轉載。

一、事故發生經過和救援檢查情況

（一）事故前工況

2021 年07 月10 日19 時58 分，安徽某電廠1 號、2 號機組正常運行，1 號機組負荷610MW，2 號機組負荷620MW，220kV 雙母線并列正常方式運行，01號啟備變掛Ⅱ母。

（二）事故發生經過

2021 年07 月10 日19 時58 分，1 號、2 號機組正常運行，1 號機組負荷610MW，2 號機組負荷620MW，220kV 雙母線并列正常方式運行。

19 時58 分33 秒，1 號主變差動保護動作，機組跳閘，廠用電切換正常。火災報警裝置發“1 號主變區域火災”報警信號，就地檢查1 號主變高壓側起火，壓力釋放閥動作，A 相高壓套管檢修手孔門爆破。

20 時02 分06 秒，2 號主變差動保護動作，機組跳閘，廠用電切換正常。全廠對外停止供電。

20 時04 分35 秒，1 號主變消防水噴淋啟動噴水。

20 時18 分，01 號啟備變高壓側開關在合閘狀態，1 號、2 機6kV 工作A、B 段備用電源進線開關跳閘，雙機廠用電失電，1 號、2 機組柴發聯鎖啟動正常。220KV 母線及出線運行無異常。

21 時00 分，1 號主變處火情全部消除。

電力安全生產，

2021年7月10日19:58，安徽某電廠#1主變A相出線套管著火，主變差動保護動作，機組跳閘。20:02，#2機組主變差動保護動作，機組跳閘。 一、非停原因 #1機組：#1主變高壓側A相發生接地故障，主變差動保護動作。#2機組：控制室在主廠房固定端，#2機組部分控制電纜布置在#1主變上方，受#1主變著火影響而燒損，主變差動保護動作。 二、暴露問題 隱患排查不到位、不徹底，對#1主變及周邊電纜存在的風險未有效辨識。 三、措施要求 1．迎峰度夏期間，加強用熱成像儀對主變、套管及配電設備設施的檢查力度，及時發現過熱部位，杜絕電氣設備故障。 2．加強變壓器油色譜分析管理，在關注油中總烴含量的同時，也要關注氫、甲烷、乙烯、乙炔的比值關系，盡早發現變壓器內部過熱隱患。 3．技改項目要合理規劃電纜路徑，避免多臺機組的重要電纜布置在同一電纜橋架、溝槽內。 4．落實二十五項反措要求，排查有無電纜通道鄰近熱力管線、腐蝕性、易燃易爆介質管道的隱患，做好相關防范措施。#主變著火#火電

視頻號

（三）事故救援情況

1.事故發生后，公司領導及相關人員第一時間趕到現場，立即啟動火災應急預案，報火警，廠內消防隊和縣消防隊接到報警后，很快趕到現場施救。隨后，安徽某電廠立即向公司、國家能源局華東監管局進行報告。并成立現場應急指揮部及應急小組，組織開展應急處置和設備搶修工作，確保應急過程中人員及設備安全。經過1 小時2 分鐘，現場明火撲滅，無人員傷亡。

2.集團高度重視本次事故，緊急成立搶修小組，第一時間趕到現場開展事故救援及搶修工作。

3.經過搶修，2 號機組于2021 年7 月19 日22 時36 分恢復并網發電。

（四）事故檢查情況

1.保護動作情況

19:58:33:8791 1 號主變差動保護動作；

19:58:33:9079 1 號主變高壓側斷路器跳開；

19:58:33:914 1 號主變壓力釋放閥變位由0 變1；

19:58:33:942 1 號主變重瓦斯變位由0 變1；

19:58:33:946 1 號主變斷路器故障聯跳變位由0變1；

19:58:33:980 1 號主變輕瓦斯變位由0 變1；

20:02:06.7103 2 號主變差動保護跳閘。

2.1 號主變區域檢查情況

1 號主變及附近設備、電纜燒損，設備設施及墻體熏黑，上方3 層電纜橋架電纜燒損；1-3 號散熱風扇燒損并漏油；A相升高座接線手孔蓋板及CT 端子盒崩開掉落，3 個壓力釋放閥動作噴油，A 相頂針因爆炸飛出；A 相側變壓器殼體加強筋焊縫開裂；A 相GIL 母管（鋁質）燒熔掉落；GIS 匯控柜內電纜燒損、盤柜表面熏黑。

