一起水电站10kVⅡ段馈线线路故障原因分析

国家能源集团贵州电力有限公司红枫水力发电厂 尚靖东

本次故障发生在梯级上下游两水电站间厂用10kV Ⅱ段馈线上，下游电站取自上游电站10kV Ⅱ段馈线作为厂用电源点，一旦馈线发生故障将导致下游电站全站失压。在汛期经常发生因树枝生长过盛，导致线路接地事件发生。为此对该电站三次10kV Ⅱ段馈线故障进行分析，提出相应的防范措施。

1 故障前工况

5月14日，1号机带有功负荷14MW、 无功为4MVar；2号机带有功负荷14MW、 无功为3MVar；110kV 四五线有功负荷-41.6MW、无功为1.1MVar；110kV 河四线16:40有功负荷70MW、无功为4.3MVar。10kV 母线合环运行，024断路器、022断路器合闸，10kV Ⅱ段馈线002断路器合闸。16:42机组出口10kV 母线系统发生单相（A 项）瞬间接地造成1、2号机基波零序定子接地保护零序电压高值段动作甩负荷停机。

6月2日，1号机带有功负荷17MW、无功为3 MVar；3号机带有功负荷16.4MW、无功为3MVar；110kV 河四线故障前有功负荷33.2MW、无功3.7MVar。10kV 母线分环运行，024断路器、022断路器分闸，10kV Ⅱ段馈线002断路器合闸。14:09 3号机微机保护“基波零序定子接地保护零序电压灵敏段”动作，使正在运行的3号机事故跳闸甩负荷停机。

图1 电站接线图

7月10日，1号机13:02有功负荷16MW、无功为1MVar；2号机13:02有功负荷16MW、无功为2MVar；110kV 四五线13:02有功负荷0MW、无功0MVar；110kV 河四线13:02有功负荷34.1MW、无功为1.9MVar。10kV 母线合环运行，024断路器、022断路器合闸，10kV Ⅱ段馈线002断路器合闸。13:02窄巷口电站正在运行中的1、2号发电机保护“基波零序定子接地保护零序电压高值段动作”，造成1、2号发动机组甩负荷停机。

2 10kV Ⅱ段馈线线路故障原因分析及解决方法

2.1 故障原因分析

第一次10kV Ⅱ段馈线线路故障原因分析。经讨论和现场核实判断事故原因，10kV 母线道内II段母线A 相上因厂房顶部防水堵漏工程存在问题，导致在室外渗漏导致造成线路接地。在经过对现场设备核实后判断，第一次10kV 母线合环运行，1、2号机出力，1、2号机组甩负荷后10kV 母线上有漏胶情况出现。但经过经现场勘查核实，发现滴胶未成线状且母线有热缩绝缘套管，发生接地短路故障几率极其微小。

第二次10kV Ⅱ段馈线线路故障原因分析。第二次事故发生后初步判断为10kV Ⅱ段馈线0号杆至五级红板桥架空裸线下大部分树枝接近线路。经过对现场设备的核实，发现第二次母线10kV 开环运行，1、3号机出力，只有3号机甩负荷、1号机运行正常。由此经过判断，得出出故障点来自10kV Ⅱ段馈线，因树枝过高导致接地。

第三次10kV Ⅱ段馈线线路故障原因分析。第三次事故发生后判断为10kV Ⅱ馈线A 相瞬间树枝接地，经现场实地勘查靠近山体侧（A 相）沿线树枝很多位置与架空线靠近。自窄巷口电站三台机组保护盘技改后，根据成科院继保的相关规定，要求机组转子一点接地、定子一点接地均由信号改为出口。三次故障都因“基波零序定子接地保护零序电压高值段动作”，造成事故停机。

2.2 故障数据分析

第一次事故数据分析。第一次机组出口10kV母线系统发生单相（A 项）瞬间接地，造成1、2号机基波零序定子接地保护零序电压高值段动作甩负荷停机，具体数据如表1。

表1 第一次故障仪器设备检测数据表

第二次事故数据分析。3号机微机保护“基波零序定子接地保护零序电压灵敏段”动作，使正在运行的3号机事故跳闸甩负荷停机，具体数据如表2。

表2 第二次故障仪器设备检测数据表

第三次事故数据分析。电站正在运行中的1、2号发电机保护“基波零序定子接地保护零序电压高值段动作”，造成1、2号发动机组甩负荷停机，具体数据如表3。

表3 第三次故障仪器设备检测数据表

2.3 线路管理中的不足之处

发生第一次事故停机后，未深入分析事故原因，牵强地找到一个不切实际的理由，导致检查范围缩小、未找到事故主因，管理组未对这一判断提出质疑、未加大巡查范围，导致故障点仍然存在，进而诱发第二次事故的出现，在第二次事故停机后砍青工作未及时展开，搁置时间过长，管理人员麻痹的思想和薄弱的汛期安全意识是诱发第三次事故停机的主要原因。下面就管理中的不足进行展开说明。

管理人员责任不足。电站管理人员责任心不强，安全意识淡薄，第一次事故发生后未引起高度重视，仅只是安排人员对10kV 母线进行检查，未扩大巡视范围对故障范围内设备进行全面检查，事故原因分析判断出现偏差，导致同类事故重复发生；巡检不足。电站对户外10kV 馈线巡视、检查、维护不到位，未执行定期巡检，未安排人员对线路进行检查维护，自保护信号改为保护出口后，以往保护信号频发的现象未能引起重视，导致线路隐患发现时处理不及时。

