摘要：通过对自备电厂6KV发配电系统一相接地故障分析，制定出可行的查找方案并在实际工作中进行了运用，取得了良好的效果。关键词：6KV发配电系统一相接地查找方案实践自备电厂6KV系统为中性点不接地系统,当自备电厂6KV各段母线及与之相连的1#110KV变电站6KVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段母线所供的线路或设备某相发生一相接地时,其相电压为0-相电压之间,非接地相电压上升为相电压-线电压之间,一相接地的电容电流为正常运行时每相对地电容电流的三倍,虽然此时线路的线电压无论相位和幅值均未发生变化,三相用电设备的正常运行不受影响,但是这种运行方式不允许长期运行,规程规定最多不超过运行2小时。在实际运行过程中，当发生一相接地时，如果接地电流较大，接地点将出现电弧可能发生电压谐振，从而使系统产生危险过电压，严重时可达到相电压的2.5-3倍，在短时间内损坏线路或设的绝缘，或当其它相再发生一相接地时造成相间短路。1、基本现状自备电厂近几年来由于内外部原因发生一相接地故障后未在最短时间内排除已造成6KVⅠⅡ段母线PT柜、4#发电机出口PT柜、1#发电机工作母线及厂用6KV工作母线PT柜电压互感器绝缘击穿而烧损，7#发电机定子接地后，由于焦化水泵6KV高压电机接线盒处一相绝缘降低，起动时造成7#发电机差动保护动作等事故。2、查找方案2．1自备电厂电气主要运行方式6KV母线：ⅠⅡⅢ段母线联络运行；6KVⅣ段母线、1#发电机工作母线、7#发电机工作母线联络运行，1#发电机6KV厂用工作母线、7#发电机6KV厂用工作母线联络运行。发电机：所有发电机与系统通过1#110KV变电站623母联开关并联运行。供电馈线：Ⅰ、Ⅱ馈线供2-4发电机除厂用电外的电能至1#110KV变电站Ⅲ段母线；Ⅲ、Ⅳ馈线1、5、6、7发电机除厂用电外的电能至1#110KV变电站Ⅲ段母线。厂用变压器：除23并列运行外均单独运行。2.2区域划分根据自备电厂电气主要运行方式特点将6KV网络进行如下分区：将自备电厂、1＃110KV变电站按区域划分为三个区域，即自备电厂1#、5＃、6＃、7＃机组为第一区，2#、3＃、4＃机组为第二区，1＃110KV变电站6KVII、III、IV段为第三区。2．3查找次序：如果在无明显接地，无法判断接地点具体位置应采用查找第一区域，再查找第二区域，第三区域分步查找；2．4具体操作方案2．4．1当自备电厂6KV各段母线发生一相接地时,应立即到7#发电机工作母线及厂用工作母线的5808柜及5908柜消谐装置进行复归,同时降低各台机组负荷，并报告总调。2．4．2如果复归后仍未消除应检查1#7#发电机零电压、零序电流、三相电压的平衡，保护等动作情况可判断出1#7#发电机是否发电机有一相接地。2．4．3如果一相接地属发电机本身引起时应停运此发电机，否则应按上述顺序进行查找。2．4．4对第一区域查找（1）20分钟内完成如下操用:控制1#、5＃、6＃、7＃机组负荷在2500KW左右，其中:1#7#机组各带1000KW左右负荷,5＃、6＃共带500KW左右负荷,专人调整发电机励磁及汽机负荷；将4#5#7#锅炉停烧高炉煤气,全部燃用天然气,其它锅炉尽快将燃料控制在最低用量,1#7#锅炉过热器压力控制在3.0Mpa,小锅炉过热器压力控制在2.1Mpa,可开启各台锅炉向空排气阀及各台汽机辅机总管及汽机本体疏水;视情况关闭减温减压装置。（2）1#、5＃、6＃、7＃机组系统解列运行先断开654断路器，拉出其手车,后断开655断路器，拉出其手车,观察6KVII、III、IV段A、B、C三相电压，将情况向调度台汇报。维持1#、5＃、6＃、7＃发电机工作母线的电压与周波；如果不能维持应进行紧急停炉停机.（3）如果第一区域一相接地信号消失，而第二、三、四区域仍未消失，则维持第一区域与系统解列运行，应对其他区域查找；如果一相接地信号第一区域未消失，而其他区域已消除应对第一区域查找；（4）断开583断路器，拉出其手车,对Ⅳ馈线查找。对接地消弧装置复归并将情况汇报调度台。