沈松斌，程玉凱

（1.國網(wǎng)福建電力公司詔安縣供電公司，福建 漳州 363000；2.國網(wǎng)福建電力公司漳州供電公司，福建 漳州 363000）

0 引言

變電站內(nèi)10 kV饋線較多，若采用開放式結(jié)構(gòu)需占用較大空間，因此目前10 kV設(shè)備多集成于開關(guān)柜內(nèi)。開關(guān)柜成套裝置已較為成熟，具有體積小、操作方便、載流量大和結(jié)構(gòu)較完善等優(yōu)點[1]。10 kV饋線一般直供用戶，其穩(wěn)定運行是用電可靠的直接保障。高壓開關(guān)柜事故是電力系統(tǒng)主要安全隱患之一[2-3]。由于10 kV開關(guān)柜內(nèi)空間密閉，絕緣預(yù)留裕度較小，當(dāng)柜內(nèi)發(fā)生電弧短路故障時，生成的高溫、高壓氣體不能及時排出，會導(dǎo)致爆炸事故的發(fā)生[4-6]。本文針對一起110 kV變電站主變壓器低壓側(cè)開關(guān)柜爆炸事故，通過檢查后臺監(jiān)控機(jī)報文、故障錄波及事故現(xiàn)場，分析了事故發(fā)生的原因，提出了改善建議及對策。

1 事故前運行方式

某110 kV變電站內(nèi)1號和2號兩臺雙繞組主變壓器分列運行，兩臺主變壓器進(jìn)線分別連接A和B兩條110 kV線路，并采用內(nèi)橋接線。1號主變壓器低壓側(cè)經(jīng)901開關(guān)接至10 kVⅠ段母線，2號主變壓器低壓側(cè)經(jīng)902開關(guān)及低壓側(cè)9021甲刀閘接至10 kVⅡ段母線。正常運行方式為110 kV母聯(lián)13M開關(guān)斷開（110 kV側(cè)分列運行），10 kV母聯(lián)900開關(guān)斷開（10 kV側(cè)分列運行）。具體的接線方式如圖1所示。

圖1 變電站一次接線方式

2 事故經(jīng)過

某日18：54：57，該變電站2號主變壓器差動保護(hù)動作，B線路132開關(guān)、2號主變壓器10 kV側(cè)902開關(guān)跳閘。18：55：01，10 kV備自投動作，10 kV母聯(lián)900開關(guān)合閘。18：55：15，1號主變壓器低壓側(cè)后備保護(hù)動作，10 kV母聯(lián)900開關(guān)跳閘，10 kVⅡ段母線失壓。19：00左右運行人員接安保人員報告，10 kV開關(guān)室傳來巨響，且現(xiàn)場值班室火災(zāi)報警器發(fā)出報警蜂鳴聲，顯示屏顯示10 kV開關(guān)室多個火災(zāi)探測器告警。

3 現(xiàn)場檢查

3.1 一次設(shè)備檢查

運行人員趕往現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)，10 kV開關(guān)室濃煙密布，無法進(jìn)入。開啟通風(fēng)機(jī)通風(fēng)一段時間后，戴防毒面具進(jìn)入檢查。通過現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)，2號主變壓器10 kV側(cè)902開關(guān)柜前、后柜門已變形脫落，前中柜門內(nèi)手車開關(guān)絕緣支撐件和靜觸頭盒已全部燒毀，如圖2所示。

圖2 902手車開關(guān)燒毀情況

后柜門內(nèi)2號主變壓器10 kV側(cè)902開關(guān)三相TA已完全燒毀，其中B相TA中間位置表面有明顯斷裂痕跡，取出B相TA進(jìn)一步檢查發(fā)現(xiàn)，其表面電弧燒傷嚴(yán)重，如圖3所示。

圖3 902開關(guān)TA燒毀情況

打開902開關(guān)柜前下柜門發(fā)現(xiàn)擋板處B相銅排連接螺栓及銅排部分已燒熔，C相銅排部分區(qū)域有燒熔跡象，擋板靠銅排一側(cè)有明顯的電弧灼傷及放電痕跡，如圖4所示。

