损坏，更换调压绕组、有载调压开关并加装电位电阻后于31日出厂。故障原因为有载调压开关在“档9档10”过极性调压时发生悬浮电位，引起a相对金属底座、ab相之间放电短路，导致变压器跳闸。分接开关故障，使a相高压调压绕组最大最小分接间非金属性短路，在此短路电流电动力作用下，变压器a相调压绕组变形及分接间绝缘损伤，但因损伤

55、和变形相对轻微且没有出现金属性短接，在各项试验和钻箱检查时未被发现，在冲击合闸送电时，调压绕组分接间绝缘损伤恶化，环路电流电动力将调压绕组损坏。故障后，对同批次的该变电站1号变有载调压开关加装了电位电阻，将原金属档位拨杆更换为环氧件。（湖北院供稿）tu返回ut某220 kv变电站1号主变故障调查报告2011年1月14日，某220 kv变电站35 kv福熔线1351开关柜故障，引发35 kv段母线短路，1号主变受短路冲击，重瓦斯、差动保护动作跳闸。1. 故障前运行方式220 kv 母、母经母联212断路器联络运行。吉福回253、神福回257、1号主变201、3号主变203断路器在母运行，吉福线2

56、52、神福线258、2号主变202断路器在母运行；110 kv 、母经母联112断路器联络运行。1号主变101断路器在母运行，2号主变102断路器在母运行。35 kv、母线经母联312断路器并列运行。1号主变301、福熔线1351断路器在母运行，2号主变302、阻容吸收器2358断路器在母运行。消弧线圈在1号主变运行。3号主变带35kv 段母线独立运行。运行方式示意图见图1。故障时站内无操作及其他工作，系统无扰动。图1 运行方式示意图2. 故障经过2011年1月14日22：59时左右，监控中心某变电站上传信号：“35 kvi、段母线接地”，35 kv母线电压a相：36.14 kv，b相：36.75 kv，c相：0.66 kv。23：18：36，519时，接地故障发展为三相短路故障。经过23 ms，1351福熔线过流段保护动作（6.8 ka），跳开1351断路器。因短路点在1351断路器母线侧，202 ms，分段312过流段保护动作（8.9 ka），跳开312断路器。305ms，1号主变低压侧时限速断保护动作（13.7 ka），跳开301断路器。411ms，1号主变本体重瓦斯、差动保护动作，跳开主变201、101、301断路器。在312断路器断开之前，1号主变低压侧的电流约为10 ka，2