6 kV开关出线电缆短路事故分析

吴浩明

(广州东方电力有限公司，广东 广州 511457)

1 事故前运行方式

珠江电厂2号发变组及1号启备变挂220 kV 2M母线运行；2号机组厂用电由2号高厂变供电，6 kV公用I段母线由1号启备变供电；公用IB段与厂用IIB段联络650b开关合闸，620b开关处于联锁备用状态；6 kV脱硫II段由6 kV厂用IIB段607c开关供电。电厂6 kV厂用电具体接线见图1。

2 事件经过

2011-03-31，运行人员发现670c开关柜二次室内端子排C相端子破裂。

10:25～10:50，将6 kV脱硫II段母线由6 kV公用IB段供电倒至6 kV厂用IIB段供电。

10:52，更换脱硫II段电源开关670c电流回路端子。检修人员更换了670c电流回路全部电流端子，并经CT伏安特性、装置采样、回路绝缘、通流及直阻试验，确认CT特性及控制回路正常。

16:51，检修处理结束。运行人员拆除670c开关安措(拉开开关柜内接地刀闸)，并测得电缆绝缘合格。

19:09，运行人员将6 kV脱硫II段由6 kV厂用II段供电倒至6 kV公用IB段供电。

19:09:04，合620b开关正常，将6 kV公用IB段与6 kV厂用IIB段环网运行。

19:09:51，合670c开关。

19:09:52，“650b过流、低压侧分支二后备跳闸、高厂变差动、高厂变重瓦斯动作、高厂变压力释放阀动作”光字牌报警。605b，620b，602a，602b，2202，FMK，41E开关跳、主机跳闸，锅炉灭火，6 kV厂用IIa段自投正常。6 kV公用IB段、6 kV厂用IIb段失压，厂低备变25T自投正常。6 kV公用I段配电室冒烟，消防队到场灭火，670c开关未跳闸，手动打跳。

3 现场检查情况

3.1 检查各保护装置动作情况

2号发变组保护A、B屏高厂变差动保护动作报警，发变组保护C屏2号高厂变重瓦斯保护动作报警，2号高厂变压力释放阀动作，670c开关过流I段、过流II段保护动作报警，620b开关过流保护动作报警，650b开关过流保护动作报警，1号启备变保护低压B分支过流保护动作报警，直流控制I段(6 kV公用IB段直流电源接在该段)负极接地报警。各保护装置均正确动作。

3.2 油色谱分析

事故造成2号高厂变防爆玻璃破裂，大量变压器油喷出。对2号高厂变开展油色谱检查发现，2号高厂变油中各特征气体均严重超标，其中总烃值为12.255 ‰，乙炔值为4.702 ‰。而2号主变、1号启备变的油色谱检查结果合格。

3.3 检查670c开关柜电缆室

电缆室内三相电缆接线排及电缆线耳全部烧损，其中A，C相电缆烧损最严重；三相接地刀静、动触头首触部分都有明显的烧损痕迹，接地刀的软连接被烧熔；电缆室内靠A相侧柜板严重烧损。经检查发现，670c开关“五防”闭锁功能正常，开关本体被故障波及熏黑，670c开关邻近开关柜被故障波及而熏黑。

3.4 查阅故障录波器记录

查阅故障录波器，显示如下：

19:09:05，运行人员合620b开关；

19:09:58，运行合670c开关，发变组高厂变高压侧C相电流相量突变量启动，6 kV厂用IIB段三相电压由6 000 V下降至540 V，电流由1 248 A上升至最高19 144 A(平均值18 400 A)；

1 500 ms后，670c开关过流I段、过流II段保护动作(开关未跳开)；

故障发生1 825 ms后，650b开关过流保护动作跳开650b开关；

故障发生1 874 ms后，620b开关过流保护动作跳开620b开关。此时6 kV厂用IIB段602b开关电流由A相17 916 A下降至负荷电流值，6 kV厂用IIB段三相电压A相电压为0，B、C相电压升高至5 869 V，显示公用段故障点已与2号机组隔离，但高厂变已发生A相接地；

故障发生2 019 ms后，高厂变重瓦斯保护出口显示2号高厂变已发生匝间短路，跳2202开关、602a，602b开关、励磁系统FMK，41E开关；

故障发生2 376 ms后，因发电机衰减电压造成匝间短路发展为相间接地短路，高厂变差动保护动作出口，但因公用IB未切除三相短路负荷造成电压低，6 kV厂用IIB段电源切换装置因“备用电源电压低 ”而“闭锁切换”，620b开关未自投；

故障发生2 003 ms后，1号启备变B分支过流保护动作，605b开关跳闸切除短路电流。

3.5 保护检查情况

670c保护、1号启备变保护、2号发变组保护、650b开关保护整定值均与定值单相符，检查动作回路为完好状态，故障过程开关动作情况与定值单相符。

4 故障原因分析

(1) 从故障录波图可以看出，670c开关故障为三相短路故障，故障点在开关电缆室内。故障直接原因为：电缆头绝缘不良或在交叉部位存在绝缘缺陷，670c开关柜因负荷电流较大，电缆出线根数较多(每相3根，共9根)，电缆之间接线交叉，而电缆交叉处存在绝缘碰磨减薄现象。670c开关合闸时，操作过电压首先将A，C相电缆头交叉处击穿，相间短路，短路电弧在电缆室内迅速发展为三相短路，将A，B，C三相电缆接线板烧损。

(2) 670c开关合闸后，670c开关电缆室三相短路电弧产生的气体冲击及振动引起跳闸回路辅助结点接触不好，导致670c开关跳闸回路断线(DCS系统报“控制回路断线”)，造成670c开关保护出口动作，但开关未跳开，未能及时切除故障点。

(3) 02T高厂变是双分裂变压器，属沈阳变压器厂上世纪90年代初的产品，该类变压器本身存在抗短路能力差、耐短路机械强度不够的隐患。本次670c开关柜三相短路点在6 kV公用I段，短路电流18 400 A，小于按国标规定计算的耐受短路电流20 320 A，且2号高厂变在1 800 ms切除故障时，已经发生内部故障，这表明2号高厂变抗冲击能力不能满足国标的要求。因此，2号高厂变自身存在抗短路能力差的隐患。

5 防范措施

(1) 2号高厂变在670c开关三相短路中，耐受19 000 A(8.3Ie)的短路电流在1 820 ms内发生匝间短路，证明其耐受短路冲击能力薄弱。因此，需对变压器进行增容及增强抗短路能力改造。

(2) 6 kV系统段间联络线、脱硫电源、电动给水泵电机等电源由于工作电流较大，多采用多根电缆并联的供电方式。因此，必须对这些设备电缆的交叉情况开展普查、建立台账，并定期巡视检查，对绝缘存在问题的电缆重做电缆终端头。对其他存在交叉的电缆头，采取增加热缩绝缘套、改大零序电流互感器孔径等方法来改善电缆接线空间条件，尽量保证各相电缆头在空间位置上留有空气距离。如受条件限制无法做到，应在交叉部位采取增加热缩绝缘垫等措施。

(3) 加强对6 kV开关设备的检查维护力度，定期对开关辅助结点进行检查，并对6 kV系统电气保护配置的合理性进行评估、整改。

(4) 电厂6 kV系统备用电源保护现仍使用继电器保护，保护功能单一，离散性大，配合困难。因此，计划将所有备用电源保护改造为微机保护，并将小级差时限配合范围扩大至6 kV系统。