佛子岭水电站故障分析报告

1、佛子岭水电站故障分析报告3月7日晚六安佛子岭水电站发生全厂停电事故，一台6.3kV开关柜和一台110kV变压器在事故中起火。安徽电力调控中心会同电力科学研究院相关人员于3月9日对现场进行了查看，调阅了现场资料，询问了相关现场人员。现对该事故过程及原因总结分析如下：一事故前全站运行状态全站一次主接线图如图1所示，事故前#2#7发电机组运行，#1机组备用；小水电机组X1、X2备用，X3、X4检修；#1、#2、#3、#5主变运行。全厂上网负荷32700kW。二事故发生经过3月7日晚20:56，值班人员发觉#3，#4，#5机组声音突然异常（3台机组在同一个厂房，不确定是所有机组还是部分机组），控制室照

2、明忽闪失电，随后值班人员发现6.3kV母线#8开关柜失火；返回控制室汇报情况时，110kV开关站二声爆炸，#2主变顶部着火。全站立即组织实施救火及机组紧急停机措施，在老厂停机过程中，新厂#7机组灭磁柜着火（主要为熔断器熔断）。其次，运行人员将剩余的#2，#6号机组停机，至此，全站停电。#8开关柜主要着火点于22:00扑灭，因无有效灭火措施#2主变燃烧至凌晨5:45自然熄灭。三主要起火设备及保护动作情况：本次事故主要起火设备为6.3kV#8开关柜和110kV#2主变压器，于图1中用红线框标出。#8开关柜，型号ZN28-10/1250-20/10，生产厂家杭州开关厂，投运时间1995年。#2主变，

3、型号SF7-8000/121，额定容量8000kVA，变比121/6.3，合肥变压器厂生产，序号882302-1，投运时间1988年。图1 佛子岭水电站一次主接线图保护动作情况大致如下（保护动作及录波图见附录）：佛子岭全站所有保护均未动作，也未有告警信号。其与电网相连的对侧文峰变保护动作如下，因保护装置未对时，以故障录波器起动时间为准：2015-3-7 20:59:00 文峰变保护动作2ms 保护启动304ms 相间距离II段出口（BC相）4600ms 重合出口5630ms 相间距离II段出口（AB相）测距L=9.188km BC相四现场检查情况（1）#2主变现场检查#2主变烧损严重。其中，B

4、相高压套管烧损情况最明显，套管瓷瓶爆裂、导电杆及接线柱弯折、钢芯铝绞引出线被烧断股；C相高压套管瓷瓶爆裂，纸绝缘外露。低压套管全部破裂跌落，其中A相低压套管铜导电杆融化溅落。图2 #2主变烧损后各角度图(a) 高压套管 (b) B相高压套管引线溅落的铝渣图3 #2主变高压套管(a) 低压套管 (b) A相低压套管溅落的铜渣图4 #2主变低压套管（2）#8开关柜#8号开关柜已被烧成空壳子，内部情况难以考证。现场检查时，#8号开关柜残骸已被工作人员拆除，观察到旁边的#10号开关柜同样烧损严重。图5 #8号开关柜残余引线(a) #10开关柜正面(a) #10开关柜背面图6 #10开关柜（3）#2主变

5、保护屏#2主变配有差动保护、非电量保护和后备保护。差动保护和非电量保护均设置在主保护控制屏，现场检查时主保护液晶屏不亮，后方控制单元有明显放电烧黑痕迹，如图7所示。拆下来进一步检查发现，主保护控制板开关量检测端口放电烧损，如图8所示；端子2、5、10、15放电明显，如图9所示，信号对应关系：端口2-远方操作位置，端口5-本体轻瓦斯，端口10-本体重瓦斯，端口15-24V电源。同时电源板24V遥信电源模块存在过流烧损现象，如图10所示。图7 #2主变保护屏及主保护控制单元图8 #2主变的主保护控制板图9 #2主变的主保护控制板开关量检测端口图10 #2主变的主保护电源板五故障可能发展过程与原因分

6、析由于主要着火设备已经严重烧毁，而且事故中受损设备较多，事故时的起始故障点根本无法直接找到。另外，事后恢复低压电源检查主变保护屏时发现，整个事故过程中，二次保护均未动作，而且无动作信号，全站未配备故障录波装置，变压器保护录波功能也未投入，进一步增加了故障分析工作的难度。（1）故障发展过程依据现有资料，可能的故障发展过程推测如下：1）#8号开关柜由于设备绝缘击穿，发生B相接地短路，导致6.3kV母线故障，反映到110kV侧为B、C相间故障。2）2ms后，对侧文峰变保护启动；304ms，文峰变线路保护B、C相相间距离保护II段动作；3）6.3kV母线电压降低，导致#2厂用变失压，厂用交流电首先失电

