安徽某发电公司全厂停电事故调查报告
转载。
一、事故发生经过和救援检查情况
（一）事故前工况
2021 年07 月10 日19 时58 分，安徽某电厂1 号、2 号机组正常运行，1 号机组负荷610MW，2 号机组负荷620MW，220kV 双母线并列正常方式运行，01号启备变挂Ⅱ母。
（二）事故发生经过
2021 年07 月10 日19 时58 分，1 号、2 号机组正常运行，1 号机组负荷610MW，2 号机组负荷620MW，220kV 双母线并列正常方式运行。
19 时58 分33 秒，1 号主变差动保护动作，机组跳闸，厂用电切换正常。火灾报警装置发“1 号主变区域火灾”报警信号，就地检查1 号主变高压侧起火，压力释放阀动作，A 相高压套管检修手孔门爆破。
20 时02 分06 秒，2 号主变差动保护动作，机组跳闸，厂用电切换正常。全厂对外停止供电。
20 时04 分35 秒，1 号主变消防水喷淋启动喷水。
20 时18 分，01 号启备变高压侧开关在合闸状态，1 号、2 机6kV 工作A、B 段备用电源进线开关跳闸，双机厂用电失电，1 号、2 机组柴发联锁启动正常。220KV 母线及出线运行无异常。
21 时00 分，1 号主变处火情全部消除。
（三）事故救援情况
1.事故发生后，公司领导及相关人员第一时间赶到现场，立即启动火灾应急预案，报火警，厂内消防队和县消防队接到报警后，很快赶到现场施救。随后，安徽某电厂立即向公司、国家能源局华东监管局进行报告。并成立现场应急指挥部及应急小组，组织开展应急处置和设备抢修工作，确保应急过程中人员及设备安全。经过1 小时2 分钟，现场明火扑灭，无人员伤亡。
2.集团高度重视本次事故，紧急成立抢修小组，第一时间赶到现场开展事故救援及抢修工作。
3.经过抢修，2 号机组于2021 年7 月19 日22 时36 分恢复并网发电。
（四）事故检查情况
1.保护动作情况
19:58:33:8791 1 号主变差动保护动作；
19:58:33:9079 1 号主变高压侧断路器跳开；
19:58:33:914 1 号主变压力释放阀变位由0 变1；
19:58:33:942 1 号主变重瓦斯变位由0 变1；
19:58:33:946 1 号主变断路器故障联跳变位由0变1；
19:58:33:980 1 号主变轻瓦斯变位由0 变1；
20:02:06.7103 2 号主变差动保护跳闸。
2.1 号主变区域检查情况
1 号主变及附近设备、电缆烧损，设备设施及墙体熏黑，上方3 层电缆桥架电缆烧损；1-3 号散热风扇烧损并漏油；A相升高座接线手孔盖板及CT 端子盒崩开掉落，3 个压力释放阀动作喷油，A 相顶针因爆炸飞出；A 相侧变压器壳体加强筋焊缝开裂；A 相GIL 母管（铝质）烧熔掉落；GIS 汇控柜内电缆烧损、盘柜表面熏黑。
3.1 号主变内部检查情况
1 号主变B 相无载开关轴与开关之间断开；高压下部导油盒上表面有可见绝缘碳化物和绝缘碎屑，导油盒及铁心夹件上有明显污染；A 相高压均压球脱落，安装孔撕裂，高压引线绝缘脱落；其中一根高压引线电缆上有烧蚀痕迹，对应升高座内壁有放电痕迹。
4.1 号主变A 相套管检查情况
对1 号主变A 相高压套管拆解后发现套管背向末屏接地点侧表面光滑，附着碳化物，非火烧特征；套管末屏接地点侧轴向有贯穿性烧损通道，其中末屏范围有3 道裂缝，裂口部位呈由内向外状，且局部裂缝有胶状碳化碎块；A 相电流互感器B 相侧（套管烧损处）严重烧损碳化，其余部分绝缘为本色；套管末屏接地引线绝缘烧损碳化，引出线孔洞内积有碳化碎屑，末屏接地引线断开，末屏内部接地点周围严重烧损碳化；A 相高压绕组4 个接线端子外观检查无过热现象，直流电阻测试和X 光拍片未见异常。
