发电厂全厂停电案例汇编：升压站故障.doc

升压站故障刀闸支持绝缘子折断，事故扩大致全厂停电【事故经过】1989 年10月24日，某厂在进行220kV系统恢复固定连接运行的倒闸操作时，发生4号主变副母刀闸B相母线侧下节瓷瓶在分闸操作过程中折断，引起220kV母线单相接地短路事故。母差保护动作后，全厂与220kV系统主网解列。母差保护切除部分机组后，剩余两台机组(1、3号机)向11OkV系统单端送电，因系统失稳，机组超速，事故扩大，导致全厂停电。此次重大事故致使已达1922天的安全记录中断。【原因分析】瓷瓶折断分析：4号主变副母刀闸型号GW4-220D 220kV/1000A，为某高压开关厂1975年产品。瓷瓶为某高压电瓷厂1975年产品。该刀闸每年维修一次，最近的一次维修是在1989月3月29日。从这次维修到事故发生，期间共操作20次。从折断的17瓷瓶的断面察看明显分两个部分：一部分为光滑面，占总断面面积约2/5；另一部分为粗糙面，占总断面面积约3/5。 高压开关厂和高压电瓷厂派人来厂了解事故现场，对断口进行解剖，经与电厂方共同分析，鉴定认为：1、拆断处在下节瓷瓶下法兰口，外观检查未发现缺陷。观察断口，呈两个断面：从法兰口至棒径3/5处形成一个横断面，从横断面至第一伞的下根部形成一个斜断面。横断面粗糙，斜断面光亮。造成这一现象主要由于烧结温度局部偏高，玻璃相形成过多，机械抗弯强度相对过低造成的。2、刀闸本体和机构操作正常，触指排列整齐，弹性较好，无卡、顶现象，装配无松动，转动灵活。但14年长期运行的拉、合操作，使危险断面处的瓷质“疲劳”，在分闸力矩作用下，因抗弯强度不够，造成折断。220kV母线事故后，全与220kV系统解列，剩余的1、3号发电机各经容量相近的1、2号11OkV联变向l1OkV小系统送电。由于其间阻抗小、两机容最相近、调速器型号相同、调速系统特性相近，以及励磁调节器工作均正常。因此，1、3号机之间未发生失步，中控室表计摆动方向是一致的，机组也未发出电磁失步时的鸣声。据此，对110 kV负荷来说，1、3号机组可视为一台等值发电机。由于110kV受电系统是一个由该厂单端供电的小系统，因此，220kV母线事故后，1、3号机相当于是单机带小负荷状况运行。由T型凋速器结构特性可知，在切除缓冲壶的单机运行时，调节系统是一个仅有微量衰减的长时间振荡调节过程。根据水轮发电机组单机运行时转速调整关系ddt=(Mt-Mg)I（式中，I-水轮发电机组的惯性矩，Mt-水轮机的动力矩，Mg-发电机的阻力矩）可知，在调节过程中的振幅大小，决定于负荷的性质及其波动幅度，以及发电机的惯性时间常数和调节系统特性。事故发生前1、3号机发出有功142MW，220kV系统解列后突变为只带11OkV系统的86MW负荷，由于调速器的非速动性，使机组转速急剧上升而引起大幅度振动。从开始几个摆动看，机组过速保护未动作，这表明事故后在负荷第一次发生突变时，由于调速器的自动调节作用，尚未立即导致机组转速升至140%。但此后11OkV系统各变电所低周切负荷（49.5Hz、0.5s先后动作甩去21MW负荷）增加了扰动，再加上值班人员通过调节控制开关改变调速器调速位置，企图降低系统频率，减少系统摆动，反使扰动加剧。事实上，由于调节系统的延时性和调速器在事故后本身已在大的扰动下处在动态调节中，此时人工干涉很难合拍，将会产生适得其反的效果。后两种扰动，使调速系统超调量增大，直至引起1、3号机组过速保护动作停机，导致继220kV母线事故后全厂停电，以致事故扩大。以瓷瓶折断事故发生到事故扩大，其间仅约1min左右时问。据调速器原理以及以往在机组单独带小系统运行时出力、转速摆动中，如能及时投入凋速器缓冲壶，将有利于调节的稳定，一般均可保持l1OkV小系统的稳定。【防范措施】为杜绝瓷瓶再折断落地，最有效的办法就是采取加并支持瓷瓶，刀闸瓷瓶在转动时一旦折断，由加并瓷瓶抱住，避免落地事故发生。某厂共有24组正、副母刀闸，目前已加并了5组。当然，在刀闸检修质量完好的前提下，减少倒排次数，也可减少瓷质“疲劳”；开展超声波检测仪检测瓷件的探索工作，也是一种防范措施。1983年该厂也曾发生过220kV瓷瓶折断事故，那是由于合闸时触指顶撞引起。所以，改进刀闸触指结构、提高检修质量、坚持1年维修周期，应始终作为主要反措内容来贯彻。根据这次事故扩大的教训，增设投入机组缓冲壶的自动回路是必要的；对单独供llOkV系统时的稳定问题，应作进一步深入研究。另外，在这次事故中也暴露了接地系统因运行年久失修存在薄弱环节，对此已着手进行改进。升压站瓷瓶折断，全厂与220kV系统解列【事故经过】某厂装机容量1020MW，其中#1#4机是100MW机组，#5#6机是210MW机组，#7机是200MW机组，并有220kV、ll0kV两个变电所，采用双母线带旁路的运行方式。事故发生前运行方式是220kV系统双母线运行，甲母线上运行元件有#1主变、#5主变、牡北甲线、牡尚甲线、鸡牡线、牡温甲线。乙母线上运行的元件有#4主变、#7主变、牡尚乙、牡北乙线、220kV旁路代送牡温乙线。#l机负荷100MW、#4机负荷80MW、#5机负荷180MW、#7机负荷200MW、#2、#3机停备、#2主变检修、#l高备变带6kV、段运行。