圖4 902開關(guān)柜前下柜檢查情況

3.2 后臺監(jiān)控機(jī)報文

運行人員對現(xiàn)場后臺監(jiān)控機(jī)報文進(jìn)行檢查，選取有助于分析事故原因的報文序列，如表1所示。

表1 事故分析報文

由表1可見，10 kVⅡ段母線發(fā)生單相接地后，故障擴(kuò)大，造成2號主變壓器差動保護(hù)動作。2號主變壓器低壓側(cè)開關(guān)跳閘后，10 kV備自投正確動作，合上10 kV母聯(lián)900開關(guān)。此時故障仍存在，10 kVⅠ段母線也出現(xiàn)了接地，故障擴(kuò)大，導(dǎo)致1號主變壓器低壓側(cè)后備保護(hù)動作，跳開10 kV母聯(lián)900開關(guān)，造成10 kVⅡ段母線失壓。

3.3 故障錄波情況

故障錄波裝置中儲存有兩個錄波文件，分別記錄兩次主變壓器保護(hù)動作時各電氣量情況。第一個文件中記錄的2號主變壓器差動保護(hù)動作時高壓側(cè)三相電流波形如圖5所示，圖中2號主變壓器110 kV側(cè)A相電流記為ia，B相電流記為ib，C相電流記為ic。

圖5 2號主變壓器差動保護(hù)動作時高壓側(cè)電流波形

由圖5可見，4 ms時保護(hù)啟動，A相電流基本為0，而B相、C相電流大小基本相等、方向相反，說明此時B、C兩相相間發(fā)生短路。隨著B、C兩相電流快速變化，A相電流也快速增大，說明此時A、B、C三相相間發(fā)生短路。

第2個文件記錄了1號主變壓器后備保護(hù)動作時各電氣量情況。1號主變壓器后備保護(hù)動作時高壓側(cè)電流波形如圖6所示，圖中A相電流記為ia，B相電流記為ib，C相電流記為ic。1號主變壓器后備保護(hù)動作時110 kVⅡ段母線電壓波形如圖7所示，圖中A相電壓記為Ua，B相電壓記為Ub，C相電壓記為Uc。

圖6 1號主變壓器后備保護(hù)動作時高壓側(cè)電流波形

圖7 1號主變壓器后備保護(hù)動作時110 kVⅡ段母線電壓波形

由圖6可見，4 ms時，B、C兩相電流大小相等，方向相反，而A相電流較小，說明0～4 ms內(nèi)B、C兩相發(fā)生相間短路。4 ms后，A相電流急劇增大，說明三相相間發(fā)生短路。由圖7可見，在0 ms前B相電壓較小，說明B相一直處于接地狀態(tài)。4 ms后，三相電壓都趨近于0，說明三相相間發(fā)生短路。

4 故障原因分析

運行人員對現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)，902開關(guān)柜、9021甲刀閘柜內(nèi)母線室銅排完好，902手車開關(guān)下靜觸頭盒及手車開關(guān)下導(dǎo)臂未發(fā)現(xiàn)放電痕跡，可排除故障點在母線上。對現(xiàn)場仔細(xì)檢查未發(fā)現(xiàn)異物，可排除異物導(dǎo)致的故障。初步判斷故障點在902開關(guān)TA靠近2號主變壓器側(cè)。若故障點出現(xiàn)在902手車開關(guān)支柱絕緣子上，會對TA有沖擊，導(dǎo)致其表面灼傷，而不會出現(xiàn)圖3所示的損壞情況。根據(jù)圖3所示的902開關(guān)TA的損毀及放電痕跡，本次爆炸事故的主要原因為902開關(guān)B相TA本身存在問題。

4.1 事故發(fā)展過程分析

事故發(fā)生當(dāng)日天氣濕熱，18：54：37，902開關(guān)B相TA絕緣從等位線沿外表面對地放電或匝間短路，形成初次貫穿性接地。18：54：57，單相接地弧光導(dǎo)致B、C兩相相間短路并瞬間發(fā)展成A、B、C三相短路故障，此時2號主變壓器差動保護(hù)動作，B線路132開關(guān)、2號主變壓器10 kV側(cè)902開關(guān)跳閘，10 kVⅡ段母線失壓。

10 kV備自投裝置檢測到10 kVⅡ段母線電壓消失，2號主變壓器10 kV側(cè)902開關(guān)跳閘，且無電流流過，滿足備自投動作條件。18：55：01，備自投動作合上10 kV母聯(lián)900開關(guān)，10 kV兩段母線并列運行，10 kVⅡ段母線電壓恢復(fù)。