5.1 号主变油色谱分析情况
1 号主变压器在线色谱数据与取样分析数据趋势显示各组分气体呈缓慢上升趋势，产气率较低。其中乙烯从2018年11 月19 日投入运行前的0ppm 持续增长，到2021 年1 月11 日升高到19.13ppm，增长相对明显。
6.1 号主变压器故障后绝缘和绕组试验情况故障后进行1 号主变压器绝缘试验和直流电阻试验，直阻和绝缘未见异常。
7.1 号主变高压套管末屏在线监测装置检修情况1 号主变2018 年11 月投运以来，在2020 年9 月机组C时对主变进行了预防性试验，未进行主变高压套管末屏对地绝缘电阻、电容量和介损试验，未拆接套管传感器。
二、事故造成的人员伤亡和直接经济损失
（一）人员伤亡情况
无人员伤亡。
（二）设备损失情况
1 号主变高压侧GIL 及套管、变压器油、部分电缆桥架及电缆烧损，外墙铝饰板、屋顶不同程度受损。直接经济损失76.7 万元。
三、事故原因及事故性质
（一）事故直接原因
1 号主变A 相高压套管末屏运行中接地不良，产生高电位悬浮放电、发热，造成套管末屏绝缘和引线绝缘损坏，主变内部发生短路接地、喷油着火。
1号主变高压套管加装了末屏在线监测装置，末屏引线经过（末屏接地端子-套管传感器内部过渡导电杆-过渡接地铜片-传感器外壳-接地端子金属固定座-金属座4个固定螺钉-法兰）6个环节接地。2018年11月投产以来，1号主变及高压套管未安排过检修、试验，套管末屏接地装置未进行过拆、接作业。运行中末屏接地不良，持续高电位悬浮放电造成末屏接地点处绝缘烧损和套管沿面爬电烧蚀发热，最终发展为沿面对法兰击穿接地故障，短路电弧产生的巨大能量，使油箱内部压力瞬间急剧升高，均压球脱落，引发接线端子对升高座内壁二次放电接地故障，导致压力释放器动作，升高座手孔盖板、CT端子盒崩落，手孔处喷油着火。
（二）事故扩大原因
1 号主变、01 号启备变同室布置。01 号启备变、1 号主变、2 号主变至GIS 室各屏柜信号、保护、通讯等电（光）缆全部敷设在1 号主变上方同一个电缆通道桥架上。1 号主变着火后，将1 号主变、2 号主变和01 号启备变一、二次电缆全部烧毁，造成两台机组跳闸，全厂失电。
（三）事故性质
一般设备事故。
四、事故暴露出的问题
（一）设备质量不合格
产品结构设计不合理，1 号主变高压套管末屏加装在线监测装置，导致末屏接地环节增多，传感器紧固不牢、内部弹簧松弛、铜片虚接均会引起接地不良，通过固定螺栓作为接地终端不符合末屏接地要求。主变生产厂家对外购部件质量把关不严，选用了加装存在较高安全风险的末屏在线监测装置的高压套管，对本次事故负主要责任。
（二）设计施工不合规
1 号主变、01 号启备变同室布置，两台机组及公用系统电缆敷设在同一个电缆通道桥架，严重违反GB 50229-2006《火力发电厂与变电站设计防火规范》。基建工程方案审查和质量验收把关不严，未能发现并纠正设计施工不合规问题。
（三）设备维护不到位
运行维护工作不规范，未按规定开展变压器油色谱分析、高压套管末屏在线数据监测分析和主变红外测温工作，未能及时发现变压器油关键气体组分指标变化和变压器局部过热等异常情况。高压套管未按规程规定进行相关试验。
（四）消防处置能力不足
