6 kV開關出線電纜短路事故分析

吳浩明

(廣州東方電力有限公司，廣東 廣州 511457)

1 事故前運行方式

珠江電廠2號發變組及1號啟備變掛220 kV 2M母線運行；2號機組廠用電由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段聯絡650b開關合閘，620b開關處于聯鎖備用狀態；6 kV脫硫II段由6 kV廠用IIB段607c開關供電。電廠6 kV廠用電具體接線見圖1。

2 事件經過

2011-03-31，運行人員發現670c開關柜二次室內端子排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CT伏安特性、裝置采樣、回路絕緣、通流及直阻試驗，確認CT特性及控制回路正常。

16:51，檢修處理結束。運行人員拆除670c開關安措(拉開開關柜內接地刀閘)，并測得電纜絕緣合格。

19:09，運行人員將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開關正常，將6 kV公用IB段與6 kV廠用IIB段環網運行。

19:09:51，合670c開關。

19:09:52，“650b過流、低壓側分支二后備跳閘、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，FMK，41E開關跳、主機跳閘，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開關未跳閘，手動打跳。

3 現場檢查情況

3.1 檢查各保護裝置動作情況

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

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現，2號高廠變油中各特征氣體均嚴重超標，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果合格。

3.3 檢查670c開關柜電纜室

電纜室內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；電纜室內靠A相側柜板嚴重燒損。經檢查發現，670c開關“五防”閉鎖功能正常，開關本體被故障波及熏黑，670c開關鄰近開關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，運行人員合620b開關；

19:09:58，運行合670c開關，發變組高廠變高壓側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開關過流I段、過流II段保護動作(開關未跳開)；

故障發生1 825 ms后，650b開關過流保護動作跳開650b開關；

故障發生1 874 ms后，620b開關過流保護動作跳開620b開關。此時6 kV廠用IIB段602b開關電流由A相17 916 A下降至負荷電流值，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，顯示公用段故障點已與2號機組隔離，但高廠變已發生A相接地；

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

故障發生2 376 ms后，因發電機衰減電壓造成匝間短路發展為相間接地短路，高廠變差動保護動作出口，但因公用IB未切除三相短路負荷造成電壓低，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開關未自投；

故障發生2 003 ms后，1號啟備變B分支過流保護動作，605b開關跳閘切除短路電流。

3.5 保護檢查情況

670c保護、1號啟備變保護、2號發變組保護、650b開關保護整定值均與定值單相符，檢查動作回路為完好狀態，故障過程開關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開關故障為三相短路故障，故障點在開關電纜室內。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開關柜因負荷電流較大，電纜出線根數較多(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象。670c開關合閘時，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迅速發展為三相短路，將A，B，C三相電纜接線板燒損。

(2) 670c開關合閘后，670c開關電纜室三相短路電弧產生的氣體沖擊及振動引起跳閘回路輔助結點接觸不好，導致670c開關跳閘回路斷線(DCS系統報“控制回路斷線”)，造成670c開關保護出口動作，但開關未跳開，未能及時切除故障點。

(3) 02T高廠變是雙分裂變壓器，屬沈陽變壓器廠上世紀90年代初的產品，該類變壓器本身存在抗短路能力差、耐短路機械強度不夠的隱患。本次670c開關柜三相短路點在6 kV公用I段，短路電流18 400 A，小于按國標規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，已經發生內部故障，這表明2號高廠變抗沖擊能力不能滿足國標的要求。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開關三相短路中，耐受19 000 A(8.3Ie)的短路電流在1 820 ms內發生匝間短路，證明其耐受短路沖擊能力薄弱。因此，需對變壓器進行增容及增強抗短路能力改造。

(2) 6 kV系統段間聯絡線、脫硫電源、電動給水泵電機等電源由于工作電流較大，多采用多根電纜并聯的供電方式。因此，必須對這些設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，應在交叉部位采取增加熱縮絕緣墊等措施。

(3) 加強對6 kV開關設備的檢查維護力度，定期對開關輔助結點進行檢查，并對6 kV系統電氣保護配置的合理性進行評估、整改。

(4) 電廠6 kV系統備用電源保護現仍使用繼電器保護，保護功能單一，離散性大，配合困難。因此，計劃將所有備用電源保護改造為微機保護，并將小級差時限配合范圍擴大至6 kV系統。