3.1 號主變內部檢查情況

1 號主變B 相無載開關軸與開關之間斷開；高壓下部導油盒上表面有可見絕緣碳化物和絕緣碎屑，導油盒及鐵心夾件上有明顯污染；A 相高壓均壓球脫落，安裝孔撕裂，高壓引線絕緣脫落；其中一根高壓引線電纜上有燒蝕痕跡，對應升高座內壁有放電痕跡。

4.1 號主變A 相套管檢查情況

對1 號主變A 相高壓套管拆解后發現套管背向末屏接地點側表面光滑，附著碳化物，非火燒特征；套管末屏接地點側軸向有貫穿性燒損通道，其中末屏范圍有3 道裂縫，裂口部位呈由內向外狀，且局部裂縫有膠狀碳化碎塊；A 相電流互感器B 相側（套管燒損處）嚴重燒損碳化，其余部分絕緣為本色；套管末屏接地引線絕緣燒損碳化，引出線孔洞內積有碳化碎屑，末屏接地引線斷開，末屏內部接地點周圍嚴重燒損碳化；A 相高壓繞組4 個接線端子外觀檢查無過熱現象，直流電阻測試和X 光拍片未見異常。

5.1 號主變油色譜分析情況

1 號主變壓器在線色譜數據與取樣分析數據趨勢顯示各組分氣體呈緩慢上升趨勢，產氣率較低。其中乙烯從2018年11 月19 日投入運行前的0ppm 持續增長，到2021 年1 月11 日升高到19.13ppm，增長相對明顯。

6.1 號主變壓器故障后絕緣和繞組試驗情況故障后進行1 號主變壓器絕緣試驗和直流電阻試驗，直阻和絕緣未見異常。

7.1 號主變高壓套管末屏在線監測裝置檢修情況1 號主變2018 年11 月投運以來，在2020 年9 月機組C時對主變進行了預防性試驗，未進行主變高壓套管末屏對地絕緣電阻、電容量和介損試驗，未拆接套管傳感器。

二、事故造成的人員傷亡和直接經濟損失

（一）人員傷亡情況

無人員傷亡。

（二）設備損失情況

1 號主變高壓側GIL 及套管、變壓器油、部分電纜橋架及電纜燒損，外墻鋁飾板、屋頂不同程度受損。直接經濟損失76.7 萬元。

三、事故原因及事故性質

（一）事故直接原因

1 號主變A 相高壓套管末屏運行中接地不良，產生高電位懸浮放電、發熱，造成套管末屏絕緣和引線絕緣損壞，主變內部發生短路接地、噴油著火。

1號主變高壓套管加裝了末屏在線監測裝置，末屏引線經過（末屏接地端子-套管傳感器內部過渡導電桿-過渡接地銅片-傳感器外殼-接地端子金屬固定座-金屬座4個固定螺釘-法蘭）6個環節接地。2018年11月投產以來，1號主變及高壓套管未安排過檢修、試驗，套管末屏接地裝置未進行過拆、接作業。運行中末屏接地不良，持續高電位懸浮放電造成末屏接地點處絕緣燒損和套管沿面爬電燒蝕發熱，最終發展為沿面對法蘭擊穿接地故障，短路電弧產生的巨大能量，使油箱內部壓力瞬間急劇升高，均壓球脫落，引發接線端子對升高座內壁二次放電接地故障，導致壓力釋放器動作，升高座手孔蓋板、CT端子盒崩落，手孔處噴油著火。

（二）事故擴大原因

1 號主變、01 號啟備變同室布置。01 號啟備變、1 號主變、2 號主變至GIS 室各屏柜信號、保護、通訊等電（光）纜全部敷設在1 號主變上方同一個電纜通道橋架上。1 號主變著火后，將1 號主變、2 號主變和01 號啟備變一、二次電纜全部燒毀，造成兩臺機組跳閘，全廠失電。

