楊長存，楊聯(lián)聯(lián)

（淮浙煤電鳳臺發(fā)電分公司，安徽 淮南 232131）

1 設(shè)備概況

某裝機容量為4×660MW 的燃煤機組電廠，機組采用閉式循環(huán)水冷卻方式，補給水泵房距離電廠約10 公里，補給水泵房內(nèi)設(shè)有10kV 補給水A 段、10kV 補給水B 段兩段母線，分別通過兩條10kV 架空線路連接至廠內(nèi)01A 補給水升壓變、01B 補給水升壓變高壓側(cè)，兩臺變壓器低壓側(cè)電源分別取至輔助廠房6kV A、B 段，10kV 補給水兩段母線正常分裂運行，任一條線路檢修時可通過母聯(lián)開關(guān)并聯(lián)運行，補給水升壓變?nèi)萘繛?600kVA，短路阻抗為4.03%，變比（88/154）,接線組別為Dyn11。輔助廠房6kV 補給水升壓變高低壓側(cè)開關(guān)保護裝置均采用的是樂清市愛光電氣有限公司生產(chǎn)的型號為MMP-5020J 產(chǎn)品，該類型保護裝置只能存儲事件記錄，無導(dǎo)出故障錄波波形的功能，且保護裝置動作時只能顯示動作相電流，無動作相不顯示。

2 故障現(xiàn)象

2018 年11 月21 號上午8 點左右，某電廠繼保維護人員接運行通知“輔助廠房6kV B 段01A 補給水升壓變跳閘，C6A 皮帶機跳閘請速來檢查”，繼保維護人員就地檢查保護裝置B 相過流一段動作，動作電流12.2A（見圖1），折算到一次動作電流2440A（CT 變比200：1），檢查保護裝置過流一段動作電流整定值為11.6A，保護裝置動作行為正確，檢查保護裝置外觀及二次回路無明顯異常，繼保維護人員將情況進行了匯報，并聯(lián)系一次維護人員檢查01A 補給水升壓變本體，聯(lián)系線路維護單位巡視檢查線路，聯(lián)系運行人員測量變壓器繞組絕緣。

圖1 01A 補給水升壓變6kV 開關(guān)保護裝置動作

3 故障檢查過程

根據(jù)保護裝置的動作信息，繼保維護人員檢查了保護裝置動作時刻輔助廠房PLC 控制系統(tǒng)、主廠房DCS 控制系統(tǒng)歷史電壓、電流采樣數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)在故障時刻輔助廠房工作進線及電源開關(guān)均存在電流升高、電壓下降的現(xiàn)象，同時查看機組故障錄波器啟動記錄的波形分析結(jié)果與上述一致，綜合以上情況判斷補給水升壓變發(fā)生短路故障。根據(jù)保護裝置動作情況及保護裝置只能顯示出故障相電流的特點，分析可能存在以下四種可能的原因：

（1）01A 補給水升壓變6kV 側(cè)發(fā)生B 相接地故障。

（2）01A 補給水升壓變10kV 側(cè)發(fā)生相間故障，6kV 側(cè)B 相動作電流較A、C 相大，且滿足B 相電流是A、C 相電流的2 倍關(guān)系。

（3）01A 補給水升壓變10kV 側(cè)或6kV 側(cè)發(fā)生匝間短路。

（4）保護裝置采樣異常導(dǎo)致誤動作。

根據(jù)以上可能的原因逐步進行了排查：

（1）01A 補給水升壓變6kV 側(cè)發(fā)生B 相接地故障；

當(dāng)01A 補給水升壓變6kV 側(cè)發(fā)生B 相金屬性接地故障時，最大故障電流大小可用下式計算：

式中：I(1)k為小電阻接地系統(tǒng)單相接地電流，A；UN為額定線電壓，6.3KV；RN為高壓廠用變壓器中性點接地電阻，6.07Ω。

從以上計算可知，01A 補給水升壓變6kV 側(cè)最大接地故障電流為599A，因此可排除了接地故障的可能性，此分析結(jié)果也說明了高廠變低壓側(cè)最大單相接地電流為599A。