（5）如果断583断路器第一区一相接地仍未消除，断开503断路器拉出其手车,对Ⅲ馈线查找。对接地消弧装置复归并将情况汇报调度台。（6）自备电厂接地消弧装置复归电压恢复正常，通知变电站检修人员对655、654馈线检查（7）当断开503后，拉出其手车,第一区域一相接地仍未消除，分别对1＃、7＃机组片区6KV母线进行查找。（8）断开584断路器。对接地消弧装置复归并将情况汇报调度台。7＃机组单机运行，如果7＃机组一相接地消失，说明接地点在1＃5＃6＃机组，此时应合上583断路器，通过654将对7＃机组与系统并网运行。（9）如果7＃机组一相接地信号未消失，而1＃5＃6＃机组一相接地信号已消失，则合上503断路器，通过655将1＃5＃6＃机组与系统并列运行。（10）当确认接地点在7＃机组后，应将2＃3＃循环水切换至2＃3＃循环水泵供水，关闭32循环水连通阀，1＃7＃锅炉给水连通阀向7＃锅炉给水，解锁起动7＃机组直流油泵，调整1＃锅炉燃料，主蒸汽压力维持在3.0Mpa，尽量减少7＃锅炉出力，燃用天然气，停用其他燃料。停运7＃锅炉，保证7＃锅炉水位后，减少1＃锅炉燃料，主蒸汽压力维持在2.8Mpa，紧急停7＃机组，此时7＃机组厂用电中断，断开7#厂变低压总路断路器，断开7＃厂变599断路器，合上1＃7＃低压联络4117断路器，向7＃机组低压母线供电，启用7＃机交流油泵，停7＃直流油泵。（11）做好安全措施后通知检修人员可进场进行查找。（12）当发现是1＃5＃6＃机接地时，起用41凝结泵，停运4-2凝结泵。断开505开关，拉出其手车，观察电压如果1＃机组接地恢复正常，紧急停运4#锅炉，5＃6＃机组。（13）做好安全措施后通知可通知检修人员进行检查6KVⅣ母线。（14）观察电压如果1＃机组接地未恢复正常，打开1＃7＃锅炉给水连通阀向1＃锅炉给水，解锁起动1＃机组直流油泵，调整7＃锅炉燃料，主蒸汽压力维持在3.0Mpa，尽量减少1＃锅炉出力，燃用天然气，停用其他燃料。停运1＃锅炉，保证1＃锅炉水位后，减少7＃锅炉燃料，主蒸汽压力维持在2.8Mpa，紧急停1＃机组，此时1＃机组厂用电中断，断开1#厂变低压总路断路器，拉出其手车,断开1＃厂变578断路器，拉出其手车,合上1＃7＃低压联络4117断路器，向1＃机组低压母线供电，启用1＃机交流油泵，停1＃直流油泵。（15）做好安全措施后可通知检修人员进行检查1#发电机组6KV所有母线。2．4．5、如果接地点在第二三四区域的查找（1）核实1#站654、655开关处于断开，手车在试验位置，发电车间1#、7#、5#、6#机组解列运行正常，583、503、584、504、505、547、5474开关处于运行；（2）断开532与651、542与652电厂侧同跳压板。（3）控制2＃3＃4＃小机组负荷为1000KW左右；2＃3＃4＃小机组压力控制在2.1Mpa左右（4）对消弧装置复归；消弧装置复归情况告诉调度台。（5）断开651断路器，拉出其手车，断开652断路器，拉出其手车，此时2＃3＃4＃机组与系统解列运行，如果2＃3＃机组6KV母线一相接地未消失，说明接地点在第二区域。（6）调度台通知高棒电工对消谐装置复归，系统接地消除，6KVII、III、IV段相电压恢复正常。自备电厂1#、7#、5#、6#机组具备并网条件，调度台、变电站、发电车间三方按并网条件通过654、655开关并网。2．4．6、如果接地点在二区域的查找（1）断开532断路器，拉下5321刀闸，断开542断路器，拉出其手车，看2＃3＃4＃机组6KV母线一相接地是否已消失，如果已消失则接地点在ⅠⅡ馈线线路上。（2）如果以上操作后2#3#4#机组一相接地仍未消失，将2＃机组负荷控制300KW左右，断开512断路器，拉下5121刀闸，拉下5122刀闸，如果2＃机组接地未消失，紧急停6#锅炉及2#机组。（3）断开512断路器后，如果3＃4＃机组6KV母线未消失，调整3#4#机组负荷，断开513S断路器，拉出513S断路器手车，观察电压，如3#机恢复正常，4#机组5#锅炉按紧急停炉停机处理。