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(四)主要结论
本次事故诱因是:35千伏韦里Ⅲ电缆中间头爆炸。主要原因是:站内所用交流电源中断,蓄电池未能提供直流电源,造成保护及控制回路失去直流电源而不能动作,故障越级,330千伏和110千伏变压器持续承受短路电流,超过变压器热稳极限,导致变压器着火烧损。
其中,站内所用交流电源中断的原因是:在110千伏变压器近区发生三相短路故障后,电压降低,#1、#2所用变低压侧380伏总开关失压脱扣动作;蓄电池未能提供直流电源的原因是:改造后的两组新蓄电池至直流两段母线之间串接的刀闸断开,蓄电池未与直流母线导通。
调查认定,国网陕西省电力公司“6˙18”主变烧损事故为一般责任事故。
三、事故应急救援处置情况
事故发生后,国家能源局和陕西省委省政府领导同志高度关注,相继作出批示,就指导督促恢复供电、事故调查、避免类似事件发生提出要求。西北能源监管局、陕西省和西安市相关部门迅速反应、积极联动、及时处置。国网陕西省电力公司成立了以总经理为组长、领导班子成员和各有关部门参加的应急处置领导机构,下设现场抢修、运行保障、安全监督、事故调查、物资保障等10个工作组,全方位迅速开展应急处置工作。
6月18日0时55分至1时58分,陆续将除110千伏韦曲变以外的7座失压变电站倒至周围330千伏变电站供电,110千伏韦曲变所供客户通过转带方式恢复供电。6时34分至9时26分,南郊变330千伏6回进出线及330千伏Ⅰ、Ⅱ母带电运行,330千伏主网架全部恢复正常运行方式。6月20日3时53分,110千伏韦曲变2台主变投运,全部用户恢复正常供电,共历时51个小时。
因正在进行110千伏母线GIS改造,为尽快恢复330千伏南郊变#1、#2、#3主变及110千伏母线供电,国网陕西省电力公司组织近600人连续作业,于2016年7月18日凌晨3时55分,完成了330千伏主变抢修、110千伏GIS间隔安装验收、48面二次屏柜的安装调试,改接投运了110千伏电缆送出线路,恢复了330千伏南郊变的正常供电方式。抢修期间,考虑原供电范围内负荷转移导致电网方式薄弱、设备重载、以及迎峰度夏大负荷等因素,紧急抽调233人的保电力量,对河寨等7座330千伏变电站、郭杜等6座110千伏变电站恢复有人值守,对重要线路开展特巡特护,强化设备状态监督,每天发布风险预警,保证抢修期间电网的安全运行和可靠供电。事故发生后,组织省市两级营业、客服、用电检查200余人与高压用户逐户联系,在大型居民小区张贴停电公告,对重要用户上门做好沟通解释工作。
调查认为,国网陕西省电力公司迅速组织力量开展应急处置,抢修和供电恢复及时,积极争取用户理解,结合实际强化迎峰度夏和特殊运行方式下电网安全管理,处置过程平稳有效。
四、事故涉及企业及主要问题
(一)事故涉及主要企业
国网陕西省电力公司检修公司(国网陕西省电力公司子公司,负责330千伏南郊变电站运行、维护工作)
国网西安供电公司(国网陕西省电力公司子公司,负责110千伏韦曲变电站运行、维护工作)
陕西送变电工程公司(国网陕西省电力公司子公司,负责330千伏南郊变电站综合自动化、直流改造项目施工)
西安航兴动力厂(35千伏韦里Ⅲ电缆资产单位)
(二)存在的主要问题
1.技术方面:
(1)330千伏南郊变直流系统二次回路存在寄生回路
直流系统Ⅰ段、Ⅱ段直流母线改造完成后,原蓄电池#1、#2双投刀闸处于断开位置,蓄电池未与直流母线导通。但站内直流供电由#3充电机给直流Ⅰ段母线供电,直流Ⅱ段母线通过寄生回路由外部馈线环网供电,造成直流系统运行正常的假象,事故前未出现直流供电异常运行的告警信号。