2001年7月11日19时52分，电气主控室发出警报，系统强烈冲击，变电所有两声巨响，220kV甲、乙母线所有元件相继跳闸，220kV甲、乙母线失压，#1主变220kV侧2201跳闸后，#1机负荷由100MW降至70MW带ll0kV系统运行，#4机负荷由80MW降至20MW带本机厂用电运行，#5、#7机跳闸。造成该厂停电事故。运行人员到变电所检查发现220kV乙母线#15#18门型构架B相支持瓷瓶头部折断4根，B相母线部分脱落接到#18门型构架横担处，同时还看到#7主变220kV侧B相刀闸被脱落的母线压变形，19时58分，检查ll0kV系统正常，#4机厂用系统倒至备用电源运行，20点05分，拉开220kV母联2000甲、乙刀闸和乙母线上的所有元件刀闸，20点17分，联系调度用牡尚甲线2214开关向220kV甲母线充电良好，20点19分，联系调度用鸡牡线2212开关合环成功，20点24分，#4机与系统并列，20点30分，调整#1机负荷并合上2201开关，ll0kV与220kV系统并网，20点44分，合上牡北乙线2215甲刀闸，牡北乙线2215开关合环，20点47分，牡温甲线2210开关合环，20点53分，合上牡尚乙线2213甲刀闸，牡尚乙线2213开关合环，21点10分，合上220kV旁路2200甲刀闸，合上220kV旁路2200开关代牡温乙线正常，因220kV乙母线B相在#5#7主变及牡北甲线四个间隔脱落，拉开#5主变220kV侧2205乙刀闸，#7主变220kV侧2207乙刀闸，牡北甲线2216乙刀闸引线即可恢复运行。省调考虑到220kV乙母线恢复时#5主变220kV侧2205乙刀闸、#7主变220kV侧2207乙刀闸仍需停机解列且系统电源允许，因此#5、#7机未恢复运行。【原因分析】经事故现场查看，220kV乙母线B相距#18门构端部1.5m处斜下方有放电烧痕，#18门构横担有放电烧伤痕迹，#17#18门构间隔的#5主变220kV侧乙刀闸动触头管母线有放电烧伤痕迹，#15#16间隔的#7主变220kV侧乙刀闸动触头被脱落的母线压变形，根据以上情况共同分析认为事故的原因是强烈的阵风、旋风使管母线强烈的摆动和振动，致使母线的支持瓷瓶产生损坏，最终导致折断。由于事故前合理的安排运行方式#1主变220kV侧跳闸后，ll0kV侧正常带110kV系统运行，没有造成事故扩大。【防范措施】1、启动电源外取厂用电途径、操作和时限该厂有220kV和ll0kV系统，其中220kV有七条出线，ll0kV有四条出线。设有高压备用变压器，#l高压备用变压器供#1 #4机组，#1高压备用变压器的电源取至ll0kV系统。外取厂用电途径应优先考虑由220kV系统。可以较短时间恢复厂用电。2、全厂停电有关操作（1）当发生全厂停电事故时，当值电气人员应立即汇报应急指挥部，并在当值值长的指挥下与各专业人员相互沟通进行事故处理。（2）当发生全停事故时，首先要根据有关仪表指示，保护和自动装置动作情况，开关信号，灯光音响等现象来判断事故情况，立即报告调度。当故障伴随油开关和变压器等设备发生爆炸、喷油、着火等异常情况时，当值电气人员应迅速查明情况，迅速向值长及调度汇报，并进行事故处理，如发生火灾，应立即组织人员进行救火并通知消防部门，本着保人身、保电网、保设备的原则，认真核对事故前后的系统运行状态，找出并确认发生事故设备的范围，及时隔离有关事故设备。（3）值班人员应详细记录所有设备的故障报告及跳闸出口的信息。在未确认故障原因前所有信号暂时不能复归。（4）若在夜间全厂停电使交流照明消失时，应立即将事故照明开关打开，保证事故处理的照明。（5）故障点排除或隔离后，即可联系调度用牡林甲线或牡林乙线对该厂220kV母线充电，然后通过#l或#2主变ll0kV侧向ll0kV甲母线或乙母线充电。ll0kV系统有电源后应立即恢复#1高备变电源，待正常后根据调度令将跳闸机组和线路逐一并入电网。（6）该厂全厂停电，如机组不能采用单机保厂用电，要指派专人负责调整蓄电池电瓶投人数量维持直流母线电压在合格范围内( 210V 220V)，同时积极联系外来电源尽快恢复厂用电。（7）系统恢复完毕后，值长应立即组织人员对一、二次设备进行一次全面巡视核对，尤其是交、直流系统以及各类设备的工作电源是否在事故前状态，重点检查有自动切换功能的设备。（8）在处理过程中要严格按调度及值长命令执行，进行事故处理，逐步恢复系统。3、应急人员安全（1）事故抢险过程中，应防止因误操作、设备损坏等对人体产生的落物砸伤、电弧烧伤、触电等伤害。应急人员应按规定穿戴好安全防护用品，正确使用安全工器具，进入事故现场必须戴安全帽、操作刀闸戴绝缘手套，穿绝缘鞋等。（2）事故抢险过程中的每一项操作必须由两人进行，并严格履行“四关、四对照”，按二十五项反措中的防误闭锁使用规定正确使用电脑防误闭锁钥匙。（3）应急人员应注意身体情况，如感觉身体严重不适，应立即休息或接受治疗。4、抢险（1）故障点消除或隔离后，拉开220kV、ll0kV母线上所有开关及母联开关，即可联系调度用牡林甲线或牡林乙线对该厂220kV甲母线或乙母线充电。