一起水電站主變壓器燒毀事故的分析

俞 斌，張 理，高 博，丁津津，汪 玉，李遠松

（1.國網安徽省電力公司電力科學研究院，安徽 合肥 230601；2.國網安徽省電力公司經濟技術研究院，安徽 合肥 230022）

一起水電站主變壓器燒毀事故的分析

俞 斌1，張 理2，高 博1，丁津津1，汪 玉1，李遠松1

（1.國網安徽省電力公司電力科學研究院，安徽 合肥 230601；2.國網安徽省電力公司經濟技術研究院，安徽 合肥 230022）

介紹了一起水電站主變壓器和開關柜燒毀的事故。在缺乏事故資料和數據的情況下，從電網側變電站保護裝置的動作數據和故障錄波報告出發，通過對現場起火情況查看和分析，推測了這起事故可能的誘發原因和發展過程，對水電站存在的問題提出了可行的整改措施和預防手段，防止該類嚴重事故再次發生。

主變壓器；燒毀；直流系統；水電站

0 引言

2015-03-07，某水電站中1臺110 kV變壓器和2臺6.3 kV開關柜起火燒毀，全站保護拒動，造成全站停電事故。因站內未配備相應故障錄波器，所以只能從該站對側變電站的保護動作行為及故障錄波報告出發，運用仿真技術模擬事故的發生經過和保護動作行為，分析了事故的原因和經過。

1 事故前運行方式

1.1 一次設備運行方式

某水電站的一次主接線如圖1所示。該水電站包含5條出線，1號出線連接電網某變電站，2號出線連接該站上游另一個小水電，3，4，5號出線連接用戶負荷。事故前2-7號發電機組運行，1號機組備用；小水電機組X1，X2備用，X3，X4檢修；1，2，3，5號主變運行。

1.2 二次設備運行方式

（1） 全站變壓器主保護為差動和重瓦斯保護，后備保護為復合電壓過電流和過負荷保護。

（2） 發電機主保護包括差動保護和過電壓保護，后備保護包括復合電壓過電流保護和定子過負荷保護。

（3） 電網側出線主保護為縱差保護，后備保護包括距離和零序相關保護。

所有保護均為微機保護單套配置，正常投入。

2 事故經過

2015-03-07T20：56，3，4，5號機組聲音突然異常，控制室照明忽閃失電。因3臺機組在同一個廠房，不確定是所有機組還是部分機組異常。

隨后，6.3 kV母線8號開關柜失火，110 kV開關站爆炸，2號主變頂部著火。

全站立即組織實施救火及機組緊急停機措施，在3，4，5號機組停機過程中，7號機滅磁柜著火。

運行人員將剩余的2號和6號機組停機。至此，全站停電。

22：00，8號開關柜主要著火點撲滅。

2015-03-08T05：45，2號主變因未采取有效滅火措施，燃燒至自然熄滅。

3 現場檢查情況

在對現場進行詳細檢查后發現，這次事故主要起火設備為110 kV 2號主變壓器、6.3 kV 8號和10號開關柜，如圖1中用虛線框標出部分。8號和10號開關柜同處一個開關小室且相鄰放置。

（1） 110 kV 2號主變。2號主變燒損嚴重。其中B相高壓套管燒損情況最為嚴重，套管瓷瓶爆裂，導電桿及接線柱彎折，鋼芯鋁絞引出線被燒斷。C相高壓套管瓷瓶爆裂，紙絕緣外露。低壓套管全部破裂跌落，其中A相低壓套管銅導電桿融化濺落。

（2） 8號和10號開關柜。8號開關柜燒毀嚴重，內部情況已經難以考證。現場檢查時，8號開關柜殘骸已被工作人員拆除，旁邊的10號開關柜同樣燒損嚴重。

圖1 水電站一次主接線

（3） 2號主變保護屏。2號主變配有差動保護、非電量保護和后備保護。差動保護和非電量保護均設置在主保護控制屏。現場檢查時發現，主保護液晶屏不亮，后方控制單元有明顯放電燒黑痕跡。拆開2號主變保護屏檢查發現，主保護控制板開關量檢測端口放電燒損，端子2，5，10，15放電明顯。這些端子對應信號關系為：端口2對應遠方操作位置，端口5對應本體輕瓦斯，端口10對應本體重瓦斯，端口15對應24 V電源。同時，電源板24 V遙信電源模塊存在過流燒損現象。

