环境分厂“3·15”第一循环水35kV变电所1#电源进线电缆击穿事故

环境分厂“3·15”第一循环水35k V变电所1#电源进线电缆击穿事故一、事故经过：
2014年3月15日8:20分，动力区运行人员发现NCS35kV东区循环水Ⅰ线开关3525跳闸，至网控楼检查35kV 东区循环水Ⅰ线开关3525保护屏，发现保护装置报“零序Ⅰ段动作，动作电流3.31A”，随即与电气分厂联系。

同时电气分厂电气点检人员刘敬涛8:25分接到第一循环水工艺运行电话通知，第一循环水界区所有水泵电机
停运，08:40电气点检和阜新电气队人员到达现场，发现第一循环水380V配电室及10kV配电室母线失电，检查10kV#1电源进线柜、母联柜、第一循环水#1主变保护装置无任何报警及跳闸信号。

检查35kV配电室，闻到配电室内有胶皮烧焦气味，对A段35kV各开关柜柜后电缆进行检查，发现1#电源进
线开关B相电缆终端发生击穿，对避雷器金属支撑底座放电。

检查事故电缆发现B相电缆头屏蔽层和半导体层边缘竖直方向在一个切口面，接口处绝缘损坏击穿。

对电缆头逐层剥开，冷缩终端体由于“放炮”
破损呈现炸裂开口状，电缆主绝缘层有一个直径约5mm击穿孔，横向切开电缆绝缘层，发现穿孔根部一根
铜芯有约1/5线径的融化小坑。

经与电缆安装工艺标准图对照，此电缆头铜屏蔽层和半导体层边缘在垂直方
向上处于一个平面，同相关标准“工艺半导体层超出铜屏蔽层边缘20mm，铜屏蔽层超出冷缩绝缘管边缘
15mm”的规范要求有差异。

对动力1#网控楼35kV东区循环水I段出线柜保护装置RCS9611CS、CS9613CS检查，只有RCS9611CS发故障跳闸信号，其零序I段保护动作，动作值3.31A，零序I段保护定值1A，时间0.9S，零
序CT变比50/1。

第一循环水35kV1#电源进线发生B相接地故障，单相接地时故障电流（一次电流）为
3.31*50=165.5A，而差动保护、过流保护用CT变比为800/1，故障电流折算至差动保护装置二次电流
165.5/800=0.206A，差动保护装置启动电流为0.8A，未达到差动保护动作值，差动保护不动作。

由零序保护动作，切除故障。

造成第一循环水35kV站失电，保护动作正确。

电气分厂随即安排人员对#1母线进线电缆进行抢修，同时通知动力分厂恢复#2母线运行，由于化工区kV#2
母线全部由#3、#4化工变供电，#3、#4化工变又都处于检修状态，故没有能够立即进行送电。

恢复措施完成后，10:45分，#4化工变送电完成；11:11分，第一循环水#2母线送电完成；11:15分，第一环水10kV送电完成；11:28分第一循环水供电全部恢复正常。

二、原因分析：
（一）由于该电缆头制作极不符合安装工艺要求，半导体层并没有起到均压作用，在电缆长期带电运行情况下，铜屏蔽层与半导体层边缘磁场不均匀，发生局部放电，将绝缘击穿，进而造成电缆对地短路。

故电缆头制作工艺不符合要求是此次事故的根本原因。

（二）2013年8月9日电气分厂虽然对此电缆进行了预防性试验，但是并未按最新标准要求进行交流耐压试验，而是进行了直流耐压试验，在单相极化状态下并没有发现电缆的微弱局部放电缺陷。

预防性试验没有按
照规程要求进行，是造成此次事故的间接原因。

（三）2月23日、24日动力区升压站因雾霾发生过两次II母线接地事故，网调要求必须检查出故障点，否则
II母线禁止恢复送电，经生技部与网调沟通后，2月25日17:48分网调同意用经煤Ⅱ线冲击220kVII母线，成
功后空载运行，并尽快实施防污闪事故措施。

同时接生产技术部董志平主任通知，电网公司要求，
在“两会”期间，220KV升压站非紧急情况不允许倒闸操作，故动力分厂制定3月15日两会结束后进行PRTV喷涂工作。

由上述原因，#3、#4化工变处于“冷备用”状态，导致化工区各35kV变电站单母线运行，是造成事故扩大的原因。

三、防范措施：
（一）由电气分厂对化工区35kV电缆按预防性试验规程和最新标准要求进行交流耐压试验，排查隐患，3月20日前完成。

（二）35千伏以上的运行方式和检修指挥怎么管，调度协调，分厂执行，全厂统一考虑，避免化工区不清楚，要全面学习和掌握，统筹管理，运行和备用区分开。

（三）由于没有高压试验专业人才，电气分厂必须加强高压试验培训工作，必要时可邀请电科院专家来现场讲课或者外出培训，尽快提高业务能力水平。

（四）高压电缆接头按规定定期做高压绝缘试验，做了耐压试验为什么没查出，要分析，设备部要与电科院沟通。

（五）由动力分厂和生技部尽快与网调协调，恢复正常运行方式，保证化工区供电稳定。

（六）设备部牵头组织电气分厂和动力分厂共同讨论，对重点高压设备增加局部放电检测装置。