一起水电站主变压器烧毁事故的分析

俞 斌，张 理，高 博，丁津津，汪 玉，李远松

（1.国网安徽省电力公司电力科学研究院，安徽 合肥 230601；2.国网安徽省电力公司经济技术研究院，安徽 合肥 230022）

一起水电站主变压器烧毁事故的分析

俞 斌1，张 理2，高 博1，丁津津1，汪 玉1，李远松1

（1.国网安徽省电力公司电力科学研究院，安徽 合肥 230601；2.国网安徽省电力公司经济技术研究院，安徽 合肥 230022）

介绍了一起水电站主变压器和开关柜烧毁的事故。在缺乏事故资料和数据的情况下，从电网侧变电站保护装置的动作数据和故障录波报告出发，通过对现场起火情况查看和分析，推测了这起事故可能的诱发原因和发展过程，对水电站存在的问题提出了可行的整改措施和预防手段，防止该类严重事故再次发生。

主变压器；烧毁；直流系统；水电站

0 引言

2015-03-07，某水电站中1台110 kV变压器和2台6.3 kV开关柜起火烧毁，全站保护拒动，造成全站停电事故。因站内未配备相应故障录波器，所以只能从该站对侧变电站的保护动作行为及故障录波报告出发，运用仿真技术模拟事故的发生经过和保护动作行为，分析了事故的原因和经过。

1 事故前运行方式

1.1 一次设备运行方式

某水电站的一次主接线如图1所示。该水电站包含5条出线，1号出线连接电网某变电站，2号出线连接该站上游另一个小水电，3，4，5号出线连接用户负荷。事故前2-7号发电机组运行，1号机组备用；小水电机组X1，X2备用，X3，X4检修；1，2，3，5号主变运行。

1.2 二次设备运行方式

（1） 全站变压器主保护为差动和重瓦斯保护，后备保护为复合电压过电流和过负荷保护。

（2） 发电机主保护包括差动保护和过电压保护，后备保护包括复合电压过电流保护和定子过负荷保护。

（3） 电网侧出线主保护为纵差保护，后备保护包括距离和零序相关保护。

所有保护均为微机保护单套配置，正常投入。

2 事故经过

2015-03-07T20：56，3，4，5号机组声音突然异常，控制室照明忽闪失电。因3台机组在同一个厂房，不确定是所有机组还是部分机组异常。

随后，6.3 kV母线8号开关柜失火，110 kV开关站爆炸，2号主变顶部着火。

全站立即组织实施救火及机组紧急停机措施，在3，4，5号机组停机过程中，7号机灭磁柜着火。

运行人员将剩余的2号和6号机组停机。至此，全站停电。

22：00，8号开关柜主要着火点扑灭。

2015-03-08T05：45，2号主变因未采取有效灭火措施，燃烧至自然熄灭。

3 现场检查情况

在对现场进行详细检查后发现，这次事故主要起火设备为110 kV 2号主变压器、6.3 kV 8号和10号开关柜，如图1中用虚线框标出部分。8号和10号开关柜同处一个开关小室且相邻放置。

（1） 110 kV 2号主变。2号主变烧损严重。其中B相高压套管烧损情况最为严重，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。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。

（2） 8号和10号开关柜。8号开关柜烧毁严重，内部情况已经难以考证。现场检查时，8号开关柜残骸已被工作人员拆除，旁边的10号开关柜同样烧损严重。

图1 水电站一次主接线

（3） 2号主变保护屏。2号主变配有差动保护、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。现场检查时发现，主保护液晶屏不亮，后方控制单元有明显放电烧黑痕迹。拆开2号主变保护屏检查发现，主保护控制板开关量检测端口放电烧损，端子2，5，10，15放电明显。这些端子对应信号关系为：端口2对应远方操作位置，端口5对应本体轻瓦斯，端口10对应本体重瓦斯，端口15对应24 V电源。同时，电源板24 V遥信电源模块存在过流烧损现象。

