佛子岭水电站故障分析报告资料要点

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1、佛子岭水电站故障分析报告3月7日晚六安佛子岭水电站发生全厂停电事故，一台6.3kV开关柜和一台110kV变压器在事故中起火。安徽电力调控中心会同电力科学研究院相关人员于3月9日对现场进行了查看，调阅了现场资料，询问了相关现场人员。现对该事故过程及原因总结分析如下：一．事故前全站运行状态全站一次主接线图如图1所示，事故前#2~#7发电机组运行，#1机组备用；小水电机组X1、X2备用，X3、X4检修；#1、#2、#3、#5主变运行。全厂上网负荷32700kW。二．事故发生经过3月7日晚20:56，值班人员发觉#3，#4，#5机组声音突然异常（3台机组在同一个厂房，不确定是所有机组还是部分机

2、组），控制室照明忽闪失电，随后值班人员发现6.3kV母线#8开关柜失火；返回控制室汇报情况时，110kV开关站二声爆炸，#2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，在老厂停机过程中，新厂#7机组灭磁柜着火（主要为熔断器熔断）。其次，运行人员将剩余的#2，#6号机组停机，至此，全站停电。#8开关柜主要着火点于22:00扑灭，因无有效灭火措施#2主变燃烧至凌晨5:45自然熄灭。三．主要起火设备及保护动作情况：本次事故主要起火设备为6.3kV#8开关柜和110kV#2主变压器，于图1中用红线框标出。#8开关柜，型号ZN28-10/1250-20/10，生产厂家杭州开关厂，投运时

3、间1995年。#2主变，型号SF7-8000/121，额定容量8000kVA，变比121/6.3，合肥变压器厂生产，序号882302-1，投运时间1988年。图1佛子岭水电站一次主接线图保护动作情况大致如下（保护动作及录波图见附录）：佛子岭全站所有保护均未动作，也未有告警信号。其与电网相连的对侧文峰变保护动作如下，因保护装置未对时，以故障录波器起动时间为准：2015-3-720:59:00文峰变保护动作2ms保护启动304ms相间距离II段出口（BC相）4600ms重合出口5630ms相间距离II段出口（AB相）测距L=9.188kmBC相四．现场检查情况（1）#2主变现场检查#2主变

4、烧损严重。其中，B相高压套管烧损情况最明显，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股；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。图2#2主变烧损后各角度图(a)高压套管(b)B相高压套管引线溅落的铝渣图3#2主变高压套管(a)低压套管(b)A相低压套管溅落的铜渣图4#2主变低压套管（2）#8开关柜#8号开关柜已被烧成空壳子，内部情况难以考证。现场检查时，#8号开关柜残骸已被工作人员拆除，观察到旁边的#10号开关柜同样烧损严重。图5#8号开关柜残余引线(a)#10开关柜正面(a)#10开关柜背面图6#10开关柜（3）#2主变

5、保护屏#2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，现场检查时主保护液晶屏不亮，后方控制单元有明显放电烧黑痕迹，如图7所示。拆下来进一步检查发现，主保护控制板开关量检测端口放电烧损，如图8所示；端子2、5、10、15放电明显，如图9所示，信号对应关系：端口2--远方操作位置，端口5--本体轻瓦斯，端口10--本体重瓦斯，端口15--24V电源。同时电源板24V遥信电源模块存在过流烧损现象，如图10所示。图7#2主变保护屏及主保护控制单元图8#2主变的主保护控制板图9#2主变的主保护控制板开关量检测端口图10#2主变的主保护电源板五．故障可能发展过

6、程与原因分析由于主要着火设备已经严重烧毁，而且事故中受损设备较多，事故时的起始故障点根本无法直接找到。另外，事后恢复低压电源检查主变保护屏时发现，整个事故过程中，二次保护均未动作，而且无动作信号，全站未配备故障录波装置，变压器保护录波功能也未投入，进一步增加了故障分析工作的难度。（1）故障发展过程依据现有资料，可能的故障发展过程推测如下：1）#8号开关柜由于设备绝缘击穿，发生B相接地短路，导致6.3kV母线故障，反映到110kV侧为B、C相间故障。2）2ms后，对侧文峰变保护启动；304ms，文峰变线路保护B、C相相间距离保护II段动作；3）6.3kV母线电压降低，导致#2厂用变失压，

7、厂用交流电首先失电。4）直流屏报交流失电，切换备用电源，但切换失败，全站保护失电。5）故障持续至3s左右，主变复压过流和发电机复压过流保护本应动作，但均由于保护失电未能正常启动，故障持续。6）4600ms，文峰变保护重合，5630ms时，文峰变线路保护A、B相相间距离保护II段动作，此时对应6.3kV母线为A相接地短路。至此，佛子岭电站脱网运行。7）电站人员组织人工停机及其他措施。（2）故障原因分析a）事故的起始点在哪里？据现场值班人员汇报，故