工作流于表面。电站管理人员主体责任落实不足、风险意识不强，对工作计划存在抓而不实的现象。生产、技术部门对此次事故分析报告及整改计划审核把关不严，分析报告未查明根本原因，检查结果简单粗糙，处理事故措施不够细致、具体；继电保护不足。电站10kV 馈线未配置独立的继电保护，线路一旦发生故障，发电机保护就会立即动作跳机组出口开关，甩负荷停机。

2.4 故障的解决方法

2.4.1 第一次10kV Ⅱ段馈线线路故障

监视1、2号机组停机正常后，及时汇报调度和电站值班管理人员，电站管理层与维护人员到现场全面检查，在现场检查过程中发现，1、2号机保护盘动作报告均显示“基波零序定子接地保护零序电压高值段动作”，10kV 系统A 相接地，造成运行中的1、2号机组甩负荷停机，反复检查后均未发现异常。而后，电站分别对停机后的1号、2号机组定子线圈进行绝缘测量，数据显示正常，与梯调联系分别开1、2机至“空载”态检查、均正常。最后检查2号机，显示并列带有功负荷15MW，检查结果正常；1号机并列带有功负荷14MW，检查结果正常。

2.4.2 第二次10kV Ⅱ段馈线线路故障

监视3号机组停机正常后，及时汇报调度和电站值班管理人员，电站管理层与维护人员到现场对机组及10kV Ⅱ段母线系统进行全面检查，发现3号机微机保护发“基波零序定子接地保护零序电压灵敏段”动作，在现场初步判断10kV Ⅱ段馈线0号杆至五级红板桥架空裸线下大部分树枝接近线路，存在风吹等因素导致架空线瞬间单相接地可能性极高。随后电站联系调度将3号机由热备用操作至检修状态，拆除3号机出口母线处盖板，拆除3号机出口及中性点母排连板，分别对3号机定子绕组进行绝缘电阻及吸收比、直流耐压试验和3号机出口母排及PT二次绝缘进行检查，检查结果均合格。最后检查3号机，显示并列带有功负荷17MW、正常。

2.4.3 第三次10kV Ⅱ段馈线线路故障

监视1、2号机组停机正常后，及时汇报调度和电站值班管理人员，电站管理层与维护人员到现场全面检查，现场检查发现1、2号机保护盘动作报告均显示“基波零序定子接地保护零序电压高值段动作”，依据微机录波盘故障录波图显示，初步判断为A 相瞬间接地导致，经过讨论判断为10kV Ⅱ馈线A 相瞬间树枝接地。检查1号、2号机组定子对地绝缘正常后，随后与梯调联系分别开1、2机递升加压检查、均正常。

故障判断后，立即联系调度将10kV Ⅱ馈线由运行转为检修状态，并组织人员对10kV Ⅱ馈线架空线路进行巡线砍青，其中发现靠近山体侧（A 相）沿线树枝很多位置与架空线靠近，经风速仪显示结果发现，当日南风风力3～4级，风速24km/h，且处于河道边坡风速较修文县平均风速大，在风作用下树枝触及架空线的可能性极大，经分析保护动作行为正确。经梯调室与中调对保护动作情况及现场故障线路隔离情况确认，最后1号机、2机发电运行正常。

3 对10kV Ⅱ段馈线线路故障的具体强化措施

增强安全培训，强化管理学习。电站立即组织开展一期管理人员及专业人员安全培训、常见继电保护事故分析、处理培训，并将培训情况上报安监部。组织所有人员对机组三次甩负荷事故原因、暴露问题及反措进行认真学习讨论，并将学习情况详细记录在安全活动本上备查。切实做到所有人员真正的吸取事故教训、举一反三，杜绝类似事故再次发生。

增强巡检力度，实时跟踪进展情况。按要求建立10kV 馈线日常巡视、维护、检查记录，确保隐患及时发现及时消除，所有电站、部门必须对提交的检修技改计划进行关注跟踪，实时掌握项目进展情况，组织召开检修技改项目推进专题会，确保项目落地落实，进展情况及时向相关部门及厂领导反馈；增加警示、告示牌。向当地村民告知此区域有触电风险，加装临时警示围栏，悬挂“止步，高压危险”标识牌，催促生产技术部、计划营销部推进线路改造进度，从技术上彻底解决线路安全隐患，防止人身触电事故的发生。

制定完善的电压保护实施方案。生产技术部研究制定在馈线上设置零序电压保护实施方案，实现当馈线发生故障时先跳开馈线断路器，将故障点与发电机组和10kV 母线隔离，保证机组稳定运行；增加应急小组，制定应急预案。为防止出现紧急事故的发生，应当组建体系完善的应急小组，从上而下全员参与，保证人人都有应急意识和应急手段，编制并持续优化应急预案以降低事故的影响，保障人员安全；对输电线路进行改造。对10kV Ⅱ段馈线分段改造计划，对砍青难度大的区域先更换为绝缘电缆。

综上，要着重管理，在过程中找出问题所在，通过积累的经验解决问题，要在管理中预防故障的发生，使得故障发生的频率大大降低，以此保证水电站的良好发展，提升其在行业中的地位和能力，在一定程度上还能够促进行业的健康发展。