将3＃机组通过532、651开关与系统并网运行（4）做好安全措施后可通知检修人员进行检查Ⅰ段母线。2．4．7如果接地点在三区时，待排除后恢复自备电厂机组与系统并列运行。3．方案实践2008．4．28当1＃电气、7＃电气、2＃3＃电气出现一相接地故障信号时按以上方案进行了故障查找。3．1、9时04分1＃电气、7＃电气、2＃3＃电气出现一项接地故障信号，6KVⅢ段母线B相相电压为0.其它两相相电压上升为6。3KV左右，值长向总调汇报电厂出现B相接地故障信号，通知锅炉、汽机压负荷，随时准备解列运行。9时06分、9时08分两次对5808消谐柜接地故障复归，B相真空断路器断开，但接地故障信号无法复归。同时锅炉开始压燃料：1＃炉9：01分主蒸汽量为48t，9：05分29t，9：10分12t，9：15分18t，9：20分9.8t，9：2510：12分0t。9：05分关闭焦炉煤气，关闭1＃炉减温减压下供汽，9：10上排火咀关闭，下排火咀开度大概在30％左右，高炉煤气总管调节一二次发开度在16％、17％，停开向空排汽阀，9：30关闭向空排汽阀。7＃炉：9：05分开始减燃料压负荷，调整高炉煤气总管一次调节阀开度为30％，二次调节阀70％，支路相应调整，9：07调整高炉煤气总管第一次调节阀开度为20％，二次调节阀50％，9：10分调整高炉煤气一次调节阀开度为20％，二次调节阀30％，开始燃用天然气，开过热器疏水，开向空排汽阀。9：17分调整高炉煤气总管一次调节阀，开度为15％，二次调节阀19％，9：21调整高炉煤气总管第一次调节阀开度为10％，二次调节阀17％，关闭火咀上排高炉煤气。4＃5＃炉，首先减弱了燃烧，将高炉煤气调节阀均下调至35％，将煤气总碟阀关至30％，由于煤气压力高，降负荷过快，使两台高炉安全阀动作，将两台锅炉空气阀打开，开所有输汽阀，后经锅炉检修组人员进行处理，才使安全阀正常回座。3＃6＃炉：首先减弱了燃烧，9：05分由于煤气压力高，6＃炉总管煤气碟阀控制在25％左右，上排煤气翻板阀压至30％，下排压至50％，3＃炉煤气碟阀压至20％，1＃2＃3＃煤气翻板阀控制在50％。9：30左右由于2＃3＃4＃机降负荷快，造成3＃6＃炉安全阀动作，全开3＃6＃炉过热器疏水阀，打开6＃炉过热器向空排汽阀。10：50恢复正常后，关闭6＃炉向空排汽阀和3＃6＃炉过热器进出口疏水阀。汽机压负荷情况，接到压负荷命令后，根据汽压逐渐将负荷降至7000KW左右，汽机调整均压箱汽封，关二段抽汽至除氧器蒸汽阀，开凝结水再循环阀，开疏水阀，9时25分通知7＃机负荷至1200KW，6＃机负荷为0，5＃机负荷200KW，1＃机负荷1000KW，9时25分值长向总调汇报1＃5＃6＃7＃机组可解列运行。9：27分断开654、655断路器，1＃7＃5＃6＃机组与系统解列运行，第一区一相接地故障信号消除，1＃7＃5＃6＃机组专人调整周波、电压，使母线电压为6.48KV，同时调整汽封，水位，开启全部疏水。3．2值长与总调联系2＃3＃4＃机可解列运行。9：37断开651、652断路器，同时同跳532、542断路器，2＃3＃4＃机组与系统解列运行，第二区一相接地故障信号消除，专人调整2＃3＃4＃机组电压6.3KV，周波50HZ，当时未对2＃机进行调整。3．3、总调通知其他单位进行查找9：42分第三区一相接地故障信号消除。3．4、9：43李光友通知分别通过Ⅰ、Ⅱ、ⅢⅣ馈线自备电厂与系统并列运行，10时44总调节通知各机组正常接带负荷。4．总结通过对4。28自备电厂按方案进行一相接地的查找，上述方案是可行的，但在实际运用的过程中在以下几方面需改进：4．1，思想准备不充分，操作缓慢。降负荷时间过长达到23分钟。4．2值班人员在处理事故时，分工不明确。如部分锅炉不能及时归位。4．3各工种之间、各专业组长之间协凋不够。如在汽机减负荷或与系统解列时锅炉系统还未调整到方案中要求参数时就操作造成锅炉安全阀动作。4．4在处理事故时，接受命令要复诵，操作时一人操作，一人监护，操作完了要回复。如出现接命令不清楚的情况下合开关。