（三）事故性質

一般設備事故。

四、事故暴露出的問題

（一）設備質量不合格

產品結構設計不合理，1 號主變高壓套管末屏加裝在線監測裝置，導致末屏接地環節增多，傳感器緊固不牢、內部彈簧松弛、銅片虛接均會引起接地不良，通過固定螺栓作為接地終端不符合末屏接地要求。主變生產廠家對外購部件質量把關不嚴，選用了加裝存在較高安全風險的末屏在線監測裝置的高壓套管，對本次事故負主要責任。

（二）設計施工不合規

1 號主變、01 號啟備變同室布置，兩臺機組及公用系統電纜敷設在同一個電纜通道橋架，嚴重違反GB 50229-2006《火力發電廠與變電站設計防火規范》。基建工程方案審查和質量驗收把關不嚴，未能發現并糾正設計施工不合規問題。

（三）設備維護不到位

運行維護工作不規范，未按規定開展變壓器油色譜分析、高壓套管末屏在線數據監測分析和主變紅外測溫工作，未能及時發現變壓器油關鍵氣體組分指標變化和變壓器局部過熱等異常情況。高壓套管未按規程規定進行相關試驗。

（四）消防處置能力不足

主變區域消防管道布置不合理，違反GB 50219-2014《水噴霧滅火系統技術規范》，套管升高座孔口未設置水霧噴頭；消防系統日常維護工作不到位，消防水管道未充壓、系統啟動邏輯設置延時，致使主變消防噴淋延遲6 分鐘；消防人員技能水平不足，專職消防隊員對消防水槍和消防車水箱連接操作不熟練。

五、事故責任認定及處理

（一）相關單位事故責任及處理意見

主變生產廠家生產供應的主變質量不合格，應對本次事故負主要責任。設計院防火設計不符合規范要求，應對本次事故擴大負主要責任。責成能源公司根據合同規定依法對相關單位進行追償，并視情況按照集團供應商失信管理實施細則采取包括但不限于暫停、取消投標人/報價人資格等處置措施。

（二）能源公司及安徽某電廠事故責任及處理意見

1.能源公司對安徽某電廠安全生產監督管理不到位，對本次事故負管理責任。由集團公司按相關考核辦法進行績效考核。

2.安徽某電廠安全生產主體責任落實不到位，技術審查把關不嚴，反事故措施落實不力，是本次事故的發生單位。中斷安徽某電廠連續安全生產記錄并由能源公司按照相關考核辦法進行績效考核。

（三）對安徽某電廠相關責任人的處理意見

1.黨委書記、執行董事，對本次事故負主要領導責任，給予警告處分，考核10000 元；

2.黨委副書記、總經理，對本次事故負主要領導責任，給予警告處分，考核10000 元；

3.黨委委員、副總經理，對本次事故負安全生產分管領導責任，給予記過處分，考核8000 元；

4.黨委委員、總工程師，對本次事故負生產技術分管領導責任，給予記過處分，考核8000 元。

5.其他相關責任人由安徽某電廠依據廠內安全生產考核相關管理辦法進行考核并報能源公司同意。

六、事故防范和整改措施建議

1.制定主變高壓套管末屏接地方式優化方案，拆除末屏在線監測裝置，工作完成前制定專項控制措施，加強巡視檢查。

2.根據防火、消防相關技術規范對1 號主變上方電纜及防火隔離、主變噴淋裝置、消防邏輯進行整改。

3.組織對照標準、規范全面檢查設備運行、維護管理定期工作標準及完成質量，規范開展變壓器、GIS 配電裝置等設備紅外熱成像檢測及變壓器油色譜分析工作。

4.對照技術規范和反事故措施針對基建設計、安裝開展專項隱患排查和治理。

5.制定專職消防人員教育培訓和演練計劃，完善日常訓練科目，加強培訓演練考評，確保實戰能力合格。加強專業技術人員培養，提升專業技術人員技能水平和責任心。

6.能源公司組織落實對相關單位的事故追償工作，并作為年度重點工作向集團公司進行匯報。

附件：

1.安徽某電廠全廠停電分析報告

2.1號主變消防啟動記錄

附件1.安徽某電廠全廠停電分析報告

1. 基本情況

安徽某發電有限責任公司安裝有2 臺660MW 發電機組，以發電機-變壓器組單元接線接入220kV 系統，1 號主變壓器為某變壓器集團有限公司生產，型號為SFP-780000/220，容量為780MVA，于2018 年11 月投運，主要銘牌參數如表所示：