主变区域消防管道布置不合理，违反GB 50219-2014《水喷雾灭火系统技术规范》，套管升高座孔口未设置水雾喷头；消防系统日常维护工作不到位，消防水管道未充压、系统启动逻辑设置延时，致使主变消防喷淋延迟6 分钟；消防人员技能水平不足，专职消防队员对消防水枪和消防车水箱连接操作不熟练。
五、事故责任认定及处理
（一）相关单位事故责任及处理意见
主变生产厂家生产供应的主变质量不合格，应对本次事故负主要责任。设计院防火设计不符合规范要求，应对本次事故扩大负主要责任。责成能源公司根据合同规定依法对相关单位进行追偿，并视情况按照集团供应商失信管理实施细则采取包括但不限于暂停、取消投标人/报价人资格等处置措施。
（二）能源公司及安徽某电厂事故责任及处理意见
1.能源公司对安徽某电厂安全生产监督管理不到位，对本次事故负管理责任。由集团公司按相关考核办法进行绩效考核。
2.安徽某电厂安全生产主体责任落实不到位，技术审查把关不严，反事故措施落实不力，是本次事故的发生单位。中断安徽某电厂连续安全生产记录并由能源公司按照相关考核办法进行绩效考核。
（三）对安徽某电厂相关责任人的处理意见
1.党委书记、执行董事，对本次事故负主要领导责任，给予警告处分，考核10000 元；
2.党委副书记、总经理，对本次事故负主要领导责任，给予警告处分，考核10000 元；
3.党委委员、副总经理，对本次事故负安全生产分管领导责任，给予记过处分，考核8000 元；
4.党委委员、总工程师，对本次事故负生产技术分管领导责任，给予记过处分，考核8000 元。
5.其他相关责任人由安徽某电厂依据厂内安全生产考核相关管理办法进行考核并报能源公司同意。
六、事故防范和整改措施建议
1.制定主变高压套管末屏接地方式优化方案，拆除末屏在线监测装置，工作完成前制定专项控制措施，加强巡视检查。
2.根据防火、消防相关技术规范对1 号主变上方电缆及防火隔离、主变喷淋装置、消防逻辑进行整改。
3.组织对照标准、规范全面检查设备运行、维护管理定期工作标准及完成质量，规范开展变压器、GIS 配电装置等设备红外热成像检测及变压器油色谱分析工作。
4.对照技术规范和反事故措施针对基建设计、安装开展专项隐患排查和治理。
5.制定专职消防人员教育培训和演练计划，完善日常训练科目，加强培训演练考评，确保实战能力合格。加强专业技术人员培养，提升专业技术人员技能水平和责任心。
6.能源公司组织落实对相关单位的事故追偿工作，并作为年度重点工作向集团公司进行汇报。
附件：
1.安徽某电厂全厂停电分析报告
2.1号主变消防启动记录
附件1.安徽某电厂全厂停电分析报告
1. 基本情况
安徽某发电有限责任公司安装有2 台660MW 发电机组，以发电机-变压器组单元接线接入220kV 系统，1 号主变压器为某变压器集团有限公司生产，型号为SFP-780000/220，容量为780MVA，于2018 年11 月投运，主要铭牌参数如表所示：
1 号主变压器高压套管使用干式玻璃钢套管，具体参数如表：
1 号主变压器配套在线检测设备，包括玻璃钢套管自诊断系统和在线油色谱检测装置，具体信息如表：
电气主接线为220kV 双母线接线，共有8 个间隔，采用SF6 屋内GIS 高压配电装置，220kV GIS 室布置在13.7m 层。1 号主变、高厂变和#01 启备变均布置在A 列外0m 层，主变和启备变到GIS 设备采用SF6 封闭母线（GIL）连接。13.7m 层220kV GIS 室外设有出线平台，共两条出线，布置在A 列外主变场地上方，平台上安装了出线GIS 终端、避雷器和电压互感器。