（2）220kV甲母线或乙母线充电正常后，将#1主变或#2主变220kV侧并入系统，然后通过#1或#2主变ll0kV侧向ll0kV甲母线或乙母线充电。（3）ll0kV母线充电正常后合上#1高备变ll0kV侧1103开关，用#1高备变带6kV厂用电。（4）根据调度令将跳闸机组和线路逐一并入电网。倒闸操作瓷瓶折断，母差动作机组停运2000年6月27日，某发电厂发生了一起由于250-1型刀闸A相东侧静触头绝缘支持瓷瓶、引线支持瓷瓶先后折断带引线掉落地面，造成220 kV A相接地短路、220 kV母差保护无选择动作、220 kVI、II母线所有开关掉闸的事故。由于500 kV系统无法给220 kV系统反送电，一单元1、2号机掉闸后无保安电源。【事故经过】1、事故前系统运行方式（1）220kV系统运行方式 I母：251、252、256、257、201、200乙； II母：253、254、255、250、202、200甲； I母、II母经212母联开关并列运行。（2）500 kV系统运行方式 I母：5003、5050、5051;II母：5004、5052; III母：5005、5053、5055; IV母：5006、5054; I、II、III、母线经5012、5034、5013、5024开关并列运行。 系统图见图l。2、事件经过6月27日上午8时，运行三值接班后，值长向网控班长交待准备布置电气一种工作票安全措施，工作任务是：220kV II母、II母TV( PT)、22-9刀闸清扫预试；工作时间为2000年6月27日8时6月30日1 8时：网控班长根据工作票任务和要求的安全措施，安排网控副值班员开操作票，并共同分析了此次操作的高危点。8:33值长接到可以操作的总调令后，下令给网控班长开始操作。接令后9:00正式开始操作。此次倒母线操作，按操作票顺序是将220 kV母线上的200甲-1、202-1、253-1，254-1、255-1、250-1刀闸全部合好后再拉开以上所属开关的2号刀闸。9:21监护人、操作人将220 kV。母线的200甲-1、202-1、253-1、254-1、255-1、250-1刀闸全部合好后，当执行操作票上断开250-1刀闸动力电源一项时，忽然听到轰隆一声巨响，抬头看见在250-1刀闸东侧有弧光，两人立即停止操作，同时听到升压站220kV开关有机构动作声音，两人立即到250-1刀闸处检查，发现250-1刀闸处A相东侧静触绝缘支持瓷瓶和引线支持瓷瓶折断并带引线掉下，立即用对讲机向值长汇报发生的情况。值长告知网控班长220kV母差保护动作、220kV母线所属开关掉闸、母线失电，同时令网控班长立即将220 kV I母线所属开关的1号刀闸拉开，隔离故障点。9：23值长下令给网控主值拉开220 kV I、II母线212母联开关和联变500kV侧5050开关。此次事故还造成1、2号发变组主油开关掉闸，机组的辅助设备和公用系统失去厂用电源。为保证机组安全，9：25停机，用二单元02号低备变（拉开41-0刀闸，合上41-4刀闸，合上420开关）给1、2号机0.4 kV IA、IB、II A，II B段母线供电；9:27拉开6101、6102开关（将甲号高备变A、B分支，与备用电源母线隔离）并用3号机6kV工作电源经031、032开关（1、2号机6kV的A、B段备用电源开关），经6kV备用环路电缆011、012、021、022开关（1、2号机6kV的A、B段备用电源开关）分别给l、2号机6kV A、B段母线充电。此时公用系统电源也恢复了供电。在6kV厂用电中断时间内，其它运行机组的辅助转动设备因工业冷却水不能供给，造成不同程度的油温升高，尤其是5、6号机给水泵因油温高保护动作掉闸，其中5号机的I、2号给水泵相互掉闸后开不起，造成5号炉水位-300mm时灭火，5号机厂用电倒至由6号机工作电源串带。一直到9:41分 5号机给水泵冷却水恢复，开起2号给水泵，炉点火，机组升负荷，厂用电倒至正常运行方式。9:46网控班长、副值班员将220 kV母线所属开关的1号刀闸手动全部拉开，隔离了故障点，接着经值长与调度联系同意，9：46用255开关（大万II线）给220 kVII母充电成功，10: 34 220kV母线所属线路开关全部送电。11: 03分合250、5050开关，联变投入运行，12:29，2号机并网，13:10，16号机6kV、0.4kV厂用电恢复正常运行方式。图1 220kV电气系统图【暴露问题】1、网控倒母线操作应改为单开关倒换。即：合1(2)号刀闸、拉2(1)号刀闸的方法。2、将甲、乙高备变A、B分支负荷侧电源开关和16号机环路电源开关6101、6102、6201、6202、6161、6162由现在就地拉合改为远方操作。3、不应在5号机组异常情况下急于将厂用电倒为正常运行方式，而应该在5号炉撇油枪后，再将厂用电倒为正常运行方式。4、发生事故后，在厂用电中断情况下，用其它运行机组带厂用电时，应将不重要的转动设备开关拉开，优先保征机组重要转动设备启动。5、从这次事故厂用电中断情况可以看出，原制定的保厂用电措施，不适应这种系统大面积停电事故，易造成停机后机组无保安电源、公用系统失电，以至造成设备损坏的扩大事故，应重新修改保厂用电措施。 