张家口发电厂一期6kV公用0IA段PT一次保险熔断故障分析

1、张家口发电厂一期6kv公用0ia段pt一次保险熔断故障分析 一、事故经过1、情况介绍（1）运行方式变化出于节能降耗的考虑，在2006年4月23日，6kv公用0ib段电源由正常运行方式即2200甲启动变6kv侧的0b段48号开关经3号电抗器、023开关供电方式，倒为备用电源供电（即由2号机6kv工作iib段80开关经4号电抗器、032号开关供电）， 2200甲启动变6kv侧的0b段电源作为6kv公用0ib段的备用电源，其自投装置退出运行。6kv公用0ia段电源仍为正常方式，即由2200甲启动变6kv侧的0a段24号开关经2号电抗器、010号开关供电。1号机6kv工作ib段38号开关经1号电抗器、

2、01号开关作为6kv公用0ia段的备用电源，其自投装置投入运行。此方式下2200甲启备变（分裂变）单侧运行。行为 （2）运行方式变化后6kv公用0ia段pt出现一次保险熔断的异常为 1）、2006年9月12日18:18 一单元主控报“pt断线”、“6kv公用0ia段交流接地”光字，切换绝缘监察显示0ia段b相电压接近为零。18:25 公用段人员检查发现交流接地检测装置“系统”灯亮，6kv公用0ia段消谐检测装置“接地”红灯亮报警。询问一期燃料得知刚开启甲路碎煤机（06开关），待甲路碎煤机停运后，接地光字未消失。20:40 拉出6kv公用0ia段pt小车，经检查为pt 的b相一次交流保险熔断，更

3、换保险。21:00 6kv公用0ia段pt恢复送电前，摇pt对地绝缘合格（20兆欧），6kv公用0ia段pt小车送电后复归报警。 2）、2006年11月19日06:32 一单元主控6kv 0ia段工作电源（010号开关）掉闸，报“6kv 0ia段接地”、“掉牌未复归”光字，1号启备变故录启动，检查6kv 0ia段备用电源自投成功，将6kv 0ia段自投手把切至“停”位，通知6kv公用段人员。燃料集控室通知6kv公用0ia段10号甲皮带机（05号开关）、甲路碎煤机（06号开关）、7号甲皮带机（013号开关）、6号甲皮带机（019号开关）、2甲皮带机（015号开关）运行中掉闸。经公用段检查为6kv

4、公用0ia段pt 的0.5秒和9秒低电压信号继电器动作，交流接地检测装置报警，微机消谐装置发“接地”信号，6kv公用0ia段电压指示为2kv，6kv公用0ia段备用电源（01号开关）自投，甲路碎煤机06号开关速断保护动作。退6kv公用0ia段自投手把，取下6kv公用0ia段pt二次直流保险，取下pt二次交流保险，将pt小车拉至柜外，经检查6kv公用0ia段pt一次保险a相和b相熔断。测量甲路碎煤机三相对地绝缘为2500兆欧，相间为零。pt一、二次测直阻、避雷器测绝缘试验合格，6kv公用0ia段pt投入运行。12:15 6kv公用0ia段倒换为正常运行方式供电。3）、2006年11月27日15:

5、35 一单元主控报“6kv公用0ia段接地”和“6kv电压回路断线”光字，切换绝缘监察显示0ia段b相电压接近为零a、c相对地电压正常。公用段检查6kv公用段零序功率方向继电器报警，6kv公用0ia段电压表指示为6.2kv，微机消谐装置无报警信号，6kv公用0ia段无掉闸设备。15:40 退出6kv公用0ia段自投手把后，取下6kv公用0ia段pt二次直流保险，取下pt二次交流保险，将pt小车拉至柜外，经检查6kv公用0ia段pt一次保险b相熔断，更换b相一次保险。17:10 pt二次线及插头、插座、接线、继电器、保险检查均无异常，pt测直阻摇绝缘合格。将6kv公用0ia段pt（02号开关小车

