(大唐贵州发耳发电有限公司发电部)
摘要：目前，各大型发电机组均采用单元接线方式，以减少所用电气设备数量，简化配电装置结构，降低建造费用；避免了由于额定电流或断路电流过大而在制造条件或价格等因素。但当发变组范围内任何一个元件故障，都将造成整个机组故障停运。本文就结合某600MW发电机组，一起高厂变共箱封闭母线短路事故，进行探讨和分析，以为同类系统故障分析处理提供借鉴和技术支持。
关键词：发电机组 单元接线 封闭母线 短路事故 分析处理
引言 当前，各大型火力发电机组均采用单元接线方式，即发电机—主变压器组单元接线至厂内500kV系统。发电机与变压器间不装断路器，载流母线采用离相式封闭母线与主变低压侧连接，在封闭母线之间接有高厂变、脱硫变、励磁变，发电机出口PT及避雷器等元件。南方某4*600MW火力发电厂，各机组均采用该种方式接入系统。其各机组厂用电源取自本机高厂变及脱硫变，从变压器经共箱封闭母线接至本机6kV厂用母线。
1事故案例简述
1.1 概述
某厂4*600MW火力发电机组，发电机是上海发电机厂生产的QFSN-630-2型隐极式、二极三相同步发电机；高厂变是特变电工衡阳变压器厂生产的SFF10-CY-63000/20型变压器，发变组A、B套保护为南瑞RCS-985TJ变压器保护装置及RCS-985A发电机变压器组保护装置；化水变6kV开关采用北京四方数字式厂用变保护测控装置CSC-241C保护装置；B化水变6kV开关为上海通用电气生产的P/V-12型中压开关。
1.2 事故经过
某厂4*600MW火力发电厂，2号机组带480MW负荷正常运行过程中，6kV公用0B段B化水变开关柜电缆接线仓突然发生相间短路故障，B化水变综保装置电流速断保护动作，6kV公用0B段弧光保护动作故障切除120ms后，2号高厂变低压侧A分支出线共箱母线拐角处相继发生相间短路，2号高厂变比率差动保护动作，发变组A、B套保护动作，机组解列。其故障点位置如下图所示：
1.3 设备损失情况
6kV公用0B段B化水变电缆仓受损（开关仓门变形，开关内过电压保护器A、B相引线折断），2号高厂变A分支共箱母线箱体融化受损，A、B相母线受损，受损长度每相约800mm，C相母线轻微受损。
2 事故原因分析
2.1 技术原因分析：
继电保护动作时间：
0ms 电流突变故障发生
10ms B化水变综保装置保护启动
600B1馈线开关保护启动
2号机高厂变后备保护启动
2号发电机后备保护启动
40ms B化水变综保装置电流速断保护动作
6kV公用OB段电源开关600B2弧光保护动作
80ms B化水变6kV开关断开
6kV公用OB段电源开关600B2断开
210 ms 2号高厂变保护差动保护启动
245ms 发变组保护A/B屏高厂变比例差动动作，2号发电机解列
2.2 保护动作及故障录波情况分析
故障发生后，B化水变保护在10ms时启动，40ms时电流速断保护动作出口，80ms时开关断开切除第一故障。以此同时6kV公用0B段弧光保护动作跳开6kV公用OB段电源开关600B2断开，经过核实，弧光保护作为母线故障的快速保护，此次动作单元传感器所接的开关柜为B化水变6kV开关，而本次故障点位于B化水变开关下端头电缆仓内，不是母线故障，故6kV公用OB段弧光保护动作是误动作。
当第一故障发生并切除后，第120ms时高厂变A分支封闭母线发生故障，210ms时2号高厂变保护差动保护启动，245ms时发变组保护A、B屏高厂变比率差动动作，2号发变组全停，切除第二故障点。
3 事故分析结论