2. 故障前工况
2021 年07 月10 日19 时58 分，1 号、2 号机组正常运行，1 号机组负荷610MW，2 号机组负荷620MW，220kV 双母线并列正常方式运行，01号启备变挂Ⅱ母。磨煤机、送风机、引风机、一次风机、汽动给水泵等辅机运行正常，机组AGC、AVC、一次调频投入。
3. 故障经过
19 时58 分33 秒，1 号机组主变差动保护动作，机组跳闸，厂用电切换正常。火灾报警装置发“1 号主变区域火灾”报警信号。就地检查1 号主变高压侧起火，压力释放阀动作，A 相高压套管检修手孔门爆破，当值值长立即通知厂内消防队，组织值班人员共计约15 人
开始灭火。
20 时02 分06 秒，2 号机组主变差动保护动作，机组跳闸，厂用电切换正常。
20 时04 分35 秒，1 号主变消防水喷淋启动喷水。
20 时06 分，拨打县消防大队119 火警电话请求灭火。
20 时09 分，厂内两辆消防车及专职消防人员8 人到场开展灭火。
20 时18 分，1 号、2 机6kV 工作A、B 段备用电源进线开关跳闸，
厂用电失电，1 号、2 机组柴油发电机自启动正常。启备变高压开关、线路开关保持运行状态，220KV 母线及出线运行无异常。
20 时30 分,县119 火警消防队一辆指挥车和两辆消防车共14 人到达现场开展灭火。
21 时00 分,灭火完毕。
4. 现场检查情况
4.1 1 号主变压器现场整体情况
由于1 号主变着火，变压器及附近设备、电缆烧损，设备设施及墙体熏黑（图1）。
图1 1号主变压器现场照片
4.2 1 号主变压器外部检查情况
1）A 相升高座接线手孔盖板及CT端子盒崩开掉落，3 个压力释放阀动作喷油，其中A 相顶针因爆炸飞出（图2）。
图2 手孔盖板及CT端子盒崩开
2）A 相侧油箱受内部压力加强筋焊缝开裂（图3）。
图3 加强筋焊缝开裂
3）1 号主变压器第1、2、3 号散热风扇烧损并有漏油（手孔盖板飞出砸漏，图4）。
图4 第1、2、3号散热风扇烧损
4）GIS 设备检查情况
1 号主变压器A 相GIL 母管（母管材质为铝质）烧熔掉落，立靠在变压器第1 组冷却器上（图5），GIS 汇控柜内电缆烧损、盘柜表面熏黑（图6）。
图5 A 相GIL 母管烧熔断裂掉落
图6 GIS 汇控柜内电缆烧损、盘柜表面熏黑。
5）电缆设施烧损情况
1 号主变压器着火，导致上方3 层电缆桥架电缆烧损（图7）。
敷设的电缆为01 号启备变、1 号主变、2 号主变至GIS 室各屏柜信号、保护、通讯等电（光）缆。
图7 主变上方电缆烧损
4.3 1 号主变压器试验情况
故障后进行1 号主变压器绝缘试验和直流电阻试验，具体结果如下表，直阻和绝缘未见明显异常。
试验时间：2021 年7 月12 号主变油温：41℃绕组温度：42℃湿度：73%
4.4 1 号主变压器内检情况
进入变压器内部检查,发现以下问题，其它未见异常。
1）B 相无载开关轴与开关之间断开。
2）高压下部导油盒上表面有可见绝缘碳化物和绝缘碎屑，导油盒及铁心夹件上有明显污染（图8、图9）。
图8 导油盒上表面碳化物
图9 铁心夹件表面碳化物
3）A 相高压均压球脱落，高压引线绝缘脱落（图10）。均压球安装孔撕裂（图11），其中一根高压引线电缆上有烧蚀痕迹（图12），对应升高座内壁有放电痕迹（图13）。
图10 均压球、绝缘脱落
