吳浩明

(廣州東方電力有限公司，廣東 廣州 511457)

1 事故前運(yùn)行方式

珠江電廠2號發(fā)變組及1號啟備變掛220 kV 2M母線運(yùn)行；2號機(jī)組廠用電由2號高廠變供電，6 kV公用I段母線由1號啟備變供電；公用IB段與廠用IIB段聯(lián)絡(luò)650b開關(guān)合閘，620b開關(guān)處于聯(lián)鎖備用狀態(tài)；6 kV脫硫II段由6 kV廠用IIB段607c開關(guān)供電。電廠6 kV廠用電具體接線見圖1。

2 事件經(jīng)過

2011-03-31，運(yùn)行人員發(fā)現(xiàn)670c開關(guān)柜二次室內(nèi)端子排C相端子破裂。

10:25～10:50，將6 kV脫硫II段母線由6 kV公用IB段供電倒至6 kV廠用IIB段供電。

10:52，更換脫硫II段電源開關(guān)670c電流回路端子。檢修人員更換了670c電流回路全部電流端子，并經(jīng)CT伏安特性、裝置采樣、回路絕緣、通流及直阻試驗，確認(rèn)CT特性及控制回路正常。

16:51，檢修處理結(jié)束。運(yùn)行人員拆除670c開關(guān)安措(拉開開關(guān)柜內(nèi)接地刀閘)，并測得電纜絕緣合格。

19:09，運(yùn)行人員將6 kV脫硫II段由6 kV廠用II段供電倒至6 kV公用IB段供電。

19:09:04，合620b開關(guān)正常，將6 kV公用IB段與6 kV廠用IIB段環(huán)網(wǎng)運(yùn)行。

19:09:51，合670c開關(guān)。

19:09:52，“650b過流、低壓側(cè)分支二后備跳閘、高廠變差動、高廠變重瓦斯動作、高廠變壓力釋放閥動作”光字牌報警。605b，620b，602a，602b，2202，F(xiàn)MK，41E開關(guān)跳、主機(jī)跳閘，鍋爐滅火，6 kV廠用IIa段自投正常。6 kV公用IB段、6 kV廠用IIb段失壓，廠低備變25T自投正常。6 kV公用I段配電室冒煙，消防隊到場滅火，670c開關(guān)未跳閘，手動打跳。

3 現(xiàn)場檢查情況

3.1 檢查各保護(hù)裝置動作情況

2號發(fā)變組保護(hù)A、B屏高廠變差動保護(hù)動作報警，發(fā)變組保護(hù)C屏2號高廠變重瓦斯保護(hù)動作報警，2號高廠變壓力釋放閥動作，670c開關(guān)過流I段、過流II段保護(hù)動作報警，620b開關(guān)過流保護(hù)動作報警，650b開關(guān)過流保護(hù)動作報警，1號啟備變保護(hù)低壓B分支過流保護(hù)動作報警，直流控制I段(6 kV公用IB段直流電源接在該段)負(fù)極接地報警。各保護(hù)裝置均正確動作。

3.2 油色譜分析

事故造成2號高廠變防爆玻璃破裂，大量變壓器油噴出。對2號高廠變開展油色譜檢查發(fā)現(xiàn)，2號高廠變油中各特征氣體均嚴(yán)重超標(biāo)，其中總烴值為12.255 ‰，乙炔值為4.702 ‰。而2號主變、1號啟備變的油色譜檢查結(jié)果合格。

3.3 檢查670c開關(guān)柜電纜室

電纜室內(nèi)三相電纜接線排及電纜線耳全部燒損，其中A，C相電纜燒損最嚴(yán)重；三相接地刀靜、動觸頭首觸部分都有明顯的燒損痕跡，接地刀的軟連接被燒熔；電纜室內(nèi)靠A相側(cè)柜板嚴(yán)重?zé)龘p。經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)，670c開關(guān)“五防”閉鎖功能正常，開關(guān)本體被故障波及熏黑，670c開關(guān)鄰近開關(guān)柜被故障波及而熏黑。

3.4 查閱故障錄波器記錄

查閱故障錄波器，顯示如下：

19:09:05，運(yùn)行人員合620b開關(guān)；

19:09:58，運(yùn)行合670c開關(guān)，發(fā)變組高廠變高壓側(cè)C相電流相量突變量啟動，6 kV廠用IIB段三相電壓由6 000 V下降至540 V，電流由1 248 A上升至最高19 144 A(平均值18 400 A)；

1 500 ms后，670c開關(guān)過流I段、過流II段保護(hù)動作(開關(guān)未跳開)；

故障發(fā)生1 825 ms后，650b開關(guān)過流保護(hù)動作跳開650b開關(guān)；

故障發(fā)生1 874 ms后，620b開關(guān)過流保護(hù)動作跳開620b開關(guān)。此時6 kV廠用IIB段602b開關(guān)電流由A相17 916 A下降至負(fù)荷電流值，6 kV廠用IIB段三相電壓A相電壓為0，B、C相電壓升高至5 869 V，顯示公用段故障點(diǎn)已與2號機(jī)組隔離，但高廠變已發(fā)生A相接地；

