1、事故简称：＃4主变高压侧A相线圈匝间短路事故
        2、企业详细名称：深圳海恩热电股份有限公司海恩热电厂；
        业别：电业/发电
        3、事故起止时间：2007年5月22日7时5分至2007年6月5日4时18分
        4、事故发生地点：海恩热电厂内
        5、事故发生时气象及自然灾害情况：气温32℃，下大雨
        6、事故归属：海恩热电厂
        7、事故等级：一般设备事故
        8、事故类别：设备事故
        9、本次事故经济损失情况：（略）
        10、事故前工况：
        事故前＃4发变组处于停运备用状态，2007年5月22日早晨正常开机，空载满速准备并网。
        11、事故主设备情况：
        事故主设备型号：SF9-75000/110，额定容量75MVA，天威保变公司生产，2002年6月投运。
        ＃3、＃4发变组上次年度检修时间于2007年2月15日开始，4月4日投入运行。
        12、事故经过：
        （1）2007年5月20-21日，＃3、＃4机组因进行"从燃用天然气至恢复燃用重油"的相关工作而停运，21-22日凌晨，连续降大雨。
        （2）5月22日6时45分许，＃4发电机开机，7时空载满速，发电机建压后（发电机尚未并网）立刻发出发变组差动动作、轻瓦斯报警、重瓦斯保护动作、发电机转子表面过负荷报警等信号，发电机励磁开关跳闸。根据DCS的打印记录显示，当时发电机A、C相出现了1500A左右的电流，而B相电流为零。
        （3）事发后，电厂检修、运行人员立即到＃4主变现场检查，发现＃4主变呼吸器下方有少量变压器油，检查瓦斯继电器，发现内部有气体生成，初步认为变压器内部出现故障，立即取变压器底部、中部、上部、油枕内油样及瓦斯继电器内的气样各一份分别送深圳供电局、广州中试所化验，同时取气样作燃烧试验，发现气体可燃，判定变压器内部出现了电弧放电故障，局部的变压器油发生了分解。此后电厂电气检修人员对变压器进行了相关电气试验，试验结果表明变压器线圈介损严重超标，变压器高压侧A相线圈直阻与B、C相相比偏差30%；油样化验结果表明油中气体含量（主要成分为氢气、乙炔、一氧化碳）严重超标，确认变压器内部出现放电故障。经过与厂家商定，必须进行吊罩检查。
        （4）5月24日，变压器开始吊罩检查。吊罩前，充氮放油时，氮气压力上升到0.045MPa时，变压器A相高压套管顶部引出线的法兰面出现渗漏现象，表明该密封面存在密封不良的现象。
        （5）5月25日，吊罩后检查变压器线圈,发现变压器A相高压线圈外壁绝缘纸筒沿着高压引线出线方向有放射状爆裂的裂缝,拆除绝缘纸桶,发现变压器A相线圈在高压引线入口处有匝间短路现象,线圈局部受到严重的损伤。Ａ相高压引线根部绝缘纸带内明显含有水份，在短路点下方的油箱底部也有水珠沉积。根据检查结果，必须更换＃4变压器A相高压线圈。
        13、事故报告、抢修情况：
        （1）2007年5月22日约7时5分事故发生。7时10分运行当班值长通知检修到现场处理，8时20分检修部初步检查到气体可燃后报告电厂安技部，安技部立即向总工、厂长汇报并上报公司生技部和公司领导，同时通知公司企发部相关人员联系保险公司报险，随后公司生技部向深圳能源集团安委办进行了汇报。
        （2）5月22日8时30分，电厂及时与天威保变公司（主变的制造厂家）联系，11时40分，天威保变公司技术人员到达＃4主变事故现场参加事故分析和检查工作。
        （3）5月23日，电厂成立以厂长为组长、由安技部部长、检修部部长、电气分部主任、制造厂家等人员组成的＃4主变抢修工作小组，制定检查、初步修理方案，组织开展＃4主变进行吊罩检查工作。
        （4）5月25日，＃4主变吊罩后检查发现A相线圈短路烧损，必须更换整个A相高压线圈，预计检修工期最少需要60天。当天12时30分，由公司主管生产领导主持在电厂召开＃4主变抢修方案讨论会，为缩短检修工期，决定在电厂三控汽机厂房内进行变压器修复工作。
        （5）5月26日，开始对＃4主变进行拆迁。同时，电厂经多方联系得知，中山中发电力公司有一台电压等级为110kV/11kV，容量为75MVA已退出运行4个月的变压器。经电力设计院核算该变压器可以安装于原＃4主变基础上，只需调整分接头变比即可。5月27日，电厂委托广州大件运输公司将原＃4主变转运至三控汽机房内。5月31日，电厂委托广东电力设备厂对上述中山中发电力公司变压器进行拆装、试验、运输工作。6月1日，该主变运到电厂，当天完成主变本体就位的工作。6月3日，变压器试漏合格，对各排气口再次排气，并开始预防性试验（按变压器吊罩检修的项目进行），试验结果合格。