（2）01A 補給水升壓變10kV 側(cè)發(fā)生相間故障，6kV 側(cè)B 相動作電流較A、C 相大，且滿足B 相電流是A、C 相電流的2 倍關(guān)系。

根據(jù)變壓器接線組別畫出變壓器繞組接線圖，如圖2 所示，當(dāng)10kV 側(cè)B、C 相發(fā)生相間短路時，反應(yīng)到6kV 側(cè)B 相電流是A、C 相電流的2 倍關(guān)系，圖2 中所示短路電流為標幺值。

圖2 01A 補給水升壓變10kV 側(cè)發(fā)生相間故障時兩側(cè)故障電流關(guān)系

根據(jù)圖201A 補給水升壓變10kV 側(cè)發(fā)生相間故障時兩側(cè)故障電流關(guān)系圖，當(dāng)01A 補給水升壓變10kV 側(cè)發(fā)生相間金屬性故障時的故障電流可由下式計算：

當(dāng)01A 補給水升壓變10kV 側(cè)發(fā)生相間金屬性故障時，6kV 側(cè)有一相電流為三相短路電流，當(dāng)發(fā)生非金屬性故障時，6kV 側(cè)故障電流小于三相短路電流3821A，因保護裝置故障電流一次值為2440A，存在此種可能性，進一步調(diào)取1 號機發(fā)變組故障錄波器在發(fā)生故障時刻波形如圖3 所示。

圖3 發(fā)變組故障錄波器在發(fā)生故障時刻波形

從圖3 1 號機發(fā)變組故障錄波器在發(fā)生故障時刻波形可知，1B 高廠變低壓側(cè)電流Ib 的大小為2520A，且與Ia、Ic的電流大小相差約2 倍的關(guān)系（存在機組廠用負荷的電流的影響），相位相差180°，與以上01A 補給水升壓變10kV 側(cè)發(fā)生相間故障時兩側(cè)故障電流大小基本相同，因此，可能存在此類型故障。

（3）01A 補給水升壓變10kV 側(cè)或6kV 側(cè)發(fā)生匝間短路。電氣一次維護人員對01A 補給水升壓變高低壓側(cè)絕緣及直流電阻進行檢查，均未發(fā)現(xiàn)異常，排除了變壓器發(fā)生匝間短路的可能性。

（4）保護裝置采樣異常導(dǎo)致誤動作。根據(jù)1 號機組故障錄波器的錄波歷史記錄對比01A 補給水升壓變保護裝置動作電流，除了負荷電流影響，電流變化大小基本吻合，排除保護裝置誤動作的可能性。

綜合以上分析可知，本次01A 補給水升壓變跳閘原因為10kV 側(cè)發(fā)生B、C 相間非金屬性故障導(dǎo)致，根據(jù)此分析結(jié)果，對10kV 輸電線路進行了巡視檢查，發(fā)現(xiàn)10kV 輸電線路處確實存在明顯的相間短路放電痕跡，處理好異物后并聯(lián)系運行人員送電，觀察保護裝置運行正常。

4 結(jié)語

采用閉式循環(huán)水火力發(fā)電廠的補給水泵房一般都設(shè)置在距離電廠較遠的水源處取水，選擇的地點也相對較偏僻，長距離補給水泵房的電源采用架空線路輸送，途經(jīng)的地方如有較高的樹木在刮風(fēng)下雨等惡劣天氣時很容易發(fā)生相間故障，且同桿架設(shè)的輸電線路還較容易遭受到雷擊，導(dǎo)致補給水線路跳閘。作為一線生產(chǎn)運維人員，如果能夠根據(jù)短路電流的大小迅速判斷故障相別及故障大致所處的位置，能夠縮短故障查找的時間，給故障處理節(jié)約寶貴的時間，同時，為了避免輸電線路短路故障，還應(yīng)做到加強線路的巡視檢查工作，對可能引發(fā)相間故障的異物及時清除，營造良好的運行環(huán)境，保障機組的安全穩(wěn)定運行。