图11 3 个安装孔撕裂
图13 引线电弧烧损
图14 内壁放电点
4.5 1 号主变压器保护动作分析
1 号主变压器故障，主变差动保护、主变压力释放、主变重瓦斯、主变轻瓦斯等保护相继动作出口，保护动作正确，厂用电切换正常（详见附件1 保护动作分析）。
4.6 1 号主变压器故障前绝缘油色谱分析
1 号主变压器在线色谱数据与离线数据无明显异常，在线色谱数据与离线数据趋势一致，呈缓慢上升趋势。故障前在线数据显示无异常变化，各组份未超过注意值（详见附件2），但乙烯含量较高，分析可能与A 相套管异常有关。
4.7 1 号主变A 相高压套管拆解分析
1）套管背向末屏接地点侧表面光滑，附着碳化物，无烧损痕迹（图15）。套管末屏接地点侧烧损严重，纵向有贯穿性烧损通道（图16），其中末屏范围有3 道开裂，裂口部位呈由内向外状，且局部裂缝有胶状碳化碎块，分析应为末屏流经短路电流烧损过热所致。
图15 套管表面情况
图16 末屏接地恻贯穿烧损
2）套管末屏接地引线绝缘烧损碳化，引出线孔洞内积有碳化碎屑，末屏接地引线与末屏断开（图17）。从法兰根部切断套管检查，末屏内部接地点周围严重烧损碳化（图18），对应套管表面纵向有贯穿性烧损通道，判断此部位应为首发故障接地点，烧损碳化应为末屏接地不良悬浮放电和接地故障所致。
图17末屏接地点外部烧损
图18末屏接地点内部烧损
3）套管电流互感器水平布置，与套管烧损部位对应的区域严重烧损碳化（图17、18）。烧损碳化应为接地短路电弧所致。
图17 CT烧损情况
图18 CT烧损情况
4）升高座内壁手孔上方及偏左区域无火烧碳化现象，说明升高座内应无被长时间火烧情况，发黑部分应为电弧高温分解物附着（图19、20）。
图19 升高座内壁污染情况
图20 升高座内壁局部无烧损
5）A 相套管接线端子均压球固定压圈向下变形（图21、22），均压球固定孔受向下推力变形撕裂脱落，均压球内表面光亮无烧蚀，说明受力来自其上部短路能量释放产生油流、气流冲击脱落。
图21 均压球平面压圈变形
图22 正常B 相装配
6）接线端子检查分析
对A 相高压绕组4 个接线端子（其中1 个放电烧损）进行接触情况检查，外观检查无过热现象，直流电阻测试和X 光拍片未见异常，排除接线端子过热烧损的可能。
解体分析结论：
根据上述故障现象及解体情况，结合保护动作分析，判断A 相套管升高座内部末屏接地点部位（对应CT 烧损最严重部位）应为首发接地故障点，短路产生的巨大能量释放，使油箱内部压力瞬间急剧升高，导致压力释放器动作，升高座手孔盖板、CT 端子盒崩落，均压球脱落，手孔处喷油着火。喷油并均压球脱落后，引发接线端子对升高座内壁二次放电接地故障（图23）。
首发短路路径：套管接线端（高电位）-----套管椎体表面----电容末屏半导电层-----套管法兰（接地）。也就是套管表面贯穿烧损部分为放电接地通道。
图23 故障示意图
5. 事故原因分析
5.1 1 号主变故障分析
1 号主变A 相高压套管升高座内接地短路故障，导致变压器喷油着火。套管故障接地原因应为：1号主变高压套管加装了末屏在线监测装置，末屏接地引线经过（末屏接地端子-套管传感器内部过渡导电杆-过渡接地铜片-传感器外壳-接地端子金属固定座-金属座4个固定螺钉-法兰）6个环节接地（图24、25），运行中套管电容末屏接地不良，导致套管各级电容屏电位分布改变，末屏产生高电位悬浮放电，引起末屏接地点处绝缘烧损和套管沿面爬电烧蚀发热，最终发展为沿面对法兰击穿接地故障。