        （6）5月28日，公司将事故经过及处理情况书面报告深圳市能源集团和深圳市贸工局电力处。
        （7）为了减少事故损失，电厂想方设法与电网调度及有关部门沟通，克服困难、尽量争取多发电量。在5月26日至6月4日期间，采用了＃3燃机单循环发电，减少了事故停机时间约167.18小时，减少发电量损失共计1579.50万千瓦时。
        （8）6月5日凌晨，＃4主变零起升压试验、变压器全电压冲击试验、保护带开关传动试验合格。6月5日4时18分，＃4主变一次并网成功，进行168h试运行，运行数据表明，该主变温升、振动、噪音在合格范围内，红外成像温度场均匀，无异常过热点。于是，＃4主变正式投入运行。
        （9）按照原＃4主变损坏情况，预计检修工期最少需要60天。由于电厂联系到了同型号的闲置变压器，并经过积极协商该变压器得以运至电厂就位、运行，使事故恢复时间比预计工期缩短了46天，大大减少了事故损失。
        14、事故原因分析：
        （1）＃4主变损坏的直接原因分析：
        在厂家检修人员拆卸变压器过程中，进行吊罩前的充氮气加压放油时，发现A相套管引线帽处有油滴渗出，说明该处存在密封不良的情况，即存在着漏点。由于变压器正常运行时，该位置高于正常油位，所以平时不能发现该漏点；同时，在2007年2月份的主变年度预防性试验项目中对＃4主变进行了直流电阻的测试工作，直阻合格，与去年的数据相比较没有明显的变化；在2006年11月份对该变压器的油样进行了化验试验，化验结果表明＃4主变压器油各参数均正常。
        事故前，＃4主变因进行"从燃用天然气至恢复燃用重油"的相关工作而停运，此间连续两天下大雨。分析认为，主变内变压器油冷却后体积收缩，箱体内产生负压，雨水就沿着高压套管（充油型）内的高压引线渗入变压器内部。因高压引线外部缠有绝缘纸，绝缘纸外绕包涤纶绝缘带，形成了一条管道，最后积聚在高压引线根部（即与A相高压线圈连接处），导致A相高压线圈引线接头部位局部绝缘强度降低。在吊罩后检查变压器线圈时，发现＃４主变A相套管至高压线圈的引线绝缘纸带内含有大量水份,并聚集在Ａ相高压线圈与下引线的连接处，直接证实了上述分析。
        同时，在变压器吊罩后，发现引线头部有水珠存在，对引线头部的绝缘纸取样作燃烧试验发现有白色的水蒸气冒出，证明确实绝缘纸存在受潮的现象。在变压器套管拆下后，分别将A、B、C三相套管用塑料薄膜进行了密封包装，并存放在四控厂房内，第二天检查时发现A相套管的密封薄膜内部有大量的水珠凝结，而B、C两相套管无此现象，这说明A相套管内部湿度远高于其他两相。
        另外，在事故发生后，分别取了该变压器上、中、下部的油样进行了全面分析，所有的试样微水含量均合格，说明只是在变压器A相引线局部水分含量较高。因为变压器停运，变压器油尚未循环，水分还未溶解（扩散）在变压器油中。因此，可以判断主变内的水分是由于雨水进入了变压器A相套管内部所形成的。
        根据上述分析，＃４主变损坏的直接原因是由于主变A相套管引线帽处存在漏点，由于连续大雨，造成水滴因负压从该漏点渗入并聚集在Ａ相高压线圈与下引线的连接处，导致该部位绝缘材料的绝缘性能下降，在上电瞬间强大电流击穿了匝间绝缘放电，造成了匝间短路故障。
        （2）＃4主变损坏的间接原因：
        ①变压器A相高压套管引线帽处设计时没有采取防雨措施，防雨设计不完善，致使当套管引线帽处密封不良时造成水滴渗入套管内；
        ②高压套管内部可能因安装不当导致接触不良。拆开A相套管引线帽时，发现引线帽与引线杆的丝扣有粘连现象，说明该处曾经存在打火后发生熔接，熔接后该接头电阻恢复正常。在2007年2月份的＃4主变年度预防性试验中直流电阻测试合格，说明该故障发生在试验前（发变组检修前）的时段内。因此，分析认为该套管在安装时可能存在偏差，造成引线螺帽与螺栓接触不良打火，熔接后正常运行。
        由于＃4主变从2002年投运至今未曾大修，A相套管引线帽从未拆检，因此此缺陷一直未发现。
        ③由于该高压套管在安装时可能存在偏差，致使套管法兰密封垫发生了紧力不均现象，个别部位可能受力过大产生塑变，同时也加速了该套管法兰密封垫的老化，于是导致水份进入变压器套管引线绝缘纸带内部。
        15、事故暴露的问题：
        （1）高压套管上安装的防雨帽对该密封面无防护作用，该配合面的设计不完善，使得密封失效后水份进入变压器套管引线内。