分闸接触器接点卡涩，母差动作全厂停电2011年3月21日，某电厂发生一起全厂停电事故，事故扩大造成电网220kV两座变电站全站停电。【事故经过】3月21日6：05分，某地调命令某电厂将220kV2号母线负荷倒至220kV1号母线运行，将220kV母旁200开关由运行转为检修，将220kV4号母线由备用转为检修，进行春防工作。6：21分，电厂运行当值按照地调下达命令，开始执行“220kV由双母线倒为1号母线运行，母旁200开关由母联运行转检修倒闸操作票”，在操作至“合上沾盐线211开关所属刀闸拉合闸电源小开关”时，211-2刀闸自动分开，造成B、C相弧光短路，220kV母差保护动作，滨沾I 线、沾利线、沾车I线、沾车II线、沾盐线、2号主变202开关、3号主变203开关、4号主变204开关跳闸;；110kV母线因2号主变202开关掉闸失电，厂用电源中断，3、4号机组掉闸，锅炉MFT保护动作，3、4号机组破坏真空紧急停机，电厂全厂对外停电。220kV沾车线、沾车线高频保护动作，线路跳闸，滨州220kV车王变电站全站停电。220kV车学线、车学线电压失压，东营220kV学堂变电站全站停电。事故发生后，电网调度机构采取遥控方式用110kV返回电源向部分线路送电，减少了停电范围和停电时间。各相关电力企业立即启动电力事故应急响应，快速对事故进行处理，6：40分，某电厂将220kV2号母线211-2刀闸等故障点隔离，7：11分，通过220kV沾利线恢复某电厂220kV母线供电，7：16分，某电厂恢复3、4号机组厂用电;；7:39分220kV沾车线送电，220kV车王站恢复供电;；7:42分，220kV车学线、车学线送电正常，学堂站恢复正常运行方式;；08：22分，某电厂3号机组并网发电;；22日2：11分，某电厂4号机组并网发电。【原因分析】1、根据事故调查情况，电厂220kV沾盐线211-2刀闸分闸接触器触点卡涩，在合上220kV沾盐线刀闸交流控制电源时，211-2刀闸自动分开，造成BC相弧光短路，引起220kV母差保护动作，是事故发生的直接原因和主要原因。2、该地区部分电网结构薄弱，抵御事故能力不足。220kV车王站、学堂站单一电源供电，接入电源不满足N-1要求，造成了事故的扩大。3、电厂安全管理存在漏洞，对已运行30多年的元器件老化状态未能重视，没有及时采取有效措施，设备的巡视、试验和维护工作以及技术改造、消缺等设备管理工作不到位，设备老化问题没有及时解决，造成设备安全隐患。4、电厂安全管理制度执行不严，安全生产责任制落实不到位。春季安全大检查工作安排不够细致，春季安全大检查安全措施与要求未能真正落实到基层与班组，事故预想和安全技术措施不能有效落实，可操作性不强。5、部分地区电网结构不强，抵御事故能力不足。电网部分220kV变电站单一电源供电，接入电源不满足N-1要求，一旦主供电源发生故障，势必导致全站停电。【防范措施】1、进一步强化安全生产意识，严格执行电力安全生产规章制度，落实各级人员安全生产责任制，重点抓好安全生产基层基础工作，加强安全生产规范化、标准化管理，保证各项安全措施落实到位。尤其要针对设备管理方面存在的问题，落实责任，加大设备治理力度，加快老旧设备改造升级，提高设备健康水平。要进一步加强设备维护和运行管理，提高设备检修质量，落实安全技术措施，及时消除设备缺陷，确保设备健康运行。2、针对本次事故中接触器触点卡涩引起刀闸自动分开等问题，对同类型的设备举一反三，强化设备运行维护和校验工作，严格执行各项反事故措施，杜绝类似事故发生。要结合本次事故暴露出的问题，对其他设备进行检查，特别是对一旦发生故障可能导致主设备停机、母线停电甚至引发电网事故等严重后果的设备设施，进行全面排查分析，发现安全隐患，及时组织整改，确保安全生产可控在控。3、要高度重视发电机组并网安全性评价工作，严格按照规定的评价范围、评价程序、评价指标，做好发电机组并网安全性评价工作，排查治理机组涉网安全隐患，提高发电安全生产水平，维护电网安全稳定运行。4、要对本次事故电网侧暴露的问题进行认真总结和分析，尤其要针对车王站、学堂站等220kV变电站单一电源供电的情况，尽快优化电源进线，确保接入电源满足N-1要求。同时要举一反三，梳理排查全省范围内接入电源不满足N-1要求的220kV及以上变电站和担负重要供电任务的110kV变电站情况，根据用电负荷性质，加大电网建设和改造力度，增强电网结构，提高电网抵御风险能力。要加强对特殊运行方式的研究分析，进一步优化接线方式，完善和细化各项安全技术和管理措施，提高电力系统安全稳定运行水平。主变中压侧元件故障，连发两起全厂停电2009年12月28日、12月30日，某热电厂因主变高压侧元件故障，连续发生两起全厂停电事故。【事故经过】1、12月28日#3主变35 kV侧B相电缆头绝缘击穿，首先造成35kV母低周低压，低周保护动作跳闸#2发电机；造成#3主变差动保护动作，跳开#3主变813开关、853开关、803开关；东郊热电厂与系统解列，#1发电机带后铺变负荷和厂内部分厂用电运行，35kV系统高频高压保护动作出口，#3发电机带#4、5炉、#3机厂用电运行；#3机调速系统性能差，#3机超速保护动作，自动主汽门关闭，#3发电机过频切机保护动作（仅装置动作， 803开关已跳开），循环水首站#3供热循环泵失电； #0高备变备自投同时动作，所带6kV段、6kV 段、6kV 段总负荷约4MW左右，造成1机系统电压低（低于65V），0高备变过流和1机复合电压闭锁过流同时启动，0.5秒后0高备变过流动作，1机系统电压稍有提高，#1机低真空保护动作停机， 2.5秒后保护动作出口，跳1发电机11开关、MK开关，1发电机解列，全厂厂用电中断。