1 號主變壓器高壓套管使用干式玻璃鋼套管，具體參數如表：

1 號主變壓器配套在線檢測設備，包括玻璃鋼套管自診斷系統和在線油色譜檢測裝置，具體信息如表：

電氣主接線為220kV 雙母線接線，共有8 個間隔，采用SF6 屋內GIS 高壓配電裝置，220kV GIS 室布置在13.7m 層。1 號主變、高廠變和#01 啟備變均布置在A 列外0m 層，主變和啟備變到GIS 設備采用SF6 封閉母線（GIL）連接。13.7m 層220kV GIS 室外設有出線平臺，共兩條出線，布置在A 列外主變場地上方，平臺上安裝了出線GIS 終端、避雷器和電壓互感器。

2. 故障前工況

2021 年07 月10 日19 時58 分，1 號、2 號機組正常運行，1 號機組負荷610MW，2 號機組負荷620MW，220kV 雙母線并列正常方式運行，01號啟備變掛Ⅱ母。磨煤機、送風機、引風機、一次風機、汽動給水泵等輔機運行正常，機組AGC、AVC、一次調頻投入。

3. 故障經過

19 時58 分33 秒，1 號機組主變差動保護動作，機組跳閘，廠用電切換正常。火災報警裝置發“1 號主變區域火災”報警信號。就地檢查1 號主變高壓側起火，壓力釋放閥動作，A 相高壓套管檢修手孔門爆破，當值值長立即通知廠內消防隊，組織值班人員共計約15 人

