李世太

（甘肅電投炳靈水電開發(fā)有限責(zé)任公司，甘肅 永靖 731600）

0 引言

某電站安裝5臺單機(jī)容量為48 MW的燈泡貫流式水輪發(fā)電機(jī)組，機(jī)組中性點(diǎn)通過接地變接地。電站“發(fā)電機(jī)—變壓器側(cè)”采用兩組（2#、3#機(jī)組和2#主變?yōu)橐唤M，4#、5#機(jī)組和3#主變?yōu)橐唤M）“兩機(jī)一變”擴(kuò)大單元接線及一組（1#機(jī)組和1#主變?yōu)橐唤M）“一機(jī)一變”單元接線。發(fā)電機(jī)出口電壓為13.8 kV，1#、2#主變?yōu)閮删碜?，高、低壓?cè)電壓等級分別為330 kV、13.8 kV；3#主變?yōu)槿碜?，高、中、低壓?cè)電壓等級分別為330 kV、110 kV、13.8 kV?！?30 kV側(cè)”采用單母接線方式，“110 kV側(cè)”采用“變壓器-線路組”接線方式。電站330 kV出線1回，110 kV出線1回，共兩級電壓接入系統(tǒng)（見圖1）。

圖1 某電站主接線示意圖

該電站發(fā)電機(jī)定子引出線采用銅排，經(jīng)機(jī)組豎井引至豎井口， 在豎井口與12根（4根/相）高壓單芯電纜連接，高壓單芯電纜通過電纜橋架引至機(jī)組出口高壓開關(guān)柜。電纜敷設(shè)路徑為：機(jī)組豎井出口-電纜夾層-電纜豎井-電纜廊道-機(jī)組出線高壓開關(guān)柜，電纜敷設(shè)長度約150 m，敷設(shè)高度差約25 m。高壓單芯電纜為交聯(lián)聚乙烯絕緣聚氯乙烯護(hù)套電力電纜，型號為YJV-18/20 kV1×500。12根高壓單芯電纜敷設(shè)在兩層橋架上，每一層橋架上敷設(shè)6根。發(fā)電機(jī)及其出口高壓單芯電纜主要參數(shù)分別見表1、表2。

表1 發(fā)電機(jī)基本參數(shù)

電站機(jī)組投入運(yùn)行后初期，由于電纜溫度過高，一旦機(jī)組負(fù)荷超過額定負(fù)荷的80%時(shí)經(jīng)常報(bào)“定子單相接地故障”。本文對該故障的發(fā)生根源進(jìn)行分析，并提出處理措施。

1 故障及分析

該電站在初期運(yùn)行期間，2#機(jī)組報(bào)“定子單相接地故障”，電站運(yùn)行人員檢查發(fā)現(xiàn)2#機(jī)組段有焦糊味，馬上緊急停機(jī)。該機(jī)組“定子單相接地故障”報(bào)警前后主要參數(shù)見表3。

表3 接地前后發(fā)電機(jī)主要參數(shù)

停機(jī)后電站安排檢修人員檢查2#機(jī)組頂、轉(zhuǎn)子繞組絕緣正常，檢查2#機(jī)組出口開關(guān)柜絕緣正常，檢查2#機(jī)組保護(hù)裝置及回路未見異常。檢查2#機(jī)組出口高壓單芯電纜，發(fā)現(xiàn)該機(jī)組A相有1根電纜在兩處有不同程度的絕緣受損，一處在運(yùn)行層電纜廊道轉(zhuǎn)彎處，電纜絕緣層鼓包、破損，受損段電纜長約1.5 m；另一處在電纜夾層水平段，電纜絕緣層有鼓包，但沒有破損，鼓包段電纜長約3 m，該機(jī)組出口其余11根電纜未見異常。

檢查電站當(dāng)時(shí)處于發(fā)電運(yùn)行狀態(tài)的1#機(jī)組出口高壓單芯電纜，發(fā)現(xiàn)在電纜夾層水平段有1根電纜在長約3 m范圍內(nèi)絕緣層有輕微的鼓包，用遠(yuǎn)紅外測溫儀測量，鼓包處電纜溫度最高為73℃（當(dāng)時(shí)環(huán)境溫度約8℃）；1#機(jī)組出口其余電纜各處未見異常，電纜外護(hù)套溫度略高于環(huán)境溫度。檢查電站其它機(jī)組出口電纜未發(fā)現(xiàn)異常。

針對該電站機(jī)組出口高壓單芯電纜絕緣受損這一問題，該電站組織相關(guān)技術(shù)人員現(xiàn)場檢查分析，重點(diǎn)對2#機(jī)組出口電纜敷設(shè)及受損情況進(jìn)行了全面檢查，對受損電纜段取樣進(jìn)行檢測分析。測量受損電纜段電纜線徑、重量、直阻等基本參數(shù)符合要求，沿電纜敷設(shè)路徑檢查，發(fā)現(xiàn)電纜在橋架內(nèi)敷設(shè)比較亂，局部存在交叉、三層排列的情況，另外該電站機(jī)組出口電纜為1Φ500，轉(zhuǎn)彎半徑大，由于電站廊道空間所限，轉(zhuǎn)彎半徑不夠。結(jié)合現(xiàn)場檢查情況綜合分析，初步認(rèn)為引起該電站1#、2#機(jī)組出口高壓單芯電纜絕緣受損的主要原因是由于電纜敷設(shè)不夠規(guī)范，運(yùn)行時(shí)電纜局部長期過熱，最終導(dǎo)致電纜在薄弱處鼓包甚至破裂。