2、12月30日3主变35kV侧母线支持绝缘子B、C相相间短路，致使#3主变比率差动保护动作；35kV系统过频过压，35kV II母高周高压切2机保护动作，2发电机跳闸，#3发电机过频切机保护动作（仅装置动作， 803开关已跳开）；#3机组甩负荷，#3机调速系统性能差，机组甩负荷过大，造成机组发电量低于所带6kV段、6kV 段、6kVAB段、6kV V段负荷（#4、5炉辅机设备及首站供热电动泵，约4000KW），汽轮机的蒸汽力矩远远小于发电机负载力矩，且汽轮机一次调频所增加负荷不能满足所带厂用电需求，造成机组转速急剧下降，主油泵出力不足，油压下降，自动主汽门关闭。在电气并网操作后，电厂带后铺变负荷（约34MW）通过856开关与系统联接，后铺变备自投动作（该备自投在检测到后铺母或母失电时会动作），切断热线855、热线856对侧开关，电厂#1机组与系统再次解列，机组再次甩负荷（7MW3MW，转速3100转左右降到2800多转，自动主汽门关闭（汽机反映未发报警指示信号，电气观察到“主汽门关闭”光字亮。分析造成自动主汽门关闭四项热工汽机主保护中：轴向位移超值、超速超值可以排除，润滑油压低于值和真空低于值不能排除；手打危机遮断器或按紧急停机按钮也会造成自动主汽门关闭），汽机发“注意”“机器危险”信号，电气解列#1发电机组11开关、MK开关，#1发电机停运。【原因分析】1、设备检查情况：（1）12月28日：#3主变中压35 kV侧电缆头B相击穿，其余设备无异常。（2）12月30日：#3主变35kV侧母线支持绝缘子B、C相有放电现象，#3主变瓦斯继电器内有气体，其余设备无异常（3主变返厂检修，吊罩检查发现：主变35kV侧内部C相线圈击穿，线圈内部有放电痕迹，B相线圈变形）。2、有关试验记录（1）12月28日事发后，对#3主变及35kV侧电缆做绝缘电阻、直流耐压（含泄漏电流）、介质损耗试验，结论合格。（2）12月29日，对#3主变35kV侧电缆进行了绝缘电阻测量及交流耐压试验，结论合格。（3）12月30日事发后，对#3主变及35kV侧电缆做绝缘电阻、直流耐压（含泄漏电流），结论合格；做介质损耗试验不合格；做工频耐压试验时，#3主变35kV侧C相击穿。（4）12月30日事发后，对#3主变的变压器油做色谱分析试验，收集瓦斯继电器内气体做成分分析试验，试验结论均为不合格。3、其他情况（1）#1机低真空保护报警装置没有UPS电源，一旦厂用电丢失，低真空保护报警指示不会发出，但是低真空保护仍会动作。（2）12月28日、12月30日，循环水首站均为#3供热循环泵运行，该泵电源来自6kVAB段。（3）#3主变35kV侧出线母排的支持绝缘子带电体间距离在400mm以上，间距符合一般安全要求。（4）2010年2月2日#3主变复装，检查发现变压器出口35kV侧A相（黄）、B相（绿）、C相（红）避雷器动作数分别为1次、4次、8次。（由于原始数据查不到，具体变化历史趋势难以查明）4、综合上述分析结果，分析认为：12.28、12.30事故均系35kV系统过电压引起（#3主变35kV出口避雷器动作次数也可间接证明确实存在过电压现象）。12.28事故致使3主变内部受伤，12.30事故最终造成3主变35kV侧内部B相线圈变形。35kV系统过电压原因主要是电弧接地过电压、铁磁谐振过电压。结合电厂以往35kV母线PT损坏及一、二次保险熔断情况，怀疑铁磁谐振过电压可能性最大。由于该厂没有事故发生时故障实时数据记录，电网上有关情况也不掌握，仅靠依据运行人员现场回忆记录分析，造成 #3主变35 kV侧B相电缆头绝缘击穿、12月30日B、C相相间支持绝缘子闪络放电原因难以明确判定。【防范措施】1、更换#3主变至853开关之间35kV高压电缆，高标准高质量地制作两侧高压电缆终端头。原#3主变35kV侧出线电缆由三芯电缆（YJV22-3185）更换为独芯电缆，每相两根YJV-1240-26/35电缆；电缆头的制作由3M公司完成。2、#3主变6kV及35kV侧出线母排加装绝缘护套、853开关柜内母排加装绝缘护套。3、#3主变35kV侧出线母排的支持绝缘子由老式的瓷瓶支持绝缘子更换为复合材料支持绝缘子，并加大相间绝缘子的距离。相间绝缘子带电体间距离应在500mm以上；绝缘子支架重新制作。4、原35kV二次消谐装置已损坏无法使用，更换新的35kV二次消谐装置。5、对于电气设备预防性试验，严格按照电力预防性试验规程进行全面排查是否存在漏项，存在漏试设备应安排适当时机进行预防性试验，确保设备安全可靠。发现绝缘薄弱现象应立即采取有效措施加以防范。申请电业局做变压器及35kV电缆、避雷器、853开关下口过电压保护器试验。