由于902開關(guān)B相TA對地絕緣已遭到破壞，因此兩段母線所接兩臺消弧線圈均檢測到單相接地現(xiàn)象。18：55：13，B、C兩相出現(xiàn)短路，在4 ms左右瞬間發(fā)展為A、B、C三相短路。由圖1可見，902開關(guān)TA的安裝位置靠近10 kVⅡ段母線，因此902開關(guān)TA三相短路即為10kVⅡ段母線三相短路。經(jīng)過2 s左右的延時，18：55：15，1號主變壓器后備保護(hù)動作，跳開10 kV母聯(lián)900開關(guān)，將902開關(guān)TA隔離。

2號主變壓器差動保護(hù)動作前，902開關(guān)TA對地及相間絕緣已遭到破壞，TA本身已有一定程度的損傷。在10 kV母聯(lián)900開關(guān)合上的瞬間，故障電流對902開關(guān)TA進(jìn)行了二次沖擊，最終導(dǎo)致開關(guān)柜內(nèi)設(shè)備的嚴(yán)重?zé)龤А?/p>

4.2 事故原因

4.2.1 TA安裝位置不當(dāng)

由圖1可見，2號主變壓器10 kV側(cè)902開關(guān)TA安裝位置靠近母線側(cè)。當(dāng)TA故障時，即使2號主變壓器差動保護(hù)正確動作，也不能完全隔離故障點。因此，TA的安裝位置應(yīng)靠近主變壓器側(cè)。若TA故障，2號主變壓器差動保護(hù)動作即可將故障點完全隔離，10 kV備自投動作，合上母聯(lián)開關(guān)后即可對10 kVⅡ段母線恢復(fù)送電。

4.2.2 10 kV母線限時速斷保護(hù)未動作

前期技術(shù)改造時，對該變電站1號主變壓器低壓側(cè)后備保護(hù)增加了10 kV母線限時速斷保護(hù)，0.9 s跳開10 kV母聯(lián)900開關(guān)。但是，運行人員驗收時未投入該保護(hù)現(xiàn)場硬壓板，導(dǎo)致本次事故中10 kV母聯(lián)900開關(guān)合上后，2號主變壓器10 kV側(cè)902開關(guān)TA受到長達(dá)2 s的大電流沖擊，造成設(shè)備嚴(yán)重?zé)龤А?/p>

5 防范措施

1）及時開展全地區(qū)主變壓器低壓側(cè)TA安裝位置摸排，對TA位置安裝不當(dāng)?shù)淖冸娬緫?yīng)及時退出低壓側(cè)備自投；加強(qiáng)專業(yè)反措培訓(xùn)，嚴(yán)格把關(guān)技術(shù)改造、基建等圖紙審核和驗收，杜絕此類事故的發(fā)生。

2）及時開展全地區(qū)主變壓器低壓側(cè)后備保護(hù)裝置功能壓板投退情況摸排。技術(shù)改造工作驗收時，應(yīng)制定詳盡方案，明確作業(yè)人員的技術(shù)交底內(nèi)容并嚴(yán)格實施。

3）新建、技術(shù)改造現(xiàn)場作業(yè)時，施工人員應(yīng)嚴(yán)格遵守有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，對施工細(xì)節(jié)進(jìn)行嚴(yán)格把關(guān)；開關(guān)柜停電檢修時，檢修人員對開關(guān)柜應(yīng)做到“應(yīng)檢必檢”，及時發(fā)現(xiàn)開關(guān)柜設(shè)備的各種隱患；在日常運行中，運行人員應(yīng)采用溫濕度在線監(jiān)測、暫態(tài)地電壓、超聲波檢測等多種技術(shù)手段對開關(guān)柜開展全方位異常診斷，對開關(guān)柜異常情況的判斷增加提前量，以降低故障發(fā)生率，保障電網(wǎng)安全可靠運行。

4）縮短老舊開關(guān)柜的帶電檢測周期，盡量在設(shè)備發(fā)生故障前對異常設(shè)備進(jìn)行有效識別，防止設(shè)備運行中發(fā)生事故。

6 結(jié)語

開關(guān)柜故障危害較大，需對其加強(qiáng)防范。根據(jù)現(xiàn)場運行經(jīng)驗，開關(guān)柜故障多發(fā)生于運行年限較長的老舊開關(guān)柜，因此在變電站日常巡視維護(hù)工作中，應(yīng)重點關(guān)注老舊開關(guān)柜，必要時縮短帶電檢測周期，在故障發(fā)生前實現(xiàn)對異常設(shè)備的有效識別，以免開關(guān)柜發(fā)生爆炸事故。