開始滅火。

20 時02 分06 秒，2 號機組主變差動保護動作，機組跳閘，廠用電切換正常。

20 時04 分35 秒，1 號主變消防水噴淋啟動噴水。

20 時06 分，撥打縣消防大隊119 火警電話請求滅火。

20 時09 分，廠內兩輛消防車及專職消防人員8 人到場開展滅火。

20 時18 分，1 號、2 機6kV 工作A、B 段備用電源進線開關跳閘，

廠用電失電，1 號、2 機組柴油發電機自啟動正常。啟備變高壓開關、線路開關保持運行狀態，220KV 母線及出線運行無異常。

20 時30 分,縣119 火警消防隊一輛指揮車和兩輛消防車共14 人到達現場開展滅火。

21 時00 分,滅火完畢。

4. 現場檢查情況

4.1 1 號主變壓器現場整體情況

由于1 號主變著火，變壓器及附近設備、電纜燒損，設備設施及墻體熏黑（圖1）。

圖1 1號主變壓器現場照片

4.2 1 號主變壓器外部檢查情況

1）A 相升高座接線手孔蓋板及CT端子盒崩開掉落，3 個壓力釋放閥動作噴油，其中A 相頂針因爆炸飛出（圖2）。

圖2 手孔蓋板及CT端子盒崩開

2）A 相側油箱受內部壓力加強筋焊縫開裂（圖3）。

圖3 加強筋焊縫開裂

3）1 號主變壓器第1、2、3 號散熱風扇燒損并有漏油（手孔蓋板飛出砸漏，圖4）。

圖4 第1、2、3號散熱風扇燒損

4）GIS 設備檢查情況

1 號主變壓器A 相GIL 母管（母管材質為鋁質）燒熔掉落，立靠在變壓器第1 組冷卻器上（圖5），GIS 匯控柜內電纜燒損、盤柜表面熏黑（圖6）。

圖5 A 相GIL 母管燒熔斷裂掉落

圖6 GIS 匯控柜內電纜燒損、盤柜表面熏黑。

5）電纜設施燒損情況

1 號主變壓器著火，導致上方3 層電纜橋架電纜燒損（圖7）。

敷設的電纜為01 號啟備變、1 號主變、2 號主變至GIS 室各屏柜信號、保護、通訊等電（光）纜。

圖7 主變上方電纜燒損

4.3 1 號主變壓器試驗情況

故障后進行1 號主變壓器絕緣試驗和直流電阻試驗，具體結果如下表，直阻和絕緣未見明顯異常。

試驗時間：2021 年7 月12 號主變油溫：41℃繞組溫度：42℃濕度：73%

4.4 1 號主變壓器內檢情況

進入變壓器內部檢查,發現以下問題，其它未見異常。

1）B 相無載開關軸與開關之間斷開。

2）高壓下部導油盒上表面有可見絕緣碳化物和絕緣碎屑，導油盒及鐵心夾件上有明顯污染（圖8、圖9）。

圖8 導油盒上表面碳化物

圖9 鐵心夾件表面碳化物

3）A 相高壓均壓球脫落，高壓引線絕緣脫落（圖10）。均壓球安裝孔撕裂（圖11），其中一根高壓引線電纜上有燒蝕痕跡（圖12），對應升高座內壁有放電痕跡（圖13）。

圖10 均壓球、絕緣脫落

圖11 3 個安裝孔撕裂

圖13 引線電弧燒損

圖14 內壁放電點

4.5 1 號主變壓器保護動作分析

1 號主變壓器故障，主變差動保護、主變壓力釋放、主變重瓦斯、主變輕瓦斯等保護相繼動作出口，保護動作正確，廠用電切換正常（詳見附件1 保護動作分析）。

4.6 1 號主變壓器故障前絕緣油色譜分析

1 號主變壓器在線色譜數據與離線數據無明顯異常，在線色譜數據與離線數據趨勢一致，呈緩慢上升趨勢。故障前在線數據顯示無異常變化，各組份未超過注意值（詳見附件2），但乙烯含量較高，分析可能與A 相套管異常有關。

4.7 1 號主變A 相高壓套管拆解分析

1）套管背向末屏接地點側表面光滑，附著碳化物，無燒損痕跡（圖15）。套管末屏接地點側燒損嚴重，縱向有貫穿性燒損通道（圖16），其中末屏范圍有3 道開裂，裂口部位呈由內向外狀，且局部裂縫有膠狀碳化碎塊，分析應為末屏流經短路電流燒損過熱所致。

圖15 套管表面情況

圖16 末屏接地惻貫穿燒損

2）套管末屏接地引線絕緣燒損碳化，引出線孔洞內積有碳化碎屑，末屏接地引線與末屏斷開（圖17）。從法蘭根部切斷套管檢查，末屏內部接地點周圍嚴重燒損碳化（圖18），對應套管表面縱向有貫穿性燒損通道，判斷此部位應為首發故障接地點，燒損碳化應為末屏接地不良懸浮放電和接地故障所致。

圖17末屏接地點外部燒損

圖18末屏接地點內部燒損

3）套管電流互感器水平布置，與套管燒損部位對應的區域嚴重燒損碳化（圖17、18）。燒損碳化應為接地短路電弧所致。

圖17 CT燒損情況

圖18 CT燒損情況

4）升高座內壁手孔上方及偏左區域無火燒碳化現象，說明升高座內應無被長時間火燒情況，發黑部分應為電弧高溫分解物附著（圖19、20）。

圖19 升高座內壁污染情況

圖20 升高座內壁局部無燒損

5）A 相套管接線端子均壓球固定壓圈向下變形（圖21、22），均壓球固定孔受向下推力變形撕裂脫落，均壓球內表面光亮無燒蝕，說明受力來自其上部短路能量釋放產生油流、氣流沖擊脫落。

圖21 均壓球平面壓圈變形

圖22 正常B 相裝配

6）接線端子檢查分析

對A 相高壓繞組4 個接線端子（其中1 個放電燒損）進行接觸情況檢查，外觀檢查無過熱現象，直流電阻測試和X 光拍片未見異常，排除接線端子過熱燒損的可能。

解體分析結論：

根據上述故障現象及解體情況，結合保護動作分析，判斷A 相套管升高座內部末屏接地點部位（對應CT 燒損最嚴重部位）應為首發接地故障點，短路產生的巨大能量釋放，使油箱內部壓力瞬間急劇升高，導致壓力釋放器動作，升高座手孔蓋板、CT 端子盒崩落，均壓球脫落，手孔處噴油著火。噴油并均壓球脫落后，引發接線端子對升高座內壁二次放電接地故障（圖23）。

