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1、事故起止时间:


2019年12月24日19时35分59秒107毫秒至19时35分59秒922毫秒


2、事故发生地点:110kV 2号主变压器


3、事故发生时气象及自然灾害情况:


气温:-4℃          风速:1.85m/s         天气:晴


4、安全周期是否中断:  是( )  否(√)


5、事故等级(事故性质):C类一般设备事故


6、本次事故损失及影响情况:


   本次事故造成2号主变绕组匝间短路、变形,需要返厂大修。


7、事故前工况:


1.风电场简介:该风电场规划容量为145MW,一期项目装机容量49.5MW2014年4月投入运行,二期项目装机容量49.5MW2014年6月投入运行,三期项目装机容量46MW2016年12月投入运行。


2.系统情况简介:风电场35kV 6条集电线路经过3台主变(共15万kVA)升压后汇入110kV母线,由110kV高统线送出后接入变电站,送出线路长22.4km。电气主接线示意图见附图1。


3.事故前工况:事故发生前,全场平均风速约1.85m/s,有功出力0MW,2号主变和2号接地变运行正常,风电场其余电气主设备无缺陷运行。


8、事故设备情况:


主变型号:SZ11-50000/115


电缆名称:交联聚乙烯绝缘聚乙烯外护套钢带铠装(三芯电缆)


型号规格:ZRC-YJY23 26/35kV-3X95


电缆长度:50m


投产时间:2014年6月


出场试验日期:2013年04月06日


交接试验日期:2013年12月24日


9、事故经过:


1.设备动作情况


2019年12月24日19时35分59秒107毫秒,35kV 2号接地变过流I段动作,2号接地变3526开关跳闸。保护、录波装置记录ABC相故障电流为5190.6A(二次值8.651A,保护CT变比600/1)。19时35分59秒922毫秒,2号主变重瓦斯动作,2号主变高压侧1102开关、低压侧3502开关跳闸。


2.保护装置信息


综自系统信息显示,19:35:59:107,35kV 2号接地变保护装置显示“过流保护I段动作”,故障电流5190.6A(二次值8.651A,保护CT变比600/1);19:35:59:922,2号主变重瓦斯动作。保护装置动作记录和故障波形详见附图2、图3。


3.现场设备情况


事故发生后,工作人员对现场设备情况开展检查,发现35kV2号接地变高压侧A相电缆头被击穿,开关柜电缆室绝缘隔板有明显三相弧光短路灼烧痕迹;检查2号主变本体,发现瓦斯继电器内存有400ml无色气体(详见附图4),铁芯接地线绝缘套管顶部及35kV B相套管顶部渗油。


10、事故报告情况:


事故发生后,陕西公司于当日20时向公司安全监督部、生产运营部相关负责人进行汇报。同时向陕西省调度汇报现场开关及保护动作情况,将2号主变由热备用转为冷备用。25日,陕西公司向陕西省调度申请,并列35kV I、II段母线,受累风电机组恢复运行。


11、事故抢修情况:


事故发生后,调查组会同陕西公司立即对故障设备一、二次回路开展检查、试验工作,具体情况如下:


1.2号主变检查结果:


将2号主变油样进行两次化验,报告均显示油样中乙炔超标(乙炔含量26μL/L,告警值5μL/L,2019年10月油样试验结果乙炔为0μL/L)。对主变开展局部放电试验、绕组变形试验和变比试验。绕组变形试验结果显示,主变绕组频率响应曲线三相严重不一致,与出厂值严重不符;局部放电试验进行时,一次电压升至600V后无法升高;变比试验结果高于标准值10倍左右,与出厂值严重不符。


2.2号接地变检查结果


检查电缆头,发现绝缘击穿点位于A相电缆头伞裙下方10cm处(详见附图5),2号接地变三相电缆头存在主绝缘多处刮伤、电缆头应力锥安装错误等工艺缺陷。


综合上述情况,陕西公司当即联系2号主变生产厂家。经返厂拆解后,证实主变低压侧A相绕组严重变形、匝间短路(相见附图6),预计维修时间50天。


12、事故原因分析:


调查组分析现场勘查情况、故障波形记录及试验情况,确认造成2号主变损坏事故的主要原因是主变制造工艺、材料选择不良,具体分析如下:


