动力分厂“35”第一循环水35kV变电所1电源进线电缆击穿事故

1、动力分厂“31第一循环水35kV变电所#1电源进线电缆击穿事故、事故经过：2014年3月15日8:20分，动力区运行人员发现NCS35kV东区循环水I线开关3525跳闸，至网控楼检查35kV东区循环水I线开关3525保护屏，发现保护装置报零序I段动作，动作电流3.31A”，随即与电气分厂联系。同时电气分厂电气点检人员刘敬涛8:25分接到第一循环水工艺运行电话通知，第一循环水界区所有水泵电机停运，08:40电气点检和阜新电气队人员到达现场，发现第一循环水380V配电室及10kV配电室母线失电，检查10kV#1电源进线柜、母联柜、第一循环水#1主变保护装置无任何报警及跳闸信号。检查35kV配电室，

2、闻到配电室内有胶皮烧焦气味，对A段35kV各开关柜柜后电缆进行检查,发现1#电源进线开关B相电缆终端发生击穿，对避雷器金属支撑底座放电。检查事故电缆发现 屏蔽层和半导体层边缘竖直方向在一个切口面，接口处绝缘损坏击穿。对电缆头逐层剥开，冷缩终端体由 于“放炮 ”破损呈现炸裂开口状，电缆主绝缘层有一个直径约5mm击穿孔，横向切开电缆绝缘层，发现穿孔根部一根铜芯有约1/5线径的融化小坑。经与电缆安装工艺标准图对照，此电缆头铜 屏蔽层和半导体层边缘在垂直方向上处于一个平面，同相关标准“工艺半导体层超出铜屏蔽层边缘20mm，铜屏蔽层超岀冷缩绝缘管边缘15mr”i的规范要求有差异。对动力1#网控楼35kV

3、东区循环水I段岀线柜保护装置RCS9611CS RCS9613CS检查，只有RCS9611CS发故障跳闸信号，其 零序I段保护动作，动作值3.31A，零序I段保护定值1A，时间0.9S，零序CT变比50/1。第一 循环水35kV1#电源进线发生B相接地故障，单相接地时故障电流（一次电流）为3.31*50=165.5A，而差动保护、过流保护用CT变比为800/1，故障电流折算至差动保护装置二次电流165.5/800=0.206A，差动保护装置启动电流为0.8A，未达到差动保护动作值，差动保护不动作。由零序保护动作，切除故障。造成第一循环水35kV站失电，保护动作正确。电气分厂随即安排人员对#1母

4、线进线电缆进行抢修，同时通知动力分厂恢复#2母线运行，由于 化工区kV#2母线全部由#3、#4化工变供电，#3、#4化工变又都处于检修状态，故没有能够立B相电缆头3即进行送电。恢复措施完成后，10:45分，#4化工变送电完成；11:11分，第一循环水#2母线送 电完成；11:15分，第一循环水10kV送电完成；11:28分第一循环水供电全部恢复正常。、原因分析：（一）由于该电缆头制作极不符合安装工艺要求，半导体层并没有起到均压作用，在电缆长期带 电运行情况下，铜屏蔽层与半导体层边缘磁场不均匀，发生局部放电，将绝缘击穿，进而造成 电缆对地短路。故电缆头制作工艺不符合要求是此次事故的根本原因（二）

5、2013年8月9日电气分厂虽然对此电缆进行了预防性试验，但是并未按最新标准要求进 行交流耐压试验，而是进行了直流耐压试验，在单相极化状态下并没有发现电缆的微弱局部放 电缺陷。预防性试验没有按照规程要求进行，是造成此次事故的间接原因。（三）2月23日、24日动力区升压站因雾霾发生过两次II母线接地事故，网调要求必须检查岀故障点，否则II母线禁止恢复送电，经生技部与网调沟通后，2月25日17:48分网调同意用经 煤H线冲击220kVII母线，成功后空载运行，并尽快实施防污闪事故措施。同时接生产技术部董 志平主任通知，电网公司要求，在两会”期间，220KV升压站非紧急情况不允许倒闸操作，故动力分厂制定3月15日两会结束后进行PRTV喷涂工作。由上述原因，#3、#4化工变处于 冷备用”状态，导致化工区各35kV变电站单母线运行，是造成事故扩大的原因。三、防范措施：（一）由电气分厂对化工区35kV电缆按预防性试验规程要求进行交流耐压试验，排查隐患， 月20日前完成；（二）由于没有高压试验专业人才，电气分厂必须加强高压试验培训工作，必要时可邀请电科院 专家来现场讲课或者外岀培训，尽快提