        （2）在日常巡视和常规的年度定期检查（小修）、试验项目(包括油样化验、微水检测)均不能发现该处隐形缺陷。因此，需要对套管防雨帽进行改进并对年度定期检查（小修）项目进行完善。
        16、对事故的定性、责任分析和对责任人的处理意见：
        （1）事故定性：
        根据国家电监会《关于执行〈电力生产事故调查暂行规定〉有关问题的通知》（国家电监会办安全〔2005〕3号）2.2条款"设备事故标准"以及公司《电力生产事故调查规程(试行)》2.2.3.1条款的规定，此次事故定性为一般设备事故。
        （2）＃4主变事故责任分析：
        ＃4主变A相套管防雨帽存在防雨设计不完善的地方,变压器停运两天且恰逢连续暴雨天气，致使雨水进入A相绝缘纸带内，造成A相线圈匝间短路故障。该事故属设备制造或安装隐形缺陷，但由于该设备已过质保期，无法再要求设备生产厂家保定天威变压器厂和设备安装公司上海电建公司对设备损坏进行赔付。
        ＃4主变投入运行不足5年，未到国家、公司关于变压器进行大修的年限和条件。在2007年3月份年度检修期间，海恩热电厂按规定进行了定期预防性试验和设备检查工作，试验数据和检查记录均符合要求。故障的A相套管不属于小修及日常检查需拆解项目，致使该制造或安装隐形缺陷一直未能发现。但是电厂作为设备的主人，必须对所辖设备的安全稳定运行全面负责。从事故看，电厂在日常的运行、检修和维护过程中还没有采取更为有效的方法及时发现并消除该设备隐患，导致此次事故的发生。因此，海恩热电厂作为设备的管理者和使用者，负有一定的管理责任。
        （3）对＃4主变事故责任人的处理意见：（略）
        17、预防事故重复发生的措施，执行措施的负责人、完成期限，以及执行情况的检查人：
        （1）联系变压器厂家和设计部门，制定技术改造方案，对全厂该类型变压器高压套管的将军帽进行更换，改进其防水防漏措施，防止类似事故的再次发生。责任部门：海恩热电厂检修部电气分部，完成时间：2007年9月30日。
        （2）加强套管法兰密封面的检查工作，在机组检修期间对各主变、高压厂变安排一次正压试漏检查，采用充油加压法（或采用充氮加压法）加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。同时，将该密封面检查、密封件更换的周期缩短为3～5年，确保密封安全、可靠。责任部门：海恩热电厂检修部电气分部。
        （3）由于该类型变压器高压套管顶端高于储油柜，应注意对套管顶部、储油柜顶部和呼吸器管道等处的密封情况进行检查，发现异常（如渗漏油等）及时处理，严格防止变压器在运行中进水或空气，使绝缘性能变劣导致绝缘击穿。责任部门：海恩热电厂运行部、检修部电气分部。
        （4）缩短检查周期，严格取样标准和规范操作，每半年对主变、高厂变油品进行一次取样检查分析，同时进行套管油样色谱分析，有条件可分送两家检测机构并对比油样检验结果来实施监控。责任部门：海恩热电厂运行部。
        （5）利用远红外成像仪，每三个月对主变、高厂变的套管、本体、电缆、封母进行一次检测，对过热、热场分布不均等现象进行分析，并采取相应的措施予以消除。责任部门：运行部、检修部电气分部。
        （6）开展变压器套管伞裙间距的检查，防止由于伞裙结构不合理发生雨闪事故，当间距低于相关标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施。责任部门：检修部电气分部。
        （7）结合电厂调峰机组运行特点，以及存在许多设备投运时间较长的现状，应按照国家有关变压器维护和检查的标准，对变压器设备检修规程进行梳理和修订，将主变、高厂变的维护检查列入重要设备的检查或检修范围，对主变、高厂变的绝缘和密封实行标准检修，提高检查、维护和检修的质量和水平。责任部门：海恩热电厂安技部、检修部电气分部。
        （8）加强运行和检修人员的工作责任心和技术素质，落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，收集和吸取其他单位同类设备发生故障的经验教训，有针对性的制定和实施相应的预控措施，确保生产设备的安全稳定运行。责任部门：海恩热电厂安技部、运行部、检修部电气分部。
        （9）针对该类型高压套管顶端高于储油柜、套管内部引线上端未浸入油内从而存有一些空隙易形成负压发生雨水渗入的现状，建议电厂积极与生产厂家进行探讨，以采取更为有效措施加以改进。责任部门：海恩热电厂安技部。
        18、调查组成员情况：（略）
        19、附清单：（略）