6、结合近期事故实际处理中暴露问题，加强值长及运行人员业务培训，特别是基础培训工作，平时多做事故预想及针对性反演，着重组织进行快速倒送电、确保锅炉水位、迅速完成#1机循环水切换的专项演练，提高运行人员的事故处理能力。7、值长应根据实际情况，适时合理进行备自投的调整。6kV备自投应根据实际情况进行投切，投切应优先保证单机、单炉、某一给水泵运行，采暖期应能优先保证所运行供热循环泵的电源。8、加强机、炉控制室及七米现场事故照明、重要表计UPS电源的检查、维护，确保事发时可靠投入。9、恢复现场两位数工作调度电话，以便于事故处理时，通讯畅通。10、循环水首站供热循环泵的状态指示应远传至#1机控制室，以便在事故状态下汽机运行人员对循环水做出正确判断（结合老机组实施DCS改造计划时进行）。11、每年春防试验时对厂内避雷器进行有关试验，试验结果及计数器动作次数应记入设备台帐。12、与供电公司沟通，进行35kV母线系统改造及并网方式改进。（1）#3主变投运后，采取35kV与110kV双线上网方式，853开关做为备用开关，不再合环运行。（2）建议调整后铺变35kV、母备自投保护，选择性投切热线855、热线856对侧开关。（3）建议将35kV母线PT更换为全绝缘PT，并加装非线性电阻一次消谐装置；调查后铺变35kV母线PT是否已加装（单侧加装，消谐效果不大）。（4）建议加装快切装置（能实现自动同期合闸），即在853故障跳开时，同期速合热线856开关。（5）建议加装故障录波器，范围考虑涵盖110kV、35kV和所有机组。绝缘子闪络放电，谐振过电压致全厂停电【事故经过】2003年6月1日17：30，某热电厂厂主控室警铃响，“35 kV母接地”、“35 kV母接地”光字牌频闪，“电压解列断线”光字牌亮。运行人员检查35 kV配电室，同时查看35 kV绝缘监测表，发现C相显示30 kV，A，B相在2035 kV之间摆动；35 kV配电室外热，出线穿墙套管处有放电声，且热线出线套管处放电声音较大；35 kV配电室内其它设备均有放电声。请示地调后断开热线855开关以便判断故障点，但接地现象未消除。17:40，警笛警铃响，813，853，31，11，800开关以及高厂变和低厂变低压侧开关均跳闸，全厂失电，运行人员复归各跳闸开关把手。17:50，合813，853开关；通过35 kV II母线、850开关、35 kV I母线和1号主变向10 kV I母线倒送电，全厂恢复供电。17:53，现场运行人员电话汇报853开关下口电缆放电严重，主控室运行人员随即断开813，853开关，厂用电再次丢失。检查保护屏“35 kV母接地”，“35 kV 母接地”，“35 kV母线电压断线”，“ 3号主变差动”，“1号发电机复合电压闭锁过流联跳11、灭磁开关”，“复合电压闭锁过流联跳800”，“2号低厂变低压保护闭锁”信号继电器掉牌，复归掉牌继电器。18:00，合热线855开关，恢复厂用电。18:10，检查11开关油质变黑，做安全措施进行换油处理。21:35，1号发电机经11开关手动准同期与系统并列，投强励装置。22:03，投“1号主变复合电压闭锁过流联跳850开关”保护压板，摇测35 kV母线绝缘合格，35 kV母经850开关送电成功。22:15，合热线856开关，投低周低压解列装置保护压板。【原因分析】 经事故调查小组认真分析后认为，以下原因导致853开关下口电缆短路烧毁，造成全厂停电事故。1、先前的“531”电网事故发生时，853开关瞬间通过较大电流，冲击电缆，使绝缘强度降低。2、 事故发生前，天气潮湿，阴有小雨并伴有雷电。经调查发现，35 kV热线西灰场转角塔B相悬垂绝缘子有放电痕迹。分析后认为，由于西灰场转角塔周围环境较差，加之35 kV线路未按规定定期清扫、试验，绝缘子表面污秽物吸收水分，泄漏电流增加，在电流密度比较大的部位形成了干燥带，干燥带承担较高的电压，将产生辉光放电，继而产生局部电弧，最终形成闪络放电。3、35 kV热线线路闪络放电作为激发条件，引起厂内35 kV系统发生高次谐波谐振，产生谐振过电压，造成853开关下口电缆B相最薄弱点处击穿爆破，产生间歇性对地弧光放电，启动1号机和1号主变“复合电压闭锁过流”保护；因1号机组的“复合电压闭锁过流”保护的动作时限小于1号主变的“复合电压闭锁过流”保护的动作时限，造成1号发电机11开关首先跳闸，切断故障电流，但此时的故障电流值还未达到3号主变差动保护和850开关速断保护动作值，随着谐振的继续，放电逐步发展成B，C两相间弧光短路，3号主变差动保护动作，31，813，853开关同时跳闸，全厂停运。1）1号主变与1号发电机“复合电压闭锁过流保护”的时间整定值配合不当，致使1号发电机先于1号主变跳闸，造成1号发电机停机。2） 3号主变差动保护和850开关速断保护动作整定值过大，是造成11开关越级跳闸的主要原因。4、 运行人员判断失误，主要表现在：1） 不能正确分析下雨天正常放电状况，断开855开关后，事故症状未消失，说明故障点不在热I线，延误了合855开关恢复厂内供电的时机。2） 断开855开关后，事故症状未消失，而随后3号主变三侧开关故障跳闸，此时应进一步判断故障点很可能在3号主变附近，而35 kV配电室外热、出线穿墙套管的放电声应为天气潮湿的正常现象。