根據(jù)文獻(xiàn)[1]要求：“未呈品字形配置的單芯電力電纜，有兩回線及以上配置的同一通路時(shí)，應(yīng)計(jì)入相互影響?！眱苫鼐€及以上配置的電力電纜并列敷設(shè)，由于電磁感應(yīng)，會相互影響，電纜的阻抗增大，通流能力降低。隨著電纜電流增加，影響會越來越大（在電纜橋架上無間距配置多層并列電纜時(shí)載流量的修正系數(shù)見表4）。

表4 在電纜橋架上無間距配置多層并列電纜時(shí)載流量的修正系數(shù)

結(jié)合現(xiàn)場電纜的在橋架內(nèi)局部有三層敷設(shè)的情況以及橋架特點(diǎn)（橋架底部鋪設(shè)有防火隔板），取修正系數(shù)0.5，根據(jù)表2、表4參數(shù)，該電站機(jī)組出口4根（每相）高壓單芯電纜并列運(yùn)行的載流量修正值估算為：875×0.5×4=1750A。

從表1看出該電站機(jī)組額定電流為2113.9A，修正后該電站機(jī)組出口電纜的載流量不能滿足機(jī)組的額定電流要求。

該電站#2機(jī)組故障時(shí)的出力為34 MW，電流約1500A左右，從式(1）可以看出當(dāng)時(shí)的電纜載流量應(yīng)該能夠滿足機(jī)組負(fù)荷要求。因此分析認(rèn)為2#機(jī)組出口高壓單芯電纜在較大負(fù)荷（額定負(fù)荷附近）運(yùn)行時(shí)，由于電纜局部存在交叉、三層敷設(shè)的情況，載流量降低，電纜長時(shí)間過負(fù)荷，超過電纜允許溫度90℃沒有及時(shí)發(fā)現(xiàn)并采取措施，2#機(jī)組報(bào)“單相接地故障”前該機(jī)組出口電纜絕緣已經(jīng)受損，機(jī)組長時(shí)間運(yùn)行，電纜持續(xù)溫度較高，導(dǎo)致在該電纜絕緣薄弱點(diǎn)破裂，造成該機(jī)組單相接地。

2 處理方法

根據(jù)文獻(xiàn)[2]要求：高壓單芯電纜敷設(shè)“除了充油電纜和水底電纜外，單芯電纜的排列應(yīng)盡可能組成緊貼的三角形”。

針對該電站1#、2#機(jī)組出口高壓單芯電纜出現(xiàn)的問題以及現(xiàn)場分析結(jié)果，該電站組織對1#、2#機(jī)組損壞電纜予以更換，并按照緊貼的三角形方式敷設(shè)。新的敷設(shè)方式如下:12根電纜敷設(shè)在底部有防火隔板的雙層橋架上，每層橋架敷設(shè)6根電纜，A、B、C相各2根電纜，6根電纜分2組，A、B、C相各 1根電纜組成一組，三葉形（品字形）排列，兩組的間距盡可能最大，調(diào)整后電纜在橋架內(nèi)沒有交叉的情況，電纜敷設(shè)調(diào)整前后見圖2。

圖2 電纜敷設(shè)圖

參照文獻(xiàn)[3]的規(guī)定，單芯電纜多回路成組應(yīng)校正，校正系數(shù)見表5。

表5 單芯電纜多回路成組校正系數(shù)

該電站機(jī)組出口高壓單芯電纜有四回路，參照表5校正系數(shù)取0.80，重新排列后該電纜四根并列的載流量估算為：875×0.80×4=2800A。

從式（2）可以看出，重新敷設(shè)的電纜完全可以滿足機(jī)組額定電流2113.9A的要求。

該電站2#機(jī)組電纜重新敷設(shè)后，該電站加強(qiáng)2#機(jī)組出口電纜溫度的監(jiān)測巡視，經(jīng)過約3個(gè)月的密切跟蹤監(jiān)測，在機(jī)組不同負(fù)荷下，電纜溫度均沒有超過50℃，具體見表6。

表6 2#機(jī)組不通負(fù)荷下出口高壓電纜溫度

該電站通過2#機(jī)組出口高壓單芯電纜絕緣受損問題的有效處理，后續(xù)擇機(jī)對其他機(jī)組出口電纜進(jìn)行了重新敷設(shè)，截止目前該電站5臺機(jī)組電纜運(yùn)行正常，在機(jī)組不同負(fù)荷下，機(jī)組出口電纜溫度均未超過50℃。

3 結(jié)語

實(shí)踐證明，高壓單芯電纜有兩回線及以上配置的同一通路時(shí)，在敷設(shè)時(shí)，最好采用緊貼的三葉形（品字行）排列，這樣電纜的載流量受敷設(shè)方式的影響較小，否則應(yīng)充分考慮敷設(shè)方式對電纜載流量的影響，該電站高壓單芯電纜的敷設(shè)方式調(diào)整值得類似電纜敷設(shè)借鑒。