一起水電站10kVⅡ段饋線線路故障原因分析

國家能源集團貴州電力有限公司紅楓水力發電廠 尚靖東

本次故障發生在梯級上下游兩水電站間廠用10kV Ⅱ段饋線上，下游電站取自上游電站10kV Ⅱ段饋線作為廠用電源點，一旦饋線發生故障將導致下游電站全站失壓。在汛期經常發生因樹枝生長過盛，導致線路接地事件發生。為此對該電站三次10kV Ⅱ段饋線故障進行分析，提出相應的防范措施。

1 故障前工況

5月14日，1號機帶有功負荷14MW、 無功為4MVar；2號機帶有功負荷14MW、 無功為3MVar；110kV 四五線有功負荷-41.6MW、無功為1.1MVar；110kV 河四線16:40有功負荷70MW、無功為4.3MVar。10kV 母線合環運行，024斷路器、022斷路器合閘，10kV Ⅱ段饋線002斷路器合閘。16:42機組出口10kV 母線系統發生單相（A 項）瞬間接地造成1、2號機基波零序定子接地保護零序電壓高值段動作甩負荷停機。

6月2日，1號機帶有功負荷17MW、無功為3 MVar；3號機帶有功負荷16.4MW、無功為3MVar；110kV 河四線故障前有功負荷33.2MW、無功3.7MVar。10kV 母線分環運行，024斷路器、022斷路器分閘，10kV Ⅱ段饋線002斷路器合閘。14:09 3號機微機保護“基波零序定子接地保護零序電壓靈敏段”動作，使正在運行的3號機事故跳閘甩負荷停機。

圖1 電站接線圖

7月10日，1號機13:02有功負荷16MW、無功為1MVar；2號機13:02有功負荷16MW、無功為2MVar；110kV 四五線13:02有功負荷0MW、無功0MVar；110kV 河四線13:02有功負荷34.1MW、無功為1.9MVar。10kV 母線合環運行，024斷路器、022斷路器合閘，10kV Ⅱ段饋線002斷路器合閘。13:02窄巷口電站正在運行中的1、2號發電機保護“基波零序定子接地保護零序電壓高值段動作”，造成1、2號發動機組甩負荷停機。

2 10kV Ⅱ段饋線線路故障原因分析及解決方法

2.1 故障原因分析

第一次10kV Ⅱ段饋線線路故障原因分析。經討論和現場核實判斷事故原因，10kV 母線道內II段母線A 相上因廠房頂部防水堵漏工程存在問題，導致在室外滲漏導致造成線路接地。在經過對現場設備核實后判斷，第一次10kV 母線合環運行，1、2號機出力，1、2號機組甩負荷后10kV 母線上有漏膠情況出現。但經過經現場勘查核實，發現滴膠未成線狀且母線有熱縮絕緣套管，發生接地短路故障幾率極其微小。

第二次10kV Ⅱ段饋線線路故障原因分析。第二次事故發生后初步判斷為10kV Ⅱ段饋線0號桿至五級紅板橋架空裸線下大部分樹枝接近線路。經過對現場設備的核實，發現第二次母線10kV 開環運行，1、3號機出力，只有3號機甩負荷、1號機運行正常。由此經過判斷，得出出故障點來自10kV Ⅱ段饋線，因樹枝過高導致接地。

第三次10kV Ⅱ段饋線線路故障原因分析。第三次事故發生后判斷為10kV Ⅱ饋線A 相瞬間樹枝接地，經現場實地勘查靠近山體側（A 相）沿線樹枝很多位置與架空線靠近。自窄巷口電站三臺機組保護盤技改后，根據成科院繼保的相關規定，要求機組轉子一點接地、定子一點接地均由信號改為出口。三次故障都因“基波零序定子接地保護零序電壓高值段動作”，造成事故停機。

2.2 故障數據分析

第一次事故數據分析。第一次機組出口10kV母線系統發生單相（A 項）瞬間接地，造成1、2號機基波零序定子接地保護零序電壓高值段動作甩負荷停機，具體數據如表1。

表1 第一次故障儀器設備檢測數據表

第二次事故數據分析。3號機微機保護“基波零序定子接地保護零序電壓靈敏段”動作，使正在運行的3號機事故跳閘甩負荷停機，具體數據如表2。

表2 第二次故障儀器設備檢測數據表

第三次事故數據分析。電站正在運行中的1、2號發電機保護“基波零序定子接地保護零序電壓高值段動作”，造成1、2號發動機組甩負荷停機，具體數據如表3。

表3 第三次故障儀器設備檢測數據表

2.3 線路管理中的不足之處

發生第一次事故停機后，未深入分析事故原因，牽強地找到一個不切實際的理由，導致檢查范圍縮小、未找到事故主因，管理組未對這一判斷提出質疑、未加大巡查范圍，導致故障點仍然存在，進而誘發第二次事故的出現，在第二次事故停機后砍青工作未及時展開，擱置時間過長，管理人員麻痹的思想和薄弱的汛期安全意識是誘發第三次事故停機的主要原因。下面就管理中的不足進行展開說明。

管理人員責任不足。電站管理人員責任心不強，安全意識淡薄，第一次事故發生后未引起高度重視，僅只是安排人員對10kV 母線進行檢查，未擴大巡視范圍對故障范圍內設備進行全面檢查，事故原因分析判斷出現偏差，導致同類事故重復發生；巡檢不足。電站對戶外10kV 饋線巡視、檢查、維護不到位，未執行定期巡檢，未安排人員對線路進行檢查維護，自保護信號改為保護出口后，以往保護信號頻發的現象未能引起重視，導致線路隱患發現時處理不及時。