首發短路路徑：套管接線端（高電位）-----套管椎體表面----電容末屏半導電層-----套管法蘭（接地）。也就是套管表面貫穿燒損部分為放電接地通道。

圖23 故障示意圖

5. 事故原因分析

5.1 1 號主變故障分析

1 號主變A 相高壓套管升高座內接地短路故障，導致變壓器噴油著火。套管故障接地原因應為：1號主變高壓套管加裝了末屏在線監測裝置，末屏接地引線經過（末屏接地端子-套管傳感器內部過渡導電桿-過渡接地銅片-傳感器外殼-接地端子金屬固定座-金屬座4個固定螺釘-法蘭）6個環節接地（圖24、25），運行中套管電容末屏接地不良，導致套管各級電容屏電位分布改變，末屏產生高電位懸浮放電，引起末屏接地點處絕緣燒損和套管沿面爬電燒蝕發熱，最終發展為沿面對法蘭擊穿接地故障。

圖24 末屏接地示意圖

圖25 套管傳感器與接地端子

5.2 全廠停電原因分析

1 號主變、01 號啟備變同室布置。01 號啟備變、1 號主變、2 號主變至GIS 室各屏柜信號、保護、通訊等電（光）纜全部敷設在1 號主變上方同一個電纜通道橋架上。1 號主變著火后，將1 號主變、2號主變和01 號啟備變一、二次電纜全部燒毀，造成兩臺機組跳閘，啟備變跳閘，全廠停電，事故擴大。

6. 暴露問題

1）設備質量不合格。產品結構設計不合理，1 號主變高壓套管末屏加裝在線監測裝置，導致末屏接地環節增多，傳感器緊固不牢、內部彈簧松弛、銅片虛接均會引起接地不良，通過固定螺栓作為接地終端不符合末屏接地要求。主變生產廠家對外購部件質量把關不嚴，選用了加裝存在較高安全風險的末屏在線監測裝置的高壓套管。

2）設計施工不合規。1 號主變、01 號啟備變同室布置，兩臺機組及公用系統電纜敷設在同一個電纜通道橋架，嚴重違反GB50229-2006《火力發電廠與變電站設計防火規范》。基建工程方案審查和質量驗收把關不嚴，未能發現并糾正設計施工不合規問題。

3)設備維護不到位。1 號主變2018 年11 月投運，在2020 年9月機組C 時，對主變進行了預防性試驗，但未對高壓套管單獨進行試驗，未對套管傳感器（末屏接地點）進行拆接，未能及時掌握套管參數的變化情況和末屏接地狀態。1 號主變高壓套管在線監測裝置具備就地顯示、報警功能，不具備遠傳信息和存儲功能，功能不完善；故障前未見故障報警信息，也無日常點檢巡檢記錄和數據統計分析，監督管理不到位。1 號變壓器油色譜數據中總烴有持續緩慢升高趨勢，雖未超出注意值，但乙烯含量較高，未能引起注意和深入分析。變壓器等重要電氣設備紅外成像檢測工作不規范，紅外成像測溫記錄和紅外成像畫面不全面、不具體，不能反映設備實際運行情況。

4）消防設施不合理。主變區域消防管道布置不合理，違反GB50219-2014 《水噴霧滅火系統技術規范》，套管升高座孔口未設置水霧噴頭；消防系統日常維護工作不到位，消防水管道未充壓、系統啟動邏輯設置延時，致使主變消防噴淋延遲6分鐘。

7. 建議措施

1）拆除變壓器高壓套管末屏在線監測裝置，優化改造接地方式。改造前制定專項控制措施，加強檢查巡視，確保末屏接地良好。

2）根據防火、消防相關技術規范和反事故措施，對1 號主變上方電纜及防火隔離、主變噴淋裝置、消防邏輯存在的問題進行整改，對基建設計、安裝開展專項隱患排查和治理。

3）加強油色譜在線監測裝置管理，保證裝置正常投入，對數據及時采集和分析。加強油色譜分析工作，關注油中總烴含量的同時，也要關注各特征氣體的含量和變化趨勢，盡早發現和消除變壓器內部存在的潛伏性隱患。

4）規范設備巡檢、熱成像及電氣試驗管理工作，定期開展變壓器、GIS 配電裝置等設備紅外熱成像檢測工作，對易發熱部位進行精準檢測，在高溫大負荷期間增加檢測頻次，加強檢測數據和試驗數據的分析和管理。