但是，值长在未查明保护动作状态的情况下，盲目下令合813和853开关，致使3号主变再次投入。3）“5.31”电网发生的事故，曾经对该厂3号主变产生过强烈的冲击，致使3号主变与系统解列，各级专业人员对该事故对该厂电气主系统可能产生的后果估计不足，未能及时进行检查并发现问题。4） 35 kV线路长期未执行定期清扫工作，是产生闪络放电的直接原因。5） 对于谐振过电压的知识，该厂各级技术人员及运行人员知之甚少，对其危害的严重性更是认识不足，也没有制订有效的防范措施和处理办法。【防范措施】1、对设备，特别是高压设备进行全面检查，消除一切设备隐患。2、 尽快安排35 kV线路清扫，消除污闪隐患。3、技术人员应加强谐振知识的学习，对过去发生过的类似事故材料进行收集、整理和分析，制定消除各电压等级谐振的有效措施及处理办法。4、运行人员必须认真学习、执行运行规程，严格遵守各项规程制度，特别是事故处理原则。5、加强运行人员的专业技术培训，开展切实有效的事故演习活动。根据季节变化制订针对性的事故预想，提高运行人员事故状态下的应变能力。6、电力系统实际上是由电感、电容和电阻构成的复杂电路，可以组合成一系列具有不同自振频率的振荡回路。在进行开关操作或出现其它异常时，由于瞬变过程电源波会引起某种变化，非正弦的电源波含有一系列的谐波，当电路中的某一自振频率与电源谐波频率相等时，就会出现这一频率的谐振过电压。谐振是一种稳态现象，谐振过电压的持续时间可能很长，这种过电压一旦发生，往往会造成严重的后果，因此在中性点不接地系统中，应在每组电压互感器的高压绕组中性点装一只消谐器，以有效限制弧光接地过电压和消除铁磁谐振。断路器无故偷跳，机构失灵全厂停电【事故经过】1993年10月21日15：32，某厂、母线分段断路器2600(LW6-220)发生无故障三相跳闸，在处理过程中因断路器机构失灵以致事故扩大，导致全厂停电（参见附图一次接线图）。16：24由2632线经1号主变与01号厂高备变分别倒送厂用电，16：3017：32，2616、2621、2631、2633并网成功，17：45至22日0:38除3、4号机外全部与系统并列（4号机检修）。事故中共有24套保护动作，跳开6条220kV线路、3条ll0kV线路和7台机一变开关。本地区的贾汪、韩庄、徐塘及坨城电厂，事故中按预定方案解列，保住了重要用户的供电。事故没有引起系统稳定破坏和事故扩大。1、事故前本地区的运行方式（1）该厂一次系统结线及事故时跳闸情况参见下图。（2）事故时有关线路保护配置（两侧相同）及潮流分布情况如下：2、事故中继电保护的动作过程2600断路器无故障三相偷跳后，断路器经检查无异常，15：48执行复合命令，一相未能合上但也跳不开，引起系统长时间非全相运行。2600断路器非全相合闸后，非全相运行保护动作跳闸，但B相未跳开(B相液压机构密封圈损坏并漏气)。由于事故前通过2600潮流较大(达640A)，非全相运行后产生较大的零序电流，此零序电流开始主要分布在2613、2614线路和4号主变上，致使2614、2613线对侧I03、GPb保护和4号主变零序过流保护先动作“三跳”。接着潘家庵1号主变和2632、2633、2621线对侧保护相继动作“三跳”，I、段母线侧中性点接地支路全部断开，引起零序电压升高，致使5号主变中性点间隙击穿，保护动作“三跳”因I、段母线A、C相电压进一步升高（根据仿真计算可升高至额定电压的2倍多），I段母线A相氧化锌避雷器开始放电(200400A)，约0.44s左右(Ua达1.7UH左右)发展成接地故障（最大接地电流达2880A）。此时该厂已跳开了220kV8个元件，再加上2600开关非全相运行，短路电流相对较小，未达到母差保护动作值(3600A)，随后接地电流减小并出现波动(故障0.5s后波动范围为6401250A)，1号主变零序过压保护动作跳闸，2616线对侧I03段跳闸，邻近电厂对该厂振荡（伴随故障），大屯电厂ll0kV联络线零序保护后备段动作跳闸。徐厂2号主变低压过流动作“三跳”，6、7、8号发电机由于突然甩负荷机端过电压保护动作跳闸。在大屯电厂联络线跳闸后的上述过程中2600 B相断路器压力充足跳开，该厂失压后经1s大屯电厂ll0kV联络线检无压重合成功。至此，该厂发电机全停，I、段母线失压。、IV段母线因大屯电厂检无压重合成功未失压。3、保护动作行为说明该厂2600非全相运行后，经300A/4.5s任庄侧2614零序段出口三相跳闸，约57s后电流发生变化2613任庄侧JSF-11C高频闭锁零序保护经重合闸装置出口“三跳”。潘家庵1号主变高压侧断路器2601为预定的解列点，其I02方向指向母线。设置该解列点是考虑到220kV电网故障时首先将徐塘电厂与220kV系统解列，而解列1号主变高压侧可保住35kV侧所接的煤矿（重要）负荷用电。避雷器开始小放电时零序方向元件G0即开始动作，而避雷器接地后接地电流很快减少并波动（2615 3I0最小时已低于JL-11A I03定值），由此造成JL-11A中I03在避雷器接地故障时启动，但其后又返回。再启动G0（一直动作），约经67s装置故障闭锁出口，造成桃园2615未能跳闸而由大屯ll0kV联络线I04动作“三跳”。