图24 末屏接地示意图
图25 套管传感器与接地端子
5.2 全厂停电原因分析
1 号主变、01 号启备变同室布置。01 号启备变、1 号主变、2 号主变至GIS 室各屏柜信号、保护、通讯等电（光）缆全部敷设在1 号主变上方同一个电缆通道桥架上。1 号主变着火后，将1 号主变、2号主变和01 号启备变一、二次电缆全部烧毁，造成两台机组跳闸，启备变跳闸，全厂停电，事故扩大。
6. 暴露问题
1）设备质量不合格。产品结构设计不合理，1 号主变高压套管末屏加装在线监测装置，导致末屏接地环节增多，传感器紧固不牢、内部弹簧松弛、铜片虚接均会引起接地不良，通过固定螺栓作为接地终端不符合末屏接地要求。主变生产厂家对外购部件质量把关不严，选用了加装存在较高安全风险的末屏在线监测装置的高压套管。
2）设计施工不合规。1 号主变、01 号启备变同室布置，两台机组及公用系统电缆敷设在同一个电缆通道桥架，严重违反GB50229-2006《火力发电厂与变电站设计防火规范》。基建工程方案审查和质量验收把关不严，未能发现并纠正设计施工不合规问题。
3)设备维护不到位。1 号主变2018 年11 月投运，在2020 年9月机组C 时，对主变进行了预防性试验，但未对高压套管单独进行试验，未对套管传感器（末屏接地点）进行拆接，未能及时掌握套管参数的变化情况和末屏接地状态。1 号主变高压套管在线监测装置具备就地显示、报警功能，不具备远传信息和存储功能，功能不完善；故障前未见故障报警信息，也无日常点检巡检记录和数据统计分析，监督管理不到位。1 号变压器油色谱数据中总烃有持续缓慢升高趋势，虽未超出注意值，但乙烯含量较高，未能引起注意和深入分析。变压器等重要电气设备红外成像检测工作不规范，红外成像测温记录和红外成像画面不全面、不具体，不能反映设备实际运行情况。
4）消防设施不合理。主变区域消防管道布置不合理，违反GB50219-2014 《水喷雾灭火系统技术规范》，套管升高座孔口未设置水雾喷头；消防系统日常维护工作不到位，消防水管道未充压、系统启动逻辑设置延时，致使主变消防喷淋延迟6分钟。
7. 建议措施
1）拆除变压器高压套管末屏在线监测装置，优化改造接地方式。改造前制定专项控制措施，加强检查巡视，确保末屏接地良好。
2）根据防火、消防相关技术规范和反事故措施，对1 号主变上方电缆及防火隔离、主变喷淋装置、消防逻辑存在的问题进行整改，对基建设计、安装开展专项隐患排查和治理。
3）加强油色谱在线监测装置管理，保证装置正常投入，对数据及时采集和分析。加强油色谱分析工作，关注油中总烃含量的同时，也要关注各特征气体的含量和变化趋势，尽早发现和消除变压器内部存在的潜伏性隐患。
4）规范设备巡检、热成像及电气试验管理工作，定期开展变压器、GIS 配电装置等设备红外热成像检测工作，对易发热部位进行精准检测，在高温大负荷期间增加检测频次，加强检测数据和试验数据的分析和管理。
附件1. 保护动作分析
1、1 号主变差动保护动作分析
图1 1 号主变故障录波器波形图1
从调取的1#发变组故障录波器的波形可知，在图1 的T1 坐标2021 年7 月10 日19:58:33.8435 时刻，1 号主变高压侧A 相发生单相接地故障，T2 时刻19:58:33.8791 时刻，主变差动保护动作，19:58:33.9079 时刻，主变高压侧断路器跳开。
图2 1 号主变故障录波器波形图2