工作流于表面。電站管理人員主體責任落實不足、風險意識不強，對工作計劃存在抓而不實的現象。生產、技術部門對此次事故分析報告及整改計劃審核把關不嚴，分析報告未查明根本原因，檢查結果簡單粗糙，處理事故措施不夠細致、具體；繼電保護不足。電站10kV 饋線未配置獨立的繼電保護，線路一旦發生故障，發電機保護就會立即動作跳機組出口開關，甩負荷停機。

2.4 故障的解決方法

2.4.1 第一次10kV Ⅱ段饋線線路故障

監視1、2號機組停機正常后，及時匯報調度和電站值班管理人員，電站管理層與維護人員到現場全面檢查，在現場檢查過程中發現，1、2號機保護盤動作報告均顯示“基波零序定子接地保護零序電壓高值段動作”，10kV 系統A 相接地，造成運行中的1、2號機組甩負荷停機，反復檢查后均未發現異常。而后，電站分別對停機后的1號、2號機組定子線圈進行絕緣測量，數據顯示正常，與梯調聯系分別開1、2機至“空載”態檢查、均正常。最后檢查2號機，顯示并列帶有功負荷15MW，檢查結果正常；1號機并列帶有功負荷14MW，檢查結果正常。

2.4.2 第二次10kV Ⅱ段饋線線路故障

監視3號機組停機正常后，及時匯報調度和電站值班管理人員，電站管理層與維護人員到現場對機組及10kV Ⅱ段母線系統進行全面檢查，發現3號機微機保護發“基波零序定子接地保護零序電壓靈敏段”動作，在現場初步判斷10kV Ⅱ段饋線0號桿至五級紅板橋架空裸線下大部分樹枝接近線路，存在風吹等因素導致架空線瞬間單相接地可能性極高。隨后電站聯系調度將3號機由熱備用操作至檢修狀態，拆除3號機出口母線處蓋板，拆除3號機出口及中性點母排連板，分別對3號機定子繞組進行絕緣電阻及吸收比、直流耐壓試驗和3號機出口母排及PT二次絕緣進行檢查，檢查結果均合格。最后檢查3號機，顯示并列帶有功負荷17MW、正常。

2.4.3 第三次10kV Ⅱ段饋線線路故障

監視1、2號機組停機正常后，及時匯報調度和電站值班管理人員，電站管理層與維護人員到現場全面檢查，現場檢查發現1、2號機保護盤動作報告均顯示“基波零序定子接地保護零序電壓高值段動作”，依據微機錄波盤故障錄波圖顯示，初步判斷為A 相瞬間接地導致，經過討論判斷為10kV Ⅱ饋線A 相瞬間樹枝接地。檢查1號、2號機組定子對地絕緣正常后，隨后與梯調聯系分別開1、2機遞升加壓檢查、均正常。

故障判斷后，立即聯系調度將10kV Ⅱ饋線由運行轉為檢修狀態，并組織人員對10kV Ⅱ饋線架空線路進行巡線砍青，其中發現靠近山體側（A 相）沿線樹枝很多位置與架空線靠近，經風速儀顯示結果發現，當日南風風力3～4級，風速24km/h，且處于河道邊坡風速較修文縣平均風速大，在風作用下樹枝觸及架空線的可能性極大，經分析保護動作行為正確。經梯調室與中調對保護動作情況及現場故障線路隔離情況確認，最后1號機、2機發電運行正常。

3 對10kV Ⅱ段饋線線路故障的具體強化措施

增強安全培訓，強化管理學習。電站立即組織開展一期管理人員及專業人員安全培訓、常見繼電保護事故分析、處理培訓，并將培訓情況上報安監部。組織所有人員對機組三次甩負荷事故原因、暴露問題及反措進行認真學習討論，并將學習情況詳細記錄在安全活動本上備查。切實做到所有人員真正的吸取事故教訓、舉一反三，杜絕類似事故再次發生。

增強巡檢力度，實時跟蹤進展情況。按要求建立10kV 饋線日常巡視、維護、檢查記錄，確保隱患及時發現及時消除，所有電站、部門必須對提交的檢修技改計劃進行關注跟蹤，實時掌握項目進展情況，組織召開檢修技改項目推進專題會，確保項目落地落實，進展情況及時向相關部門及廠領導反饋；增加警示、告示牌。向當地村民告知此區域有觸電風險，加裝臨時警示圍欄，懸掛“止步，高壓危險”標識牌，催促生產技術部、計劃營銷部推進線路改造進度，從技術上徹底解決線路安全隱患，防止人身觸電事故的發生。

制定完善的電壓保護實施方案。生產技術部研究制定在饋線上設置零序電壓保護實施方案，實現當饋線發生故障時先跳開饋線斷路器，將故障點與發電機組和10kV 母線隔離，保證機組穩定運行；增加應急小組，制定應急預案。為防止出現緊急事故的發生，應當組建體系完善的應急小組，從上而下全員參與，保證人人都有應急意識和應急手段，編制并持續優化應急預案以降低事故的影響，保障人員安全；對輸電線路進行改造。對10kV Ⅱ段饋線分段改造計劃，對砍青難度大的區域先更換為絕緣電纜。

綜上，要著重管理，在過程中找出問題所在，通過積累的經驗解決問題，要在管理中預防故障的發生，使得故障發生的頻率大大降低，以此保證水電站的良好發展，提升其在行業中的地位和能力，在一定程度上還能夠促進行業的健康發展。