（4） 7号机组灭磁柜。经现场检查，发现7号机组灭磁柜存在起火现象，为励磁回路熔断器熔断引燃所致。

4 保护装置动作情况

4.1 站内保护装置动作情况分析

从事故现场情况来看，主要着火设备已经严重烧毁，受损设备较多，起始故障点无法直接找到。事故发生后，水电站内所有保护处于失电状态。恢复供电后，检查主变保护屏及其他保护时发现，整个事故过程中二次保护均未动作，无相关开入开出报警信号记录，保护装置均没有保存下来的动作报告。同时，全站未配备故障录波装置，变压器保护录波功能也未投入，因此也没有站内故障录波图。仅有站内记录显示，2015-03-07T21：34：58蓄电池交流失电报警。站内相关故障数据的缺失，进一步增加了事故分析工作的难度。

4.2 相邻线路保护动作情况分析

由于水电站内保护未动作，事故发生后，与该水电站相连的1号出线对侧某变电站线路后备保护动作，将电网与该水电站故障点相隔离。

由于变电站线路保护装置未对时，但故障录波器对时准确，以下分析采用故障录波器起动时间作为绝对时间，并将保护动作时间进行修正。因此，以变电站故障录波器第1次起动的时间，即2015-03-07T20：59：00：792为保护启动的时刻。

（1） 0 ms。线路B，C两相电压部分降低，相位基本一致，且无零序电压3U0；线路B，C两相电流相位基本相反，同时无零序电流3I0。从上述电气量变化特征可以看出，这个时间段内1号出线发生了B，C两相相间短路故障。

（2） 304 ms。线路保护相间距离II段出口，于343 ms跳开线路开关。

（3） 4 600 ms。线路保护重合闸出口，于5 571 ms开关合上。

（4） 5 630 ms。相间距离II段保护出口，从录波图上表明，1号出线的故障已经转换为AB相相间短路故障。

至此，电网侧切除了该水电站内故障点。

5 故障关键点分析

本次水电站事故后果极为严重，但是缺乏事故发生的相关数据，事故原因较难分析。在查看现场情况的基础上，通过推测与仿真分析互相印证，对事故情况做出以下推断。

5.1 事故起始点的判断

根据现场烧毁情况来看，事故起始点有以下2种可能。

（1） 事故首先发生在主变高压侧。由相邻变电站录波图可以看出，事故初期为B，C两相相间短路，但水电站主变保护未动作，由相邻线路后备保护动作。而故障电流一直存在，从而导致10号开关柜起火，进而引燃与其相邻的8号开关柜。

（2） 事故首先发生在主变低压侧10号开关柜或8号开关柜。假设低压侧首先发生单相接地故障，由于低压侧为非接地系统，故障相中的电流仅是对地电容电流，而非故障相对地电压升为原来的3倍，单相接地故障不足以引起保护装置动作。若发展为低压侧两相短路故障，但如低压侧发生两相短路，其故障波形与电网侧故障录波器的波形不符。

根据以上分析，判断事故起始点应该在高压侧，即第1种情况。也就是高压侧首先发生BC相间短路，相邻线路后备保护动作并重合后，事故发展为AB相间短路。

5.2 水电站内保护装置拒动原因

在主变高压侧发生BC相间短路后，主变主、后备保护，以及发电机主、后备保护均未动作，且恢复供电后水电站内保护装置相关变位报告等也都没有记录。由电网侧变电站线路保护动作及重合时间可知，整个事故持续时间较长，且水电站内所有保护均未动作。出现这种情况的唯一可能性就是事故发生时，所有保护装置已经处于失电状态，无法对故障做出反应。

系统直流屏交流失电报警时间为当晚21：34：58，即故障后约0.5 h，与最后人工切除站内交流电源时间较为吻合，且事后排查时并未发现直流空开跳闸。结合主变保护控制板开关量检测端口和电源板24 V遥信电源模块烧损现象，推断事故发生后，交流高压串入直流系统，造成直流短路。由于蓄电池及直流线路老化，造成内部压降过大，到达保护装置的端电压过度降低，全站保护失电，所有保护均无法动作，开关未成功分闸，只能依靠相邻线路保护动作，这与事故后发现蓄电池电压明显过低相符。