在徐厂失压后检无压重合成功。在I、段母线上的2621线跳闸后，I、段接地点消失，零序电压(3U0)升高，由于该电压波动很大以致Ti零序过压保护不能动作。当避雷器发生接地故障后，3U0仍然很大（达180V左右），T1零序过压保护动作0.5s跳高压侧断路器，跳开后母线上3U0并未消失，再过0.5s跳开三侧。当避雷器发生A相接地故障并伴随AB相间故障后，从接地电流推算T2低压过流保护是在T1跳闸后启动直至出口的。2号机-变零序3U0保护可能处于临界状态而未动。【原因分析】这次事故是由2600断路器非全相合闸引起的，再因避雷器的爆炸发展为非全相加单相接地和两相故障的复杂故障。其起因属于纵向故障性质。所谓“纵向故障”特点是指：故障点电流序分量与故障时非全相运行断路器的负荷电流有关，各接地支路分配的零序电流序分量与故障点的位置有关，不能用简单的节点故障分支系统来估计；母线的纵向故障主要靠对侧断路器后备保护切除故障，切除时间一般较长，对事故发展后保护的动作正确性受到影响，而且当接地支路切除后，又往往因母线过电压而造成电气设备绝缘薄弱环节击穿发展为横向故障，故其后果一般较严重。母线设备发生纵向故障，母差无差流，因此差动保护也不起作用。【防范措施】1、纵向故障多数是由于断路器机构异常，偷跳、偷合造成非全相运行引起的。虽然断路器本身设有位置不对应、非全相保护及断路器失灵保护，但解决断路器本身的质量问题仍然是至关重要的。2、随着电力系统进入高电压、大机组时代，如果局部故障未能得到及时切除，很有可能发展为系统事故。因此对系统内那些不符合“四统一”技术标准的继电保护装置要尽早更换，提高全网继电保护的整体运行水平，从而提高系统安全水平。3、为了便于事故分析、及时采取有效对策，须提高电网事件记录装置的配置水平，并加装统一时标。录波装置需具有追忆功能，必要时可远传到网局调度端，这对大电厂、500kV和主要的220kV变电所来说很为迫切，因此建议应尽早开展这方面的规划研究和实施工作。4、对于该厂应尽快完成母差更新改造工作，以解决在复杂故障条件下母差保护灵敏度不足的问题。5、遇系统发生复杂故障时确保厂用电的看法：该电厂电区在该厂2601、2602断开时，1、2号机和临近贾汪、韩庄电厂构成的地区系统出力应能与地区负荷基本保持平衡，在系统事故时应采取适当的方式将该厂2601及2602与系统解列，以达到保厂用电的目的；对于带有供厂用电的三圈变压器，过电压保护动作是否一定要跳三侧（规定）宜作进一步研究。譬如对该厂1、2号主变是否可采取o5s跳本侧，大于对端断路器最长跳闸时间才去跳三侧。6、自该厂1990年4月17日事故后徐州地区网完成了解环允片并加装自投装置的工作，实践表明这一措施是合理的。因此我们认为在有条件情况下，电网实现分块供电方式对提高运行安全性是很有利的。支撑瓷瓶污闪放电，接地不良事故扩大【事故经过】1989年1月10日11时25分某热电厂110千伏升压站7432隔离开关支持瓷瓶污闪接地。巨大的短路电流熔断接地引下线后，通过控制电缆窜入主控室。在母差保护动作但还来不及断开电源侧开关前，将开关分闸直流电源中断，致使除母联开关外其他所有开关拒动。经紧急手动拉闸后，运行的五台机组，239 MW被迫全部停机。电弧持续燃烧约五分钟之久。烧毁一台110kV少油开关，两组l10kV压变，避雷器，隔离开关，部分母线等一次设备，以及部分控制电缆和主控室的继电器等二次设备。5号主变(150MVA)中性点的CT、刀闸，避雷器烧毁。【原因分析】110kV隔离开关普通支持瓷瓶（泄漏比距1.7cm/kV）在小雨中污秽闪络。接地网的问题使事故扩大到烧毁众多设备并导致全厂停电。那么，是接地网中的什么问题，致使情况变得如此严重？1、事故时运行结线和母差动作时间事故前某热电厂l10kV升压站运行结线见图1，双母线运行，旁母处于充电状态，正排有5#主变（150MVA，中性点接地），带5#机(110MW)和220kV升压站（线路对侧有电源），3#主变(60MVA，中性点不接地)带3#机(50MW),以及4路出线。付排有4#主变(60MVA中性点接地)带4#机(50MW)，以及2路出线。出线中送南京化学工业公司的715，716线路对侧有南化自备电厂，其中一台主变中性点接地。出事故的7432是GW4型握手式隔离开关，处在断开位置。该隔离开关两端的支持瓷瓶分别接在正排和付排。据该厂专业人员计算，母联开关未跳开前，单相接地短路电流为13.57kA，其中5#主变提供8.9kA，4#主变提供3.29kA，715或716线路提供1.35kA，两相接地短路电流13.3kA（均为次暂态电流） 事故后检查，起始闪络的7432隔离开关，六根支持瓷瓶全部烧断，母联开关已经跳闸，比相式母差继电器中总差流起动元件和两个比相元件均掉牌，因此无法判断是7432隔离开关接在正排上的支持瓷瓶先接地还是付排上的支持瓷瓶先接地。如果母联开关跳闸是母差起动的，母差的两个比相元件的掉牌是短路电流起动的（不是事故抢救过程中碰掉的），而起动母差中的比相元件一定要母联开关中有短路电流，那么两个比相元件都动作说明在母联开关跳开前，电弧在电动力作用下，从远离电源侧方向，从一个排吹到另一个排。GW4-110