7、。4）直流屏报交流失电，切换备用电源，但切换失败，全站保护失电。5）故障持续至3s左右，主变复压过流和发电机复压过流保护本应动作，但均由于保护失电未能正常启动，故障持续。6）4600ms，文峰变保护重合，5630ms时，文峰变线路保护A、B相相间距离保护II段动作，此时对应6.3kV母线为A相接地短路。至此，佛子岭电站脱网运行。7）电站人员组织人工停机及其他措施。（2）故障原因分析a）事故的起始点在哪里？据现场值班人员汇报，故障时先发现#8号开关柜起火，然后听到主变顶部爆炸声。根据相关一次接线图分析应该是#8号开关柜最先故障。如果#2主变首先发生故障，#8开关柜缺少持续供应短路电流的电源，不会

8、烧损。因此推断事故起因应该是#8开关柜最先发生短路故障。由文峰变距离保护II段动作情况看，高压侧首先发生B、C相相间短路，跳闸后重合于A、B相相间短路。由此推断，在#2主变低压侧首先发生B相接地短路，重合于低压侧A相接地短路。此过程可能原因是#8开关柜首先发生低压侧B相电缆接地短路，致使A相电缆绝缘同时烧毁。b）佛子岭水电站内保护为何全部没有动作？#8号开关柜发生接地短路故障，文峰变距离保护II段动作，304ms后将电站切除出主网。但站内所有保护均未动作，查看保护定值可知，由于6.3kV母线未配备母线差动保护，所以在#8开关无法正常切除的情况下，只能通过主变复合电压过流保护和发电机复合电压过流

9、保护对连在该母线上的所有支路进行切除。过流保护时间定值分别为2.1s和3.8s，此段时间内，备用电源切换装置恰好损坏，无法完成备用电源切换，造成全站保护失电，所有开关均未成功分闸。但此时所有机组尚未停机，#6，#7机组仍通过110kV母线经#2主变向故障点流入短路电流。#3、#4、#5机组也通过6.3kV母线继续向故障点流入短路电流。在该变压器运行时间已久，老化严重，在大电流作用下，产生高温，使高压套管爆裂，进而使变压器油暴露于空气中，引发变压器失火。同时，通过#2主变流向故障点的短路电流同样流过#10开关柜，因此#10开关柜同样烧损明显，#8开关柜承受短路电流最大，烧损最严重。六建议（1）加

10、强一次设备试验管理现场检查#2主变历史试验情况，主要存在以下不足：试验记录简单且未形成专业报告；试验项目不全，主变套管末屏绝缘试验、油化试验未开展；试验结果异常，高压套管介损值相间、历史数据间均存在较大差异情况，但未引起重视；瓦斯继电器多年未送检；试验仪器多年未检验，试验结果准确度不高。（2）应配备故障录波装置现场未配备故障录波装置，主变保护录波功能也未投入。使事故后对事故时刻的系统状态无法充分了解，不能对事故原因的分析提供支撑。（3）加强保护装置、时钟以及备用电源配置与管理现场发现主变保护等端子排多处线头裸露，且站内所有保护均未对时，保护装置供电也是采用单一电源供电，这都给保护系统运行带来极

11、大风险。(4)加强保护配置，优化配置方案现场发现无论是低压6.3kV母线还是110kV母线均未配置母线保护，在相关开关失灵或本身故障的情况下，会倒致故障范围扩大。主变保护的差动保护和瓦斯保护配置在同一装置中，极不合理，增大了保护拒动的风险，应进行整改。针对主变保护开入回路窜入高电压，应检查相关二次回路设计，确保强弱电回路有效隔离。（5）加强设备更新，选用可靠产品现场110kV线路保护服役时间已严重超周期，建议列入技术改造计划，尽快更换。现场开关柜服役时间同样较长，建议进行技术改造，选用品牌或名牌产品，保证质量可靠。技术改造时，加强设计管理，选择有资质的设计单位，保证设计的合理性。（6）加强现场资料管理现场查看过程中发现，现场资料零散，不系统