顧定軍

（舟山電力局，浙江 舟山 316021）

HB化學有限公司是一家從事石油化工產(chǎn)品加工的連續(xù)性生產(chǎn)企業(yè)，對供電可靠性要求很高，短時中斷供電可能造成重大經(jīng)濟損失，甚至引發(fā)環(huán)境污染事故，是舟山電網(wǎng)的高?？蛻糁弧Ｔ摽蛻粲芍凵诫娏?5 kV E變電站以10 kV HB 409線、HX 408線雙回線路供電，目前E變電站專供HB化學公司用電負荷。HB化學公司自建熱電廠，裝機容量15 MW，與電力系統(tǒng)并網(wǎng)運行，熱電機組發(fā)電功率視熱負荷而定，一般出力3 000 kW左右。E變電站由來自不同110 kV變電所的兩回35 kV線路供電，主變壓器容量為2×25 MVA，35 kV及10 kV均為單母線分段接線，見圖1。2009年5月9日5∶00，HB化學公司自備熱電廠廠用2號爐一次風機因電氣絕緣損壞發(fā)生接地短路故障，導致該廠廠用10 kVⅡ段2201進線斷路器以及電源側(cè)熱能10 kV總配Ⅱ段1202出線斷路器、E變電站35 kVⅡ段進線X線斷路器相繼跳閘，事故導致E變電站全停，HB 409線、HX 408線全停，HB自備熱電廠1號機故障解列，全廠停電。

1 事故發(fā)生時系統(tǒng)運行方式

事故發(fā)生時系統(tǒng)接線如圖1所示，其中E變電站Y線、HB 10 kV總配站10 kV母分開關(guān)和熱電411線、熱電廠廠用10 kV 2001母分開關(guān)均為熱備用，E變電站由35 kV X線提供的系統(tǒng)功率通過E變電站1號、2號主變壓器供給HB 10 kV總配負荷，熱電廠出力2 300 kW，即故障前E變電站1號主變壓器下送10 500 kVA，2號主變壓器下送9 700 kVA，同時熱電廠1號機經(jīng)熱能410線供HB 10 kV總配站2 700 kVA。事故發(fā)生時相關(guān)各級電流保護配置見圖1，其中2號爐一次風機過流Ⅰ段整定值為596 A，0.1 s，廠用10 kVⅡ段2201進線斷路器以及電源側(cè)熱能10 kV總配Ⅱ段1202出線斷路器過流Ⅰ段整定值為2 120 A，0.3 s，HB 10 kV總配站熱能410線過流Ⅱ段整定值為1 300 A，0.6 s，E變電站35 kV X線過流Ⅱ段整定值為608 A，0.6 s，以上定值均為一次值。

圖1 系統(tǒng)接線和保護配置圖

2 2號爐一次風機故障分析

事故后，現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)HB自備熱電廠2號爐一次風機因故障嚴重損壞，可以確認是事故發(fā)生的直接原因。通過對2201進線斷路器保護、1202出線斷路器保護故障錄波數(shù)據(jù)的分析，認為2號爐一次風機故障發(fā)生分3個階段：

（1）故障發(fā)生時，廠用10 kVⅡ段C相電壓降低，同時A，B兩相對地電壓升高，最大相對地電壓峰值達140.8 V，接近線電壓，與中性點不接地系統(tǒng)單相接地故障理論相吻合。電機A，B兩相繞組的對地絕緣開始承受過電壓考驗，可以確定風機故障是由C相定子繞組絕緣損壞引起。

（2）故障發(fā)生20 ms后B相電壓開始降低，C相電流明顯增大，折算到一次側(cè)為9 280 A，認為此時故障已發(fā)展為B，C兩相接地短路。

（3）故障發(fā)生306 ms時，A相電壓也明顯降低，同時A相電流明顯增大，可以認為故障發(fā)展為A，B，C三相接地短路。

3 故障后各級繼電保護動作分析

3.1 2號爐一次風機保護動作分析

根據(jù)故障錄波數(shù)據(jù)分析，2號爐一次風機故障20 ms后，故障電流達到9 280 A，遠大于風機過流Ⅰ段596 A的整定值，持續(xù)時間超過0.3 s，因此風機保護應動作跳閘。但檢查發(fā)現(xiàn)2號爐一次風機保護無任何動作報告和動作記錄，自動化系統(tǒng)也未收到保護動作信號，風機開關(guān)未跳閘，顯然是保護拒動。事故后的多次試驗卻都能正確動作跳閘，因此保護拒動的原因很可能是：