附件1. 保護動作分析

1、1 號主變差動保護動作分析

圖1 1 號主變故障錄波器波形圖1

從調取的1#發變組故障錄波器的波形可知，在圖1 的T1 坐標2021 年7 月10 日19:58:33.8435 時刻，1 號主變高壓側A 相發生單相接地故障，T2 時刻19:58:33.8791 時刻，主變差動保護動作，19:58:33.9079 時刻，主變高壓側斷路器跳開。

圖2 1 號主變故障錄波器波形圖2

從圖2 顯示可知，在圖2 的坐標T1 時刻至T2 時刻時間范圍內，主變高壓側故障電流從6.1KA 將至0，而在坐標T2 時刻，主變高壓側自產零序電流為6.38KA，主變高壓側中性點零序電流為13.71KA，說明此時T2 時刻，主變高壓側A 相CT 已斷線（故障錄波器的主變高壓側電流取自主變高壓側套管CT，主變差動保護的電流取自GIS 開關上的CT）。

圖3 1 號發變組保護裝置動作報告1

圖4 1 號發變組保護裝置動作報告2

圖3 是1 號發變組保護裝置記錄的故障數據及波形，圖3 的通道4 是主變高壓側差動保護所用的電流，取自主變高壓側GIS 開關上的CT，變比為4000/1，結合圖2 和圖3，可知故障時主變高壓側A 相短路電流穩態值曾達到39KA，根據系統阻抗、主變參數和短路電流計算，220KV 母線單相接地短路，在大方式下，由系統提供的短路電流為29.65KA，圖4 是1 號發變組保護裝置的動作報告，由圖4 可知，保護啟動后，是由差動速斷保護首先動作，差動速斷保護的整定值一般為5 至8 倍額定電流，用于快速切除保護范圍內的嚴重故障，因此上述各因素可知，主變高壓側A 相故障的性質為單相金屬性接地故障。1 號主變差動保護動作屬于保護正確動作。

2、1 號主變非電量保護動作分析

從上述現場照片，可知1 號主變非電量保護動作順序如下：

19:58:33:914ms 主變壓力釋放閥變位由0 變1

19:58:33:942ms 主變重瓦斯變位由0 變1

19:58:33:946ms 斷路器故障聯跳變位由0 變1

19:58:33:980ms 主變輕瓦斯變位由0 變1

以上情況，可能出現的原因是由于受熱，壓力變化在產氣前出現，導致壓力釋放首先動作，然后油流沖擊擋板導致重瓦斯動作。

3、1 號主變故障廠用電切換后備用進線失電的分析

圖5 1 號主變差動保護動作后，1 號機組6KV 母線電壓波形1（時間19:58:33）

圖6 1 號主變差動保護動作后，1 號機組6kV 母線電壓波形2（時間20:15:56）

從圖5 可知，當日時間19:58:33，主變差動保護動作后，1 號機組6kVA、B 段工作進線開關跳開后，6kV 母線電壓正常，說明廠用電切換正常動作。至當日時間20:15:56，從圖6 可知，6kVA 段母線電壓呈衰減消失狀態，6kVB 段母線電壓正常。根據6kV 母線電壓衰減消失的狀態，結合2012 年7 月12 日現場檢查1 號機組6kV 備用進線開關的CT 二次回路呈開路狀態的結果，分析圖6 時間，錄波啟動時6KV 備用進線開關由于二次電纜損壞，開關已跳開，母線電壓所呈現的衰減是由于6kV 母線所帶的高壓電機的反饋電壓所致。