与电网隔离后，所有机组尚未停机，6，7号机组仍通过110 kV母线向2号主变流入短路电流。由于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，高压套管爆裂，使变压器油暴露在空气中，引发变压器失火，导致故障进一步扩展到主变低压侧。3，4，5号机组通过6.3 kV母线继续向低压侧故障点流入短路电流，在大电流作用下，10号开关柜起火烧毁，进而引燃相邻的8号开关柜。

5.3 事故发展过程推断

依据现有数据资料、事故后现场情况及上述分析，对故障发展过程推断如下。

（1） 主变运行年限较长，老化严重，在负荷较大时发生高压侧BC相间短路。

（2） 事故发生后，高压交流串入直流回路，导致直流系统短路，全站直流电压过低，进而全站保护失电。

（3） 主变差动、主变复压过流和发电机复压过流保护本应动作，但均由于保护装置失电而未能正常启动，故障无法切除。

（4） 由于站内保护装置无法切除故障，由电网侧变电站线路保护装置BC相间距离保护II段动作。随后重合于AB相间短路，电网侧变电站线路保护装置AB相间距离保护II段动作，永久跳闸。至此，全站脱网运行。

（5） 6，7号机组继续通过110 kV母线向2号主变流入短路电流，故障进一步扩展到主变低压侧，3，4，5号机组通过6.3 kV母线继续向低压侧故障点流入短路电流。在大电流作用下，10号开关柜起火烧毁，进而引燃相邻的8号开关柜。

6 主要问题和整改措施

此事故暴露出该水电站在设备维护、装置配备等方面存在诸多问题，对此提出以下几点整改措施。

6.1 加强设备试验管理

检查2号主变历史试验情况发现，主要存在以下几点不足：

（1） 试验记录简单且未形成专业报告；

（2） 试验项目不全，主变套管末屏绝缘试验、油化试验未开展；

（3） 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；

（4） 继电保护测试仪等检测仪器也多年未检验，仪器准确度和相关试验结果存在不确定性。

对于运行年限较长、老化严重的主变，应该按照规程加强检修试验工作；对无法继续运行的设备及时进行更新、改造；对检验周期超期的仪器和设备及时送检。

6.2 配备故障录波装置

水电站未配备故障录波装置，主变保护录波功能也未投入。即使在直流电源正常的情况下，也无法获得故障时的录波图形。

应配备相应的故障录波装置，便于充分了解事故时刻的系统状态，为找出事故原因和事故分析提供依据。

6.3 加强保护装置、时钟以及备用电源配置与管理

主变保护装置等端子排多处线头裸露，且站内所有保护及其他装置均未对时，保护装置采用单一电源供电，这都给保护系统运行带来极大风险。

应该规范对保护装置的布置与管理维护，提高保护的可靠性。

6.4 及时更换、改造老旧设备和线路

部分设备和二次回路投入时间早，运行时间较长，设备老化现象较为严重，应该根据有关规程对设备进行及时更新、改造。

7 结束语

此次事故是由于站内保护拒动，引起主变等设备烧毁的，虽较为少见，但后果极为严重。事故的深层次原因为设备陈旧、维护试验不规范等，因此工作中应及时对陈旧设备进行更新、改造，重视设备日常管理维护，加强运行检修人员技能培训。将事故隐患消灭在萌芽状态，保障电站安全稳定运行。

2016-03-16。

俞 斌（1986-），男，工程师，主要从事电力系统继电保护与自动化工作，email：ee.yubin@foxmail.com。

张 理（1989-），女，工程师，主要从事电力系统可靠性、规划工作。

高 博（1981-），男，高级工程师，主要从事电力系统继电保护与自动化工作。

丁津津（1985-），男，工程师，主要从事电力系统继电保护与自动化工作。

汪 玉（1987-），男，工程师，主要从事电力系统继电保护与自动化工作。

李远松（1987-），男，工程师，主要从事电力系统继电保护与自动化工作。