从图2 显示可知，在图2 的坐标T1 时刻至T2 时刻时间范围内，主变高压侧故障电流从6.1KA 将至0，而在坐标T2 时刻，主变高压侧自产零序电流为6.38KA，主变高压侧中性点零序电流为13.71KA，说明此时T2 时刻，主变高压侧A 相CT 已断线（故障录波器的主变高压侧电流取自主变高压侧套管CT，主变差动保护的电流取自GIS 开关上的CT）。
图3 1 号发变组保护装置动作报告1
图4 1 号发变组保护装置动作报告2
图3 是1 号发变组保护装置记录的故障数据及波形，图3 的通道4 是主变高压侧差动保护所用的电流，取自主变高压侧GIS 开关上的CT，变比为4000/1，结合图2 和图3，可知故障时主变高压侧A 相短路电流稳态值曾达到39KA，根据系统阻抗、主变参数和短路电流计算，220KV 母线单相接地短路，在大方式下，由系统提供的短路电流为29.65KA，图4 是1 号发变组保护装置的动作报告，由图4 可知，保护启动后，是由差动速断保护首先动作，差动速断保护的整定值一般为5 至8 倍额定电流，用于快速切除保护范围内的严重故障，因此上述各因素可知，主变高压侧A 相故障的性质为单相金属性接地故障。1 号主变差动保护动作属于保护正确动作。
2、1 号主变非电量保护动作分析
从上述现场照片，可知1 号主变非电量保护动作顺序如下：
19:58:33:914ms 主变压力释放阀变位由0 变1
19:58:33:942ms 主变重瓦斯变位由0 变1
19:58:33:946ms 断路器故障联跳变位由0 变1
19:58:33:980ms 主变轻瓦斯变位由0 变1
以上情况，可能出现的原因是由于受热，压力变化在产气前出现，导致压力释放首先动作，然后油流冲击挡板导致重瓦斯动作。
3、1 号主变故障厂用电切换后备用进线失电的分析
图5 1 号主变差动保护动作后，1 号机组6KV 母线电压波形1（时间19:58:33）
图6 1 号主变差动保护动作后，1 号机组6kV 母线电压波形2（时间20:15:56）
从图5 可知，当日时间19:58:33，主变差动保护动作后，1 号机组6kVA、B 段工作进线开关跳开后，6kV 母线电压正常，说明厂用电切换正常动作。至当日时间20:15:56，从图6 可知，6kVA 段母线电压呈衰减消失状态，6kVB 段母线电压正常。根据6kV 母线电压衰减消失的状态，结合2012 年7 月12 日现场检查1 号机组6kV 备用进线开关的CT 二次回路呈开路状态的结果，分析图6 时间，录波启动时6KV 备用进线开关由于二次电缆损坏，开关已跳开，母线电压所呈现的衰减是由于6kV 母线所带的高压电机的反馈电压所致。
4、2 号主变差动保护动作分析
图7 2 号主变差动保护动作时故障录波器录取波形图（2 号发电机机端-2 号主变高压侧）
图8 2 号主变差动保护动作时矢量分析图（2 号发电机机端-2 号主变高压侧）
图9 2 号主变差动保护动作时故障录波器录取波形图（2 号高厂变高压侧-2 号主变高压侧）
图10 2 号主变差动保护动作时矢量分析图（2 号高厂变高压侧-2 号主变高压侧）