（1）保護裝置電源未投入，導致保護未啟動。

（2）因該保護TA變比為200/5，10P10級，故障電流9 280 A，在一次電流達40多倍額定電流的情況下，TA嚴重飽和，致使通過TA輸入到保護裝置的電流達不到保護的動作定值。

3.2 2201進線保護動作分析

因2號爐一次風機保護拒動，不能在第一時間切除故障，故障電流持續(xù)存在，由故障錄波數(shù)據(jù)可知，最小故障電流有效值4 560 A，遠大于廠用10 kVⅡ段2201進線斷路器過流Ⅰ段整定值（2 120 A），廠用10 kVⅡ段2201進線保護于故障后329 ms正確動作，363.5 ms故障電流切斷，隔離了故障風機。事故后檢查保護裝置和自動化系統(tǒng)均有保護動作信號和斷路器跳閘信號記錄。

3.3 1202出線保護動作分析

因熱能10 kV總配Ⅱ段1202出線保護整定值與廠用10 kVⅡ段2201進線保護定值相同，流過的故障電流也相同，由故障錄波數(shù)據(jù)知，該保護于故障后326 ms正確動作，360.5 ms后故障電流切除。事故后檢查保護裝置和自動化系統(tǒng)均有保護動作信號和斷路器跳閘信號記錄。

3.4 熱能410線保護動作分析

根據(jù)故障錄波數(shù)據(jù)及現(xiàn)場動作信號分析，故障發(fā)生后，熱能410線保護只啟動，但未動作跳閘，保護啟動前流經(jīng)熱能410線的故障電流最大有效值為8 486 A，隨著故障于發(fā)生后360.5 ms被成功隔離，電流迅速減小至約等于零。雖然保護啟動時故障電流較大，遠超定值，但隨著故障的隔離而迅速減小，在整定時間600 ms內(nèi)，過流保護元件返回，因此熱能410線保護只啟動而未動作跳閘，動作正確。

3.5 35 kV X線保護動作分析

根據(jù)故障錄波數(shù)據(jù)及現(xiàn)場動作信號分析，故障發(fā)生后600 ms時，X線保護動作，670 ms時切斷電流，保護啟動時流經(jīng)X線的電流最大有效值約1 472 A，隨著故障隔離和電機自起動，流經(jīng)X線的電流由大變小，又略微增大，故障后600 ms時流經(jīng)X線的電流為896 A，大于過流Ⅱ段定值（608 A）。雖然風機故障已于故障發(fā)生后360 ms被成功隔離，但一直有較大電流流經(jīng)X線，該電流大于X線過流Ⅱ段整定值，且持續(xù)時間超過整定時間（600 ms），因此過流Ⅱ段保護在600 ms時動作，X線斷路器跳閘，致使E變電站全停，并造成HB公司全廠停電。所以X線保護動作正確。

根據(jù)故障時的系統(tǒng)運行方式，就2號爐一次風機故障切除后仍有較大電流流經(jīng)X線的原因分析如下：

（1）熱電廠2號爐一次風機接地短路故障未能在第一時限（100 ms）切除，導致系統(tǒng)電壓接近零，雖然在360 ms時由上級保護越級跳閘后切除故障，但系統(tǒng)電壓并未馬上恢復，直到X線跳閘時10 kV系統(tǒng)電壓才恢復到3.5 kV。

（2）HB總配站供電區(qū)域的負荷主要為電動機負荷，系統(tǒng)電壓由正常降到較小再恢復時，電動機將自起動，且可能產(chǎn)生較大的起動電流，自起動過程持續(xù)在500 ms以上。

（3）故障隔離前，故障電流主要由X線經(jīng)熱能410線提供，在故障隔離后的過程中，由發(fā)電機流經(jīng)熱能410線的電流很小，此階段HB總配負荷主要由X線提供。

綜上分析，在故障點隔離至X線跳閘的300 ms過程中，由于HB總配站供電區(qū)域的電動機自起動電流持續(xù)較大，導致X線電流超過其過流保護Ⅱ段電流整定值達整定時間（600 ms）后跳閘。熱電廠2號爐一次風機絕緣損壞是導致事故發(fā)生的直接原因，風機保護拒動是事故擴大，造成保護越級跳閘的主要原因。E變電站保護配置未充分考慮HB公司用電負荷特性是次要原因。