（4） 7號機組滅磁柜。經現場檢查，發現7號機組滅磁柜存在起火現象，為勵磁回路熔斷器熔斷引燃所致。

4 保護裝置動作情況

4.1 站內保護裝置動作情況分析

從事故現場情況來看，主要著火設備已經嚴重燒毀，受損設備較多，起始故障點無法直接找到。事故發生后，水電站內所有保護處于失電狀態。恢復供電后，檢查主變保護屏及其他保護時發現，整個事故過程中二次保護均未動作，無相關開入開出報警信號記錄，保護裝置均沒有保存下來的動作報告。同時，全站未配備故障錄波裝置，變壓器保護錄波功能也未投入，因此也沒有站內故障錄波圖。僅有站內記錄顯示，2015-03-07T21：34：58蓄電池交流失電報警。站內相關故障數據的缺失，進一步增加了事故分析工作的難度。

4.2 相鄰線路保護動作情況分析

由于水電站內保護未動作，事故發生后，與該水電站相連的1號出線對側某變電站線路后備保護動作，將電網與該水電站故障點相隔離。

由于變電站線路保護裝置未對時，但故障錄波器對時準確，以下分析采用故障錄波器起動時間作為絕對時間，并將保護動作時間進行修正。因此，以變電站故障錄波器第1次起動的時間，即2015-03-07T20：59：00：792為保護啟動的時刻。

（1） 0 ms。線路B，C兩相電壓部分降低，相位基本一致，且無零序電壓3U0；線路B，C兩相電流相位基本相反，同時無零序電流3I0。從上述電氣量變化特征可以看出，這個時間段內1號出線發生了B，C兩相相間短路故障。

（2） 304 ms。線路保護相間距離II段出口，于343 ms跳開線路開關。

（3） 4 600 ms。線路保護重合閘出口，于5 571 ms開關合上。

（4） 5 630 ms。相間距離II段保護出口，從錄波圖上表明，1號出線的故障已經轉換為AB相相間短路故障。

至此，電網側切除了該水電站內故障點。

5 故障關鍵點分析

本次水電站事故后果極為嚴重，但是缺乏事故發生的相關數據，事故原因較難分析。在查看現場情況的基礎上，通過推測與仿真分析互相印證，對事故情況做出以下推斷。

5.1 事故起始點的判斷

根據現場燒毀情況來看，事故起始點有以下2種可能。

（1） 事故首先發生在主變高壓側。由相鄰變電站錄波圖可以看出，事故初期為B，C兩相相間短路，但水電站主變保護未動作，由相鄰線路后備保護動作。而故障電流一直存在，從而導致10號開關柜起火，進而引燃與其相鄰的8號開關柜。

（2） 事故首先發生在主變低壓側10號開關柜或8號開關柜。假設低壓側首先發生單相接地故障，由于低壓側為非接地系統，故障相中的電流僅是對地電容電流，而非故障相對地電壓升為原來的3倍，單相接地故障不足以引起保護裝置動作。若發展為低壓側兩相短路故障，但如低壓側發生兩相短路，其故障波形與電網側故障錄波器的波形不符。

根據以上分析，判斷事故起始點應該在高壓側，即第1種情況。也就是高壓側首先發生BC相間短路，相鄰線路后備保護動作并重合后，事故發展為AB相間短路。

5.2 水電站內保護裝置拒動原因

在主變高壓側發生BC相間短路后，主變主、后備保護，以及發電機主、后備保護均未動作，且恢復供電后水電站內保護裝置相關變位報告等也都沒有記錄。由電網側變電站線路保護動作及重合時間可知，整個事故持續時間較長，且水電站內所有保護均未動作。出現這種情況的唯一可能性就是事故發生時，所有保護裝置已經處于失電狀態，無法對故障做出反應。

系統直流屏交流失電報警時間為當晚21：34：58，即故障后約0.5 h，與最后人工切除站內交流電源時間較為吻合，且事后排查時并未發現直流空開跳閘。結合主變保護控制板開關量檢測端口和電源板24 V遙信電源模塊燒損現象，推斷事故發生后，交流高壓串入直流系統，造成直流短路。由于蓄電池及直流線路老化，造成內部壓降過大，到達保護裝置的端電壓過度降低，全站保護失電，所有保護均無法動作，開關未成功分閘，只能依靠相鄰線路保護動作，這與事故后發現蓄電池電壓明顯過低相符。