从图7 时间2021-7-10 20:02:06.7103 时刻2 号主变差动保护跳闸时，2 号主变的高压侧电流、2 号发电机机端电流的矢量分析如图8 所示，此时由2 号发电机机端对2 号主变高压侧所构成的差动回路，并没有差动电流，2 号主变的高压侧电流与2 号发电机机端电流的矢量正常。同理，图9 时间2021-7-10 20:02:06.7103 时刻2 号主变差动保护跳闸时，2 号主变的高压侧电流、2 号高厂变高压侧电流的矢量分析如图10 所示，此时由2 号高厂变高压侧对2 号主变高压侧所构成的差动回路，并没有差动电流，2 号主变的高压侧电流与2 号高厂变高压侧电流的矢量正常。结合2012 年7 月12 日现场检查2 号主变高压侧GIS 开关CT 二次回路呈开路状态的结果，分析由于2 号发变组保护的控制电缆损坏，造成2 号发变组保护装置动作。
5、2 号发变组保护主变差动动作后，2 号机组6kV 备用进线失电分析
图11 2 号主变差动保护动作后，2 号机6kV 母线电压波形1（时间2021-7-1020:02:06）
图12 2 号主变差动保护动作后，2 号机6kV 母线电压波形2（时间2021-7-1020:18:38）
从图11 可知，当日时间20:02:06，2 号主变差动保护动作后，2号机组6kVA、B 段工作进线开关跳开后，6kV 母线电压正常，说明厂用电切换正常动作。至当日时间20:18:38，从图12 可知，6kVB 段母线电压呈衰减消失状态，6kVA 段母线电压正常。根据6kV 母线电压衰减消失的状态，结合2012 年7 月12 日现场检查2 号机组6kV 备用进线开关的CT 二次回路呈开路状态的结果，分析图12 时间，录波启动时6KV 备用进线开关由于二次电缆损坏，开关已跳开，母线电压所呈现的衰减是由于6kV 母线所带的高压电机的反馈电压所致。
6、其他保护动作情况
GIS 升压站和网控楼控制电缆烧损，导致基础数据没有真实性，二次设备动作和信号不具备分析条件，其他保护动作情况不再分析。
附件2. 1 号主变压器绝缘油色谱分析
1、油色谱分析数据情况
1 号主变压器投入运行以来，从2018 年11 月19 日至2019 年08月20 日的油样色谱分析数据缺失，只能对2019 年8 月20 日至2021年4 月14 日的油样色谱分析数据进行分析，具体数据如表1。1 号变压器运行期间没有补充过绝缘油。
表1 1 号主变压器投运后色谱数据单位：ppm
从表1 中的数据看，特征气体的数值满足《变压器油中溶解气体分析和判断导则》的总烃不超过150ppm，氢气不超过150ppm 和乙炔不超过5ppm 要求。总烃绝对数值不高，但其中的乙烯占比较高。
2021 年4 月14 日色谱数据，所有的特征气体数值均为2021 年1月11 日色谱数值的一半左右，分析原因可能是取样问题或测量问题造成。
2、油色谱趋势分析
1 号主变压器投入运行以来特征气体变化趋势如图1所示
图1 特征气体变化趋势
从图1 特征气体变化趋势中可以看出，各组份气体总体呈缓慢上升趋势，产气率较低。其中乙烯从2018 年11 月19 日投入运行前的0ppm 持续增长，到2021 年1 月11 日乙烯数值涨到19.13ppm，增长相对明显，分析变压器内应有过热点存在。
3、变压器油在线检测装置数据分析
该变压器安装了变压器油全组份色谱在线检测装置，其色谱数据趋势如图3 所示。各组份气体基本呈缓慢上涨的趋势，与离线数据基本保持一致。各组份气体含量总体平稳，故障前无异常突变。
4、故障后色谱数据
故障后绝缘油色谱数据如表2 所示。
表2 1 号主变压器故障后色谱数据单位：ppm
三比值编码为“101”，故障类型为电弧放电。
绝缘油色谱分析报告
附件3：1 号主变预防性试验报告
附件4. 1 号主变压器红外测试报告
附件3 1 号主变消防启动记录