故障發(fā)生2 019 ms后，高廠變重瓦斯保護(hù)出口顯示2號高廠變已發(fā)生匝間短路，跳2202開關(guān)、602a，602b開關(guān)、勵磁系統(tǒng)FMK，41E開關(guān)；

故障發(fā)生2 376 ms后，因發(fā)電機(jī)衰減電壓造成匝間短路發(fā)展為相間接地短路，高廠變差動保護(hù)動作出口，但因公用IB未切除三相短路負(fù)荷造成電壓低，6 kV廠用IIB段電源切換裝置因“備用電源電壓低 ”而“閉鎖切換”，620b開關(guān)未自投；

故障發(fā)生2 003 ms后，1號啟備變B分支過流保護(hù)動作，605b開關(guān)跳閘切除短路電流。

3.5 保護(hù)檢查情況

670c保護(hù)、1號啟備變保護(hù)、2號發(fā)變組保護(hù)、650b開關(guān)保護(hù)整定值均與定值單相符，檢查動作回路為完好狀態(tài)，故障過程開關(guān)動作情況與定值單相符。

4 故障原因分析

(1) 從故障錄波圖可以看出，670c開關(guān)故障為三相短路故障，故障點(diǎn)在開關(guān)電纜室內(nèi)。故障直接原因為：電纜頭絕緣不良或在交叉部位存在絕緣缺陷，670c開關(guān)柜因負(fù)荷電流較大，電纜出線根數(shù)較多(每相3根，共9根)，電纜之間接線交叉，而電纜交叉處存在絕緣碰磨減薄現(xiàn)象。670c開關(guān)合閘時，操作過電壓首先將A，C相電纜頭交叉處擊穿，相間短路，短路電弧在電纜室內(nèi)迅速發(fā)展為三相短路，將A，B，C三相電纜接線板燒損。

(2) 670c開關(guān)合閘后，670c開關(guān)電纜室三相短路電弧產(chǎn)生的氣體沖擊及振動引起跳閘回路輔助結(jié)點(diǎn)接觸不好，導(dǎo)致670c開關(guān)跳閘回路斷線(DCS系統(tǒng)報“控制回路斷線”)，造成670c開關(guān)保護(hù)出口動作，但開關(guān)未跳開，未能及時切除故障點(diǎn)。

(3) 02T高廠變是雙分裂變壓器，屬沈陽變壓器廠上世紀(jì)90年代初的產(chǎn)品，該類變壓器本身存在抗短路能力差、耐短路機(jī)械強(qiáng)度不夠的隱患。本次670c開關(guān)柜三相短路點(diǎn)在6 kV公用I段，短路電流18 400 A，小于按國標(biāo)規(guī)定計算的耐受短路電流20 320 A，且2號高廠變在1 800 ms切除故障時，已經(jīng)發(fā)生內(nèi)部故障，這表明2號高廠變抗沖擊能力不能滿足國標(biāo)的要求。因此，2號高廠變自身存在抗短路能力差的隱患。

5 防范措施

(1) 2號高廠變在670c開關(guān)三相短路中，耐受19 000 A(8.3Ie)的短路電流在1 820 ms內(nèi)發(fā)生匝間短路，證明其耐受短路沖擊能力薄弱。因此，需對變壓器進(jìn)行增容及增強(qiáng)抗短路能力改造。

(2) 6 kV系統(tǒng)段間聯(lián)絡(luò)線、脫硫電源、電動給水泵電機(jī)等電源由于工作電流較大，多采用多根電纜并聯(lián)的供電方式。因此，必須對這些設(shè)備電纜的交叉情況開展普查、建立臺賬，并定期巡視檢查，對絕緣存在問題的電纜重做電纜終端頭。對其他存在交叉的電纜頭，采取增加熱縮絕緣套、改大零序電流互感器孔徑等方法來改善電纜接線空間條件，盡量保證各相電纜頭在空間位置上留有空氣距離。如受條件限制無法做到，應(yīng)在交叉部位采取增加熱縮絕緣墊等措施。

(3) 加強(qiáng)對6 kV開關(guān)設(shè)備的檢查維護(hù)力度，定期對開關(guān)輔助結(jié)點(diǎn)進(jìn)行檢查，并對6 kV系統(tǒng)電氣保護(hù)配置的合理性進(jìn)行評估、整改。

(4) 電廠6 kV系統(tǒng)備用電源保護(hù)現(xiàn)仍使用繼電器保護(hù)，保護(hù)功能單一，離散性大，配合困難。因此，計劃將所有備用電源保護(hù)改造為微機(jī)保護(hù)，并將小級差時限配合范圍擴(kuò)大至6 kV系統(tǒng)。