6、）和6kv公用oib段pt（031号开关小车）互换，观察运行状况。4）、2006年11月29日17:35 一单元主控报“6kv公用0ia段电压回路断线”、“6kv公用0ia段接地”光子。6kv 0ia段工作电源（010开关）掉闸，备用电源自投成功。切换绝缘监察手把，6kv 0ia段c相对地电压正常，a相对地电压为1kv、b相对地电压为2kv。17: 40 公用段检查6kv公用0ia段电压表指示2300v。6kv公用0ia段pt 的0.5秒、9秒低电压信号弹出,消谐装置“接地”报警灯亮。当时甲路碎煤机（06号开关）运行中速断保护跳闸。19:59 将6kv公用两段的pt恢复为正常运行方式。2、初步

7、分析及采取措施由于异常频繁发生，电厂分析为由于运行方式变化导致异常的发生，在2006年11月29日17:55将6kv公用oib段恢复为正常运行方式，即6kv公用0ib段电源由2200甲启备变6kv侧的0b段48号开关经3号电抗器、023开关供电方式， 2号机6kv工作iib段80开关经4号电抗器、032号开关的电源作为6kv公用0ib段的备用电源，其自投装置投入运行。同时将一号碎煤机（06开关）换回原少油开关。此方式下2200甲启备变（分裂变）双侧运行。 在改变运行方式后，从2006年11月29日到2007年5月13日的这一段期间未发生6kv公用0ia段pt一次保险熔断的异常。3、2007年5

8、月公用段直流系统改造、负荷开关更换（1）直流系统改造方式：原一期6kv公用段直流控制系统取自一单元一组直流控制屏，6kv公用0ia段、oib段环路运行。2007年5月7日直流系统改造后，6kv公用0ia段、oib段分段运行，分别由新的一组、二组直流浮充电源供电。（2）负荷开关更换：原开关采用是福州开关厂产sn10-10少油开关，未采用避雷器；新改造开关选用甘肃天水开关厂产zn28-12真空开关，采用单相三避雷器并接通过小车接地防止过电压。6kv公用0ia段再次更换3台真空开关从2006年9月26日开始，创造条件陆续更换，这期间22台中10台真空开关，12台少油开关运行。从2007年5月4日7日

9、6kv公用0ia段集中更换全部剩余9台开关。在直流系统改造、负荷开关更换后，6kv公用0ia段pt出现一次保险熔断的异常为：2007年5月13日03:20一单元主控报“pt断线”、“6kv公用0ia段交流接地”光字，切换绝缘监察显示0ia段b相电压为零。公用段检查6kv 公用0ia段消谐检测装置“接地”红灯亮报警.接地保护信号继电器未弹出，零序方向继电器“系统”报警灯亮.询问燃料未有设备启停。检查pt一次保险b相熔断，更换后恢复正常运行。二、电厂针对异常所进行的进一步分析1、2006年11月21日设备部牵头对6kv公用0ia段pt出现一次保险熔断的异常进行专题分析，当时没有统一思想，但确定了一

10、号碎煤机（06开关）速断保护动作，是引起pt保险熔断的主要诱因。随后对一号碎煤机的开关及就地设备全面检查，保护校验也没有查出问题。2、2006年11月28日发电部牵头针对2006年11月27日发生的6kv公用0ia段pt出现一次保险熔断再次进行专题分析，结合当时2200甲启备变是分裂变压器，6kv侧采用单侧运行即oa段带负荷运行，ob段空载运行作为备用电源，6kv公用段系统出现设计参数方面阻抗的变化，当系统中一号碎煤机（06开关）速断保护动作，产生故障电流，1号启动变6kv侧单侧oa段阻抗发生变化增大，由于故障时低电压保护动作，切除皮带电机负荷，感抗减小，电容量增加容抗增大，瞬间满足谐振的条件，造成电压互感器谐振过电压，过电压造成铁心过饱和，产生激磁电流，熔断一次保险。另外考虑了由于开关由原来的少油开关改造为真空开关，改造后采用真空灭弧，灭弧时间和少油开关灭弧时间不同，采用三个避雷器防止过电压，系统的容抗变化，为发生谐振提供了条件。随后恢复将一号碎煤机（06开关）换回原少油开关，系统运行方式倒为正常方式即1号启备变（分裂变）双侧运行。从2006年11月29日到2007年5月13日的这一段期间未发生6kv公用0ia段pt一次保险熔断的异常。3、2007年5月6kv公用段开关全部改造更换为真空开关后，在13日再次发生6kv公用0ia段pt一次保险熔断的异常。段内设备没有起停冲击