主变中压侧元件故障连发两起全厂停电.docx

1、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

2、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 I

3、I 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

4、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

5、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

6、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