故障点一：6kV公用0B段B化水变开关电缆仓内三相短路，6kV公用0B段B化水变综保装置电流速度保护动作。根据故障录波显示，A/B相电压率先下降，电压幅值相等，相位相反，无零序电压、电流，B化水变故障最先A/B相间短路，10ms后转为三相短路。经现场检查，B化水变6kV开关接线仓内过电压保护器A/B相接线绝缘层破损，而且存在明显的放电痕迹；C相接线和接地接线完整。推断故障起因为过电压保护器A/B相接线绝缘受损而且安全距离不够，相间放电拉弧，导致三相短路。
故障点二：高厂变A分支共箱母线三相短路，2号高厂变比例差动动作。2号高厂变为B化水变短路故障的电源，短路产生的故障电流流经共箱母线，在三相系统中，发生短路时作用于每相导体的电动力取决于该项导体中电流与其他两相电流的相互作用力。A/B相间短路，故障电流流经A/B相，产生相互排斥的水平电动力，使B相母线向C相母线靠近，导致B/C相间短路，电弧对外壳放电，最终导致三相短路。根据故障录波，高厂变共箱母线故障时BC相最先电压下降，可推断为相间接地短路，高压侧电流明显增大，低压侧电流小幅度增大。
4 暴露的问题
4.1 人员问题
1）设备预试人员技术业务水平不足，经验欠缺，进行B化水变相关设备进行试验时，未能发现过电压保护器引线绝缘受损，遗留隐患未及时检查发现。
2）管理人员现场技术指导、监督不到位，在化水变6kV开关预试工作中检修人员恢复A、B相过电压保护器引线时，未要求检修人员对A、B相引线进行检查、对绑扎距离较近未进行整改，未能及时发现绝缘层出现龟裂现象。
3）保护定检存在漏洞，未能及时发现弧光保护不能实现选择性问题。
4.2 设备问题
1）设备存在安装遗留缺陷，过电压保护器安装时引线过长，采用折叠绑扎固定，由于绝缘体老化，折叠部分发生龟裂且相间距离达不到要求而造成相间闪络。
2）本次设备故障后检查发现高厂变低压侧共箱母线软连接处因软连接引线较长安全距离不够，实测相间距离50mm距离过近，《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》（GB50149-2010）中规定6kV母线相间距离为100mm。
3）弧光保护存在开关下口故障无法实现选择性问题。
4.3 管理问题
1）隐患排查工作、装置性反违章检查工作检查不仔细，未及时发现装置存在不安全隐患，对可能存在的隐患不具备敏感性，对6kV开关电缆仓存在可能发生相间短路的隐患未能及时发现。
2）技术培训不到位，对开关、变压器检修及预试工作中的检修项目、标准培训强度不够，经验不足，缺少现场实际工作经验交流，技术业务水平不足。
5 防范措施
1.利用机组停运机会，对6kV开关电缆仓进行全面检查，对过电压保护器存在两相引线绑扎的进行整改，改为单相绑扎。
2.公用系统开关利用预试或系统检修机会对公用系统6kV开关电缆仓进行全面检查，对过电压保护器存在两相引线绑扎的进行整改，改为单相绑扎。
3.利用机组停机机会，对停运机组的高厂变、脱硫变高低压侧软连接进行检查，发现引线过长的及时更换。
4.加强班组人员技术培训，对6kV开关机构熟悉掌握，请厂家专业人员到厂进行培训或外派班组人员到其它厂进行交流培训，提高班组人员技术水平。
5.运行、检修人员在对6kV开关送电或预试时，将开关电缆仓内杂物、灰等清理干净。
6.研究解决弧光保护感光探头无法校验和实现选择性问题，制定解决方案，研究规程弧光保护是否可以取消或技改。
参考文献：
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[3] 陈满江。电力系统继电保护配置方案及其可靠性分析[J].智能城市，2017,02:244-245
论文作者:杜庆军
论文发表刊物:《电力设备》2019年第17期
论文发表时间:2019/12/19
标签：母线论文; 故障论文; 过电压论文; 弧光论文; 机组论文; 电流论文; 动作论文; 《电力设备》2019年第17期论文;