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1、220 kV 芙蓉变#3 主变“8.30跳”闸事故分析报告摘 要：通过对主变事故经过及事故现场的查勘，分析缘由，制定预防事故发生的措施。关键词：事故分析；防范措施1 事故经过2023 年 8 月 30 日 012038，长沙电业局 220 kV 芙蓉变发“10 kV VI 段线路接地故障信号”012042，芙蓉变#3 主要三侧断路器跳闸。光子牌显示“差动保护动作”、“保护装置告警”。0125 地调试送分段 300 成功。事故损失负荷2 000 MVA。2 事故查勘及处理运行和检修人员接到事故通知后，准时赶赴现场进展了事故查勘和恢复工作。2.1 一次设备检查状况110 kVA、B、C 三相分裂电
2、抗器平行布置于电抗器室内，靠近主变一侧接 3303 刀闸，另一侧接 350、360 断路器，电抗器室外侧为 350 侧，内侧为360 侧；#3 主变 10 kV 限流电抗器室靠断路器侧的 B、C 相 10 kV 母排及母排瓷瓶、墙面上有明显的放电痕迹。210 kV 母排瓷瓶及地面积灰较重主变站在主要大路旁地面未见小动物尸体及其他异物。（3） 主变三侧断路器均在分闸位置。（4） 主变及三侧其他设备未觉察特别。（5） 绝缘子全通道沿面闪络。2.2 继电保护装置动作及检查状况（1） #3 主变保护装置双重化共两套主保护，一套是CE 公司 T60 型，另一套是南瑞继保 RCS978E 型均“差动保护动
3、作”信号灯亮。（2） #3 主变 10 kV 侧 10 台套开关柜保护侧控装置中，有 5 套装置发“ 接地”故障告警信号。（3） 通过对#3 主变保护装置故障录波图分析，觉察：主变低压侧分支 350、 360 开关均根本无故障电流，初步推断故障点不在 10 kV 出线侧。主变中压侧 A、B 相故障电流相位全都，大小根本一样，C 相故障电流相位为 A、B 相故障电流的 2 倍，且与 A、B 相相位相反。初步推断#3 主变低压侧发生两相相间短路故障。A、B、C 三相差流分别为 1.11 Ie、1.10 Ie、2.21 Ie，已到达差动保护动作定值。从监控系统报文和保护故障波形分析可知，#3 主变低
4、压侧首先发生 C 相接地短路故障，约 2 s 后进展为 B、C 两相接地相间短路故障，主变差动保护动作跳闸。2.3 事故前芙蓉变电站运行方式220 kV I 母：602、610 及 6X14 运行状态；220 kV II 母：604、620、630 及 6X24TV 运行状态；220 kV 母联：600 运行状态；#1 主变：主变及 610、510、310、320 运行状态，6X16、5X16 合闸位置； #2 主变：主变及 620、520、330、340 运行状态，6X26、5X26 分闸位置； #3 主变：主变及 630、530、350、360 运行状态，6X36、5X36 合闸位置； 1
5、10 kV I 母：506、514、518、510 运行状态；110 kV II 母：520 运行状态；508 热备用状态；110 kV IV 母：516、522、524、530 运行状态；110 kV 母联：500I、II、550I、IV运行状态；540II、IV热备用状态；10 kV：I、II 段负荷由 1 号主变 310、320 分供，III、IV 负荷由 2 号主变 330、340 分供；V、VI 段负荷由 3 号主变 350、360 分供。10 kV 母联：300VI、I、370II、III、380IV、V热备用状态；341#12 电容器、331#9 电容器、323#8电容器处检修；
6、339#11 电容器、321#7 电容器、315#5 电容器、309#4 电容器、303#2 电容器断路器切近控。站用变：314#1 接地站用变，348#2 接地站用变、368#3 接地变热备用，外接站用电源为政力线 322，接至#3 站用变热备用状态；41B 开关供 0.38 kV I段，42B 开关供 0.38 kV II 段，40B 开关热备用状态，#3 消弧线圈未投。2.4 事故抢修及主变检查事故后，对受损的 10 kV 母排进展了修复，更换了 6 只存在放电现象的母排瓷瓶，并对#3 主变进展了检查性试验，试研院对主变进展了绕组变形检查，未见主变特别。2.5 事故后诊断分析试验状况事故