4 事故后采取的反事故措施

（1）為保證HB公司安全可靠用電需求，最大限度挖掘電網(wǎng)供電潛力，E變電站35 kV系統(tǒng)及10 kV系統(tǒng)于事故后開始分列運行，兩回35 kV線路同時帶負荷，HB公司內(nèi)部用電系統(tǒng)同時采用“分列運行，一分到底”運行模式。

（2）為了能使E變電站35 kV母分備自投裝置能及時動作或防止備自投動作造成系統(tǒng)電源與用戶自備電源的非同期并列，提高供電的可靠性，HB公司在HB總配站裝設(shè)了故障解列裝置，若X線失電，HB總配故障解列裝置將在第一時間將熱電廠解列。要求熱電廠解列后能帶廠用電系統(tǒng)短時孤網(wǎng)運行，在備自投未成功動作、市電全部切斷的情況下，能立即恢復對重要負荷的供電，否則建議HB公司配備與系統(tǒng)不并網(wǎng)運行的快速起動柴油發(fā)電機組作為保安電源。

（3）將35 kV X線、35 kV Y線的保護更換為距離保護，退出過電流保護。距離保護的方向性將使其不會因HB公司故障而誤動，繼電保護部門根據(jù)HB公司電動機自起動數(shù)據(jù)重新計算E變電站對側(cè)變電站的X線距離保護整定值，以使其躲過HB公司電動機的自起動負荷阻抗。

（4）為防止互感器在大電流下飽和，HB公司把變比過小的10P10級保護用電流互感器更換為大變比的10P20級電流互感器。HB公司將所有電動機的限時電流速斷保護改為瞬時動作的速斷保護，以減輕電機短路故障對系統(tǒng)電壓的影響。

（5）在生產(chǎn)工藝允許情況下，將部分電動機的低電壓保護時間由0.8 s改為0.5 s，并適當提高低電壓整定值，以便在系統(tǒng)電壓降至一定程度后快速切除電動機負荷，減小電壓恢復時電機的自起動電流。

（6）由專業(yè)機構(gòu)對HB公司內(nèi)部繼電保護和自動裝置定值重新進行整定計算，研究不同運行方式下電機低電壓起動電流對相關(guān)保護的影響，并將結(jié)果提供給供電方，作為供電方保護配置、整定的依據(jù)。

（7）目前的供電方式可靠性差，保護難以配合。為提高供電可靠性，要求客戶申請110 kV雙電源供電，自建110 kV專用變電站。

5 結(jié)語

（1）高危重要客戶的安全可靠供用電事關(guān)社會穩(wěn)定大局，供電企業(yè)和客戶雙方都要高度重視。雖然從產(chǎn)權(quán)歸屬及管轄權(quán)限角度看，供用電雙方的電氣設(shè)備存在產(chǎn)權(quán)分界點，但接入電網(wǎng)運行的所有電氣設(shè)備物理上并不存在產(chǎn)權(quán)分界點，客戶的電氣設(shè)備故障會影響電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，同樣，電力系統(tǒng)的運行方式及保護配置等因素也會對客戶的安全可靠用電構(gòu)成潛在威脅。

（2）供電企業(yè)和客戶應加強溝通，充分了解高危客戶的負荷性質(zhì)、用電設(shè)備運行特性，為供電企業(yè)運方安排及繼保配置、定值整定提供依據(jù)。此次事故在故障電流已切除的情況下，因為電機自起動電流延續(xù)而導致X線保護跳閘，說明了這一點的重要性。

（3）客戶自身要重視電氣設(shè)備的運行管理，定期按規(guī)程要求進行預防性試驗，盡早發(fā)現(xiàn)和消除設(shè)備缺陷。加強業(yè)務培訓，提高電氣管理人員及運行值班人員素質(zhì)。本次事故前HB公司的10 kV系統(tǒng)曾發(fā)生接地故障，相關(guān)分析認為其故障點應在HB熱能電廠10 kV系統(tǒng)內(nèi)，很可能也是該引風機絕緣故障所引起，后因接地消失，未引起HB公司重視。如及早采取措施，就有可能避免此次事故的發(fā)生。