與電網隔離后，所有機組尚未停機，6，7號機組仍通過110 kV母線向2號主變流入短路電流。由于該變壓器運行時間已久，老化嚴重，在大電流作用下產生高溫，高壓套管爆裂，使變壓器油暴露在空氣中，引發變壓器失火，導致故障進一步擴展到主變低壓側。3，4，5號機組通過6.3 kV母線繼續向低壓側故障點流入短路電流，在大電流作用下，10號開關柜起火燒毀，進而引燃相鄰的8號開關柜。

5.3 事故發展過程推斷

依據現有數據資料、事故后現場情況及上述分析，對故障發展過程推斷如下。

（1） 主變運行年限較長，老化嚴重，在負荷較大時發生高壓側BC相間短路。

（2） 事故發生后，高壓交流串入直流回路，導致直流系統短路，全站直流電壓過低，進而全站保護失電。

（3） 主變差動、主變復壓過流和發電機復壓過流保護本應動作，但均由于保護裝置失電而未能正常啟動，故障無法切除。

（4） 由于站內保護裝置無法切除故障，由電網側變電站線路保護裝置BC相間距離保護II段動作。隨后重合于AB相間短路，電網側變電站線路保護裝置AB相間距離保護II段動作，永久跳閘。至此，全站脫網運行。

（5） 6，7號機組繼續通過110 kV母線向2號主變流入短路電流，故障進一步擴展到主變低壓側，3，4，5號機組通過6.3 kV母線繼續向低壓側故障點流入短路電流。在大電流作用下，10號開關柜起火燒毀，進而引燃相鄰的8號開關柜。

6 主要問題和整改措施

此事故暴露出該水電站在設備維護、裝置配備等方面存在諸多問題，對此提出以下幾點整改措施。

6.1 加強設備試驗管理

檢查2號主變歷史試驗情況發現，主要存在以下幾點不足：

（1） 試驗記錄簡單且未形成專業報告；

（2） 試驗項目不全，主變套管末屏絕緣試驗、油化試驗未開展；

（3） 試驗結果異常，高壓套管介損值相間、歷史數據間均存在較大差異；

（4） 繼電保護測試儀等檢測儀器也多年未檢驗，儀器準確度和相關試驗結果存在不確定性。

對于運行年限較長、老化嚴重的主變，應該按照規程加強檢修試驗工作；對無法繼續運行的設備及時進行更新、改造；對檢驗周期超期的儀器和設備及時送檢。

6.2 配備故障錄波裝置

水電站未配備故障錄波裝置，主變保護錄波功能也未投入。即使在直流電源正常的情況下，也無法獲得故障時的錄波圖形。

應配備相應的故障錄波裝置，便于充分了解事故時刻的系統狀態，為找出事故原因和事故分析提供依據。

6.3 加強保護裝置、時鐘以及備用電源配置與管理

主變保護裝置等端子排多處線頭裸露，且站內所有保護及其他裝置均未對時，保護裝置采用單一電源供電，這都給保護系統運行帶來極大風險。

應該規范對保護裝置的布置與管理維護，提高保護的可靠性。

6.4 及時更換、改造老舊設備和線路

部分設備和二次回路投入時間早，運行時間較長，設備老化現象較為嚴重，應該根據有關規程對設備進行及時更新、改造。

7 結束語

此次事故是由于站內保護拒動，引起主變等設備燒毀的，雖較為少見，但后果極為嚴重。事故的深層次原因為設備陳舊、維護試驗不規范等，因此工作中應及時對陳舊設備進行更新、改造，重視設備日常管理維護，加強運行檢修人員技能培訓。將事故隱患消滅在萌芽狀態，保障電站安全穩定運行。

2016-03-16。

俞 斌（1986-），男，工程師，主要從事電力系統繼電保護與自動化工作，email：ee.yubin@foxmail.com。

張 理（1989-），女，工程師，主要從事電力系統可靠性、規劃工作。

高 博（1981-），男，高級工程師，主要從事電力系統繼電保護與自動化工作。

丁津津（1985-），男，工程師，主要從事電力系統繼電保護與自動化工作。

汪 玉（1987-），男，工程師，主要從事電力系統繼電保護與自動化工作。

李遠松（1987-），男，工程師，主要從事電力系統繼電保護與自動化工作。