7、后，试研院抽取了两只事故支柱绝缘子进展了耐污闪试验检查，试验状况如下：两只支柱绝缘子依据 e 级污区进展人工污秽试验： ESDO0.3 mg/cm2， NSDD2.0 mg/cm2。在干条件下，进展短时工频耐受电压试验；在凝露条件下， 进展外绝缘的放电试验。（1） 环境温度：24.5 ，湿度：67.8%时，进展干条件下的短时工频耐受电压试验，试验电压：42 kV，时间：1 min，沿面无闪络。（2） 环境温度：24.5 ，湿度：67.8%时，进展凝露条件下的外绝缘的沿面闪络试验，支柱 1 的平均闪络电压为：12 kV，支柱 2 的平均闪络电压为：11 kV。在 4 kV 开头均不同程度消灭局部
8、放电。（3） 爬电距离约为 230 mm，漏电比距为 20 mm/kV，小于我省十八项电网重大反事故措施7.1.2 条中室内设备外绝缘配备泄漏比距不低于22 mm/kV爬电距离不低于 253 mm。2.6 历史检修状况芙蓉变#3 主变上一次停电检修试验时间为 2023 年 4 月 15 日，主变及三侧一次设备均试验合格，限流电抗器室 10 kV 母排通过了耐压试验。3 事故缘由分析（1） 事故发生时，芙蓉变电站无操作、无雷击，排解过电压导致短路事故的可能。（2） 变电站事故地点未觉察小动物尸体及其他异物，绝缘子全通道沿面闪络，电抗室温度高于 40 ，一般小动物很少进入，因此，排解小动物短路的可
9、能。（3） 芙蓉变#3 主变上一次停电检修试验时间为 2023 年 4 月 15 日，主变及三侧一次设备均试验合格，限流电抗器室 10 kV 母排通过了耐压试验。（4） 事故后对有放电痕迹的 10 kV 母排瓷瓶进展检查，仍能通过 42 kV 干耐受试验。（5） 事故发生当天，长沙地区气温骤降近 20 。为此，要求试争论院对两只同型号 10 kV 母排瓷瓶进展了人工污秽e 级模拟试验，试验觉察：在凝露条件下，支柱瓷瓶外绝缘的沿面闪络电压只有 1112 kV，在 4 kV 时即消灭明显局部放电现象。（6） 依据芙蓉变#3 主变 10 kV V、VI 段母线的电缆长度估算电容电流在 70A 左右，
10、消弧线圈容量为 400 kVA，补偿容量不够，再加之把握装置许继生产 插件 2023 年损坏，未能投入。依据以上状况，分析本次事故缘由为：8 月 29 日下午及晚间，长沙地区气温大幅下降、湿度加大，空气循环通道由电缆井进入，电抗器室上端排出，加之受变电站运行环境影响，母排支柱瓷瓶积灰较为严峻，导致 10 kV 母排 C 相支柱瓷瓶在运行电压下发生全通道沿面放电，造成 C 相单相接地故障。因 10 kV 侧中性点为不接地系统，单相接地时故障电流很小，故此时主变差动保护未动作。C 相接地故障持续存在，消弧线圈未能投入，电弧不能熄灭，持续存在，约 2 s 后，弧光过电压导致B、C 两相接地相间短路故
11、障，短路电流快速增大，此时主变差动保护动作，最终导致#3 主变跳闸。4 防范措施（1） 依据实测V、VI 段母线的电容电流，核算消弧线圈容量，尽快投入消弧线圈或承受小电阻接地方式，坚决杜绝“火烧连营”事故发生。（2） 按挨次更换该变电站全部室内 10 kV 母排支柱瓷瓶，加大爬电距离， 瓷瓶有效爬电距离按不小于 25 mm/kV 选取。水平安装不建议承受大小伞群防污型绝缘子，考虑到 3 号主变已进展了清扫，从 1、2 号主变开头更换。（3） 对限流电抗器室内的 10 kV 母排进展热塑绝缘处理。（4） 运行人员加强巡察力度，觉察特别状况，应马上组织分析，尽快处理。（5） 开展同类问题的清理排查，消退隐患。220 kV Main Transformer Hibiscus Change # 3 “8.30” Tripping Accident AnalysisXie PeileiAbstract: The main change after the accident and the accident site survey, analyze the causes and develop measures to prevent accidents.Key words: accident analysis; precautions
