國家能源集團貴州電力有限公司紅楓水力發(fā)電廠 尚靖東

本次故障發(fā)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(fā)生故障將導致下游電站全站失壓。在汛期經(jīng)常發(fā)生因樹枝生長過盛，導致線路接地事件發(fā)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(huán)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(tǒng)發(fā)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(huán)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(huán)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(fā)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(fā)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(jīng)討論和現(xiàn)場核實判斷事故原因，10kV 母線道內(nèi)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(jīng)過對現(xiàn)場設備核實后判斷，第一次10kV 母線合環(huán)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(xiàn)。但經(jīng)過經(jīng)現(xiàn)場勘查核實，發(fā)現(xiàn)滴膠未成線狀且母線有熱縮絕緣套管，發(fā)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(fā)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(jīng)過對現(xiàn)場設備的核實，發(fā)現(xiàn)第二次母線10kV 開環(huán)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(jīng)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(fā)生后判斷為10kV Ⅱ饋線A 相瞬間樹枝接地，經(jīng)現(xiàn)場實地勘查靠近山體側(cè)（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(jù)成科院繼保的相關規(guī)定，要求機組轉(zhuǎn)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(shù)據(jù)分析

第一次事故數(shù)據(jù)分析。第一次機組出口10kV母線系統(tǒng)發(fā)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(shù)據(jù)如表1。

表1 第一次故障儀器設備檢測數(shù)據(jù)表

第二次事故數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)如表2。

表2 第二次故障儀器設備檢測數(shù)據(jù)表

第三次事故數(shù)據(jù)分析。電站正在運行中的1、2號發(fā)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(fā)動機組甩負荷停機，具體數(shù)據(jù)如表3。

表3 第三次故障儀器設備檢測數(shù)據(jù)表

2.3 線路管理中的不足之處

發(fā)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(zhì)疑、未加大巡查范圍，導致故障點仍然存在，進而誘發(fā)第二次事故的出現(xiàn)，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(fā)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(fā)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(nèi)設備進行全面檢查，事故原因分析判斷出現(xiàn)偏差，導致同類事故重復發(fā)生；巡檢不足。電站對戶外10kV 饋線巡視、檢查、維護不到位，未執(zhí)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(fā)的現(xiàn)象未能引起重視，導致線路隱患發(fā)現(xiàn)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(xiàn)象。生產(chǎn)、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(jié)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(fā)生故障，發(fā)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(jiān)視1、2號機組停機正常后，及時匯報調(diào)度和電站值班管理人員，電站管理層與維護人員到現(xiàn)場全面檢查，在現(xiàn)場檢查過程中發(fā)現(xiàn)，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(tǒng)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(fā)現(xiàn)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(shù)據(jù)顯示正常，與梯調(diào)聯(lián)系分別開1、2機至“空載”態(tài)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(jié)果正常；1號機并列帶有功負荷14MW，檢查結(jié)果正常。

2.4.2 第二次10kV Ⅱ段饋線線路故障

監(jiān)視3號機組停機正常后，及時匯報調(diào)度和電站值班管理人員，電站管理層與維護人員到現(xiàn)場對機組及10kV Ⅱ段母線系統(tǒng)進行全面檢查，發(fā)現(xiàn)3號機微機保護發(fā)“基波零序定子接地保護零序電壓靈敏段”動作，在現(xiàn)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(lián)系調(diào)度將3號機由熱備用操作至檢修狀態(tài)，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(jié)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(jiān)視1、2號機組停機正常后，及時匯報調(diào)度和電站值班管理人員，電站管理層與維護人員到現(xiàn)場全面檢查，現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)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(jù)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(jīng)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(diào)聯(lián)系分別開1、2機遞升加壓檢查、均正常。

故障判斷后，立即聯(lián)系調(diào)度將10kV Ⅱ饋線由運行轉(zhuǎn)為檢修狀態(tài)，并組織人員對10kV Ⅱ饋線架空線路進行巡線砍青，其中發(fā)現(xiàn)靠近山體側(cè)（A 相）沿線樹枝很多位置與架空線靠近，經(jīng)風速儀顯示結(jié)果發(fā)現(xiàn)，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(jīng)分析保護動作行為正確。經(jīng)梯調(diào)室與中調(diào)對保護動作情況及現(xiàn)場故障線路隔離情況確認，最后1號機、2機發(fā)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(yè)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(jiān)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(fā)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(fā)現(xiàn)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?shù)卮迕窀嬷藚^(qū)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(chǎn)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(fā)生。

制定完善的電壓保護實施方案。生產(chǎn)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(xiàn)當饋線發(fā)生故障時先跳開饋線斷路器，將故障點與發(fā)電機組和10kV 母線隔離，保證機組穩(wěn)定運行；增加應急小組，制定應急預案。為防止出現(xiàn)緊急事故的發(fā)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(xù)優(yōu)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(qū)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(jīng)驗解決問題，要在管理中預防故障的發(fā)生，使得故障發(fā)生的頻率大大降低，以此保證水電站的良好發(fā)展，提升其在行業(yè)中的地位和能力，在一定程度上還能夠促進行業(yè)的健康發(fā)展。