4、2 號主變差動保護動作分析

圖7 2 號主變差動保護動作時故障錄波器錄取波形圖（2 號發電機機端-2 號主變高壓側）

圖8 2 號主變差動保護動作時矢量分析圖（2 號發電機機端-2 號主變高壓側）

圖9 2 號主變差動保護動作時故障錄波器錄取波形圖（2 號高廠變高壓側-2 號主變高壓側）

圖10 2 號主變差動保護動作時矢量分析圖（2 號高廠變高壓側-2 號主變高壓側）

從圖7 時間2021-7-10 20:02:06.7103 時刻2 號主變差動保護跳閘時，2 號主變的高壓側電流、2 號發電機機端電流的矢量分析如圖8 所示，此時由2 號發電機機端對2 號主變高壓側所構成的差動回路，并沒有差動電流，2 號主變的高壓側電流與2 號發電機機端電流的矢量正常。同理，圖9 時間2021-7-10 20:02:06.7103 時刻2 號主變差動保護跳閘時，2 號主變的高壓側電流、2 號高廠變高壓側電流的矢量分析如圖10 所示，此時由2 號高廠變高壓側對2 號主變高壓側所構成的差動回路，并沒有差動電流，2 號主變的高壓側電流與2 號高廠變高壓側電流的矢量正常。結合2012 年7 月12 日現場檢查2 號主變高壓側GIS 開關CT 二次回路呈開路狀態的結果，分析由于2 號發變組保護的控制電纜損壞，造成2 號發變組保護裝置動作。

5、2 號發變組保護主變差動動作后，2 號機組6kV 備用進線失電分析

圖11 2 號主變差動保護動作后，2 號機6kV 母線電壓波形1（時間2021-7-1020:02:06）

圖12 2 號主變差動保護動作后，2 號機6kV 母線電壓波形2（時間2021-7-1020:18:38）

從圖11 可知，當日時間20:02:06，2 號主變差動保護動作后，2號機組6kVA、B 段工作進線開關跳開后，6kV 母線電壓正常，說明廠用電切換正常動作。至當日時間20:18:38，從圖12 可知，6kVB 段母線電壓呈衰減消失狀態，6kVA 段母線電壓正常。根據6kV 母線電壓衰減消失的狀態，結合2012 年7 月12 日現場檢查2 號機組6kV 備用進線開關的CT 二次回路呈開路狀態的結果，分析圖12 時間，錄波啟動時6KV 備用進線開關由于二次電纜損壞，開關已跳開，母線電壓所呈現的衰減是由于6kV 母線所帶的高壓電機的反饋電壓所致。

6、其他保護動作情況

GIS 升壓站和網控樓控制電纜燒損，導致基礎數據沒有真實性，二次設備動作和信號不具備分析條件，其他保護動作情況不再分析。

附件2. 1 號主變壓器絕緣油色譜分析

1、油色譜分析數據情況

1 號主變壓器投入運行以來，從2018 年11 月19 日至2019 年08月20 日的油樣色譜分析數據缺失，只能對2019 年8 月20 日至2021年4 月14 日的油樣色譜分析數據進行分析，具體數據如表1。1 號變壓器運行期間沒有補充過絕緣油。

表1 1 號主變壓器投運后色譜數據單位：ppm

從表1 中的數據看，特征氣體的數值滿足《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》的總烴不超過150ppm，氫氣不超過150ppm 和乙炔不超過5ppm 要求。總烴絕對數值不高，但其中的乙烯占比較高。

2021 年4 月14 日色譜數據，所有的特征氣體數值均為2021 年1月11 日色譜數值的一半左右，分析原因可能是取樣問題或測量問題造成。

2、油色譜趨勢分析

1 號主變壓器投入運行以來特征氣體變化趨勢如圖1所示

圖1 特征氣體變化趨勢

從圖1 特征氣體變化趨勢中可以看出，各組份氣體總體呈緩慢上升趨勢，產氣率較低。其中乙烯從2018 年11 月19 日投入運行前的0ppm 持續增長，到2021 年1 月11 日乙烯數值漲到19.13ppm，增長相對明顯，分析變壓器內應有過熱點存在。

3、變壓器油在線檢測裝置數據分析

該變壓器安裝了變壓器油全組份色譜在線檢測裝置，其色譜數據趨勢如圖3 所示。各組份氣體基本呈緩慢上漲的趨勢，與離線數據基本保持一致。各組份氣體含量總體平穩，故障前無異常突變。

4、故障后色譜數據

故障后絕緣油色譜數據如表2 所示。

表2 1 號主變壓器故障后色譜數據單位：ppm

三比值編碼為“101”，故障類型為電弧放電。

絕緣油色譜分析報告

附件3：1 號主變預防性試驗報告

附件4. 1 號主變壓器紅外測試報告

附件3 1 號主變消防啟動記錄