电缆头施工工艺不合格,在运行时绝缘击穿,因相间距离小,由单相接地发展为三相短路故障。近区穿越性故障电流产生电磁力,使2号主变低压侧A相绕组“挣脱”固定卡,导致绕组局部严重变形、匝间短路,绕组挤压本体绝缘油快速流回油枕,触发重瓦斯保护动作,短路产生少量乙炔气体触发轻瓦斯报警。依据“GB 1094.5”相关标准计算,该变压器至少应承受额定电流9.72倍、2s的故障电流,根据故障录波计算,短路电流达到7.5倍额定电流时主变内部发生故障,说明产品制造质量不符合规范要求。


13、事故暴露问题 www.4g5g6g.cn


(1)主变制造质量及选材不过关,绕组机械强度弱,抗近区短路故障冲击能力差。


(2)同批次电缆头施工工艺不符合规范及厂家说明的要求,电缆头质量存在缺陷。运行期间,同批次电缆头曾发生同类故障,但未能引起重视,未能“举一反三”地采取整改措施,同类故障重复发生。


(3)施工质量把关不严,未能发现电缆头制作工艺错误、轻瓦斯信号不能自保持等施工缺陷。


(4)开关柜相间绝缘距离不足,绝缘能力较弱,绝缘隔板未能将铜母排、CT等带电设备有效隔离。


14、对事故的责任分析和对责任人的处理意见:


依据《生产安全事故调查处理规定(试行)》第十三条第二款规定,本起事故认定为C类一般设备事故。变压器厂家生产工艺质量存在缺陷,是导致主变损坏的主要原因,对此次事故负有主要责任,陕西公司对设备管理和施工监管不到位,在本次事故中负次要管理责任。对事故相关责任单位及责任人处理意见如下:


1.由陕西公司依据合同约定的相关条款,追究变压器厂家相关责任。


2.陕西公司总经理作为公司安全生产第一责任人,对此次事故负有主要领导责任,给予通报批评。


3.陕西公司党委书记,按照“党政同责”的要求,对此次事故负有领导责任,给予通报批评。


4.陕西公司分管生产副总经理对此次事故负有直接领导责任,给予通报批评,罚款3000元。


5.陕西公司经济运行部、安全监督部主任张某对此次事故负有管理、监督责任,给予通报批评,罚款5000元。


6.风电场场长宋某某对此次事故负有设备维护管理责任,给予通报批评,罚款5000元。


7.责成陕西公司按照有关规定和要求,对事故其他相关责任人进行行政和经济处罚。


15、预防事故重复发生的措施:


1.2号主变返修时,必须按照GB 1094《电力变压器》等规范要求进行检修、试验,并符合规范要求。主变返修时,陕西公司派专人前往监督检查维修工艺。


2.开展招标时,应尽量选用行业内技术领先、口碑较好的厂家,选用质量可靠、运用广泛的设备。


3.开关柜内装设绝缘板,加强CT、PT、避雷器等设备间绝缘,对35kV及以下电压等级的母线,采用热缩套等绝缘材料包裹,防止在单相接地时扩大为相间弧光短路。


4.重新制作同批次施工的电缆头,加强电缆施工和维护管理,选用质量较好的电缆附件,严格执行《电缆施工工艺规范》,加强电缆头制作质量的监督把关,留存电缆头制作影像资料,确保电缆头施工质量合格。4g5g6g.cn


5.每月开展电缆终端巡视,重点观察有无发热变色、填充物有无溢出、三指套是否脱落等现象,发现异常及时处理。积极与开关柜制造厂沟通,保证安全的前提下改造高压开关柜后柜门观察口,方便运行人员对电缆连接点开展测温巡视工作。积极研究非接触式红外测温装置,实时监测电缆连接处发热情况。


6.检查现场主变保护装置轻瓦斯告警信号接入方法,将所有轻瓦斯信号先接入主变非电量保护装置,再接入测控装置。根据技术监督规范要求,定期开展瓦斯继电器预试、整定工作。


7.调整技术监督要求,研究局部放电、绕组变形、变比误差等特殊试验的开展周期,及时监控主变运行状态。4g5g6g.cn