(2)330千伏南郊变所用变低压侧380伏进线开关失压脱扣功能参数设置不合理
进线开关具有失压脱扣功能,且无延时,容易导致在瞬时低电压情况下失电,导致所用交流系统失电。
(3)事故时330千伏南郊变所用系统无外接可靠备用电源
按设计方案,南郊变设置有1台备用所用变,电源引接自其它330千伏变电站。调查发现,事故时,由于考虑夏季用电高峰期间相邻部分线路重载及提高供电可靠性等因素,运行方式调整,备用所用变电源引接改为从韦曲变获取。综合分析备用所用变电源切换需要延时、充电机和保护装置断电后启动并恢复功能时间等因素,备用所用变引接电源方式调整对事故越级没有直接影响,但仍是暴露出的一个重要问题。
(4)330千伏南郊变所用变从110千伏主变10千伏侧引接,运行可靠性不高
330千伏南郊变有330千伏、110千伏、35千伏3个电压等级,110千伏韦曲变有110千伏、35千伏、10千伏3个电压等级,2台所用变均接入110千伏主变10千伏低压侧,低压侧35千伏、10千伏系统由于有大量送出负荷线路,送出线路故障容易影响10千伏母线电压波动,进而导致所用系统运行可靠性不高,对承担主网枢纽作用的330千伏南郊变安全运行造成较大风险。
2.管理方面:
(5)改造项目工程管理失控
330千伏南郊变直流系统改造提前开工且准备工作不充分,现场勘察不细致,施工过渡方案不完善,项目、施工、监理、运行、厂家等相关单位职责不明确,风险分析不到位,安全措施不完善。施工单位和项目单位协调配合不够,项目单位在缺少施工设计图、监理未进场的情况下,许可现场开工,对施工过渡方案审核把关不严,新投设备验收把关不严。施工单位现场管理混乱,施工方案不完善,在未收到施工设计图纸的情况下先行组织开工,施工过渡方案存在漏洞,在新直流系统投运前未进行自检试验并申请专业验收,工作票管理不规范,存在代签字情况。
(6)直流专业管理薄弱
直流技术监督不到位。直流屏改造更换后,未进行蓄电池连续供电试验,未及时发现蓄电池脱离直流母线的重大隐患。专业人员配置不足,技术水平有待提高,现有工作人员对直流系统知识掌握了解不够,未组织对新投运设备开展针对性培训,未及时修订现场运行规程。
(7)隐患排查治理不彻底
330千伏南郊变直流系统在2013年改造后,就存在寄生回路,两组蓄电池负极间存在一个等电位连接点,同时并未真正意义上实现直流Ⅰ、Ⅱ段分段运行。对此长期存在的隐患一直未排查发现,给本次事故的发展埋下了隐患。
(8)电网安全风险管控措施落实不力
风险管控工作执行不到位,对330千伏南郊变运行、项目改造、配网运行方式安排等安全风险分析不深入,未制定有效的风险控制措施。
(9)电缆运维职责不清、维护监测不到位
事故电缆沟道内共有9条电缆,其中3条(2条已废弃)属西安供电公司资产,其余为用户资产,电缆沟道资产归属不明,电缆运维职责不清,日常维护不到位,缺乏有效的监测手段,设备健康状况偏低。用户运行电缆巡视检查不到位,未及时发现35千伏韦里Ⅲ电缆中间接头存在缺陷。
(10)电网互供能力不强,大负荷期间局部运行方式调整困难,安全运行压力大
2015年夏季用电高峰时,南郊供电区13座110千伏变电站中的8座重载运行。配电网项目建设受限于110千伏规划变电站选址困难,站内建设及110千伏线路施工受阻情况严重,110千伏输变电工程不能按时投运,导致负荷高峰期间西安电网互供能力差,故障情况时对外供电影响较大。本次事故涉及的备用所用变引接电源方式调整就是由于35千伏杜曲变和其转供的太乙变地区用户用电量激增,35千伏引杜线过负荷严重,每年夏季、冬季用电高峰期间,运行方式难以安排造成。
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