鄢志超

(浙江浙能嘉華發(fā)電有限公司，浙江 嘉興 314201)

在發(fā)電廠中，廠用電系統龐大且復雜，經常會出現短路故障等情況[1-2]。廠用電系統通常配有完備的保護，其中高壓廠變分支速斷保護通常作為各分支母線故障的主保護。本文介紹了一起高壓廠變分支速斷保護動作事故，根據保護動作數據，分析相關保護動作情況，查找故障原因，并提出了相應的改進建議。

1 事故概述

1.1 事故前運行方式

某電廠有2臺300 MW機組，1號機停機檢修，廠用電系統6 kV 1A段母線由01A啟備變供電，6 kV 1B段母線由01B啟備變供電。2號機發(fā)電運行，6 kV母線由高壓廠變供電。1、2號機主要廠用電供電方式如圖1所示，圖1中6 kV公用A/B段母聯開關在分閘熱備用狀態(tài)，其他開關均在合閘狀態(tài)。

圖1 1、2號機主要廠用電供電方式

1.2 事故經過

某日13:00，2號機跳閘，6 kV 2A段母線失電，6 kV 2B段母線切至01B啟備變供電，1號機6 kV 1A段母線失電。2號機高壓廠變A低壓側分支速斷保護動作，01A啟備變II側I支路過流保護動作。2號機6 kV 2A段廠用電快切裝置“切換閉鎖”燈亮，6 kV 2B段廠用電快切裝置“切換動作”燈亮。

2 事故分析

2.1 2號機高壓廠變A分支速斷保護動作分析

2號機高壓廠變A低壓側分支速斷保護邏輯如圖2所示。

圖2中ILmax為三相分支電流中最大相電流值；ILsd為分支速斷保護電流定值；TLsd為分支速斷保護動作延時。2號機高廠變低壓側分支速斷保護定值ILsd為12 A，延時TLsd為0.6 s。

圖2 分支速斷保護邏輯

2號機故障錄波器記錄的高壓廠變A分支電流有效值波形如圖3所示。

圖3中高壓廠變A低壓側A相(36通道)故障電流為19.146 A，B相(37通道)故障電流為19.257 A，C相(38通道)故障電流為19.009 A。三相故障電流均大于高壓廠變A分支速斷保護電流定值(12 A)，高壓廠變A低壓側分支速斷保護正確動作。

圖3 2號機高壓廠變A分支電流有效值波形

高壓廠變A低壓側分支速斷保護動作結果為跳2號機6 kV 2A段工作進線開關，并且閉鎖6 kV 2A段廠用電快切裝置切換，因此2號機6 kV 2A段母線失電。

2.2 01A啟備變Ⅱ側Ⅰ支路過流保護動作分析

01A啟備變Ⅱ側Ⅰ支路對應的開關為6 kV 1A段備用進線開關。Ⅱ側Ⅰ支路過流保護電流定值為14 A，動作延時為0.3 s。查看故障錄波器，6 kV 1A段備用進線開關A相故障電流為17.6 A，B相故障電流為17.9 A，C相故障電流為17.8 A。三相故障電流均大于Ⅱ側Ⅰ支路過流保護電流定值(14 A)，01A啟備變Ⅱ側Ⅰ支路過流保護正確動作，跳開6 kV 1A段備用進線開關，1號機6 kV 1A段母線失電。

2.3 2號機跳閘原因分析

2號機跳閘首出原因是主燃料失去導致鍋爐MFT保護動作。2號機共配有5臺磨煤機，磨煤機A、B、C接在6 kV 2A段母線，磨煤機D、E接在6 kV 2B段母線。事發(fā)前磨煤機A、B、C、D在運行狀態(tài)，磨煤機E在停機狀態(tài)。6 kV 2A段母線失電導致掛在2 A段母線上的磨煤機A、B、C跳閘。經過對DCS邏輯檢查發(fā)現，6 kV 2A段母線失電導致掛在該母線上的一次風機A跳閘，一次風機RB觸發(fā)。一次風機RB回路中設置了保留A、B、C 3臺磨煤機中的第2臺運行，跳開其他磨煤機的邏輯，導致掛在6 kV 2B段母線上的磨煤機D也跳閘。所有運行中的磨煤機全部跳閘，主燃料失去導致鍋爐MFT保護動作，2號機跳閘。

2.4 故障數據分析

現場調取保護裝置信息進行分析，保護動作時序如表1所示[3]。

表1 保護動作時序表

由保護動作時序表與故障錄波可知，故障發(fā)生前6 kV公用A段母線電壓為正常電壓100 V，故障發(fā)生后電壓降為51 V，0 ms時01A啟備變Ⅱ側Ⅰ支路過流保護動作，三相故障，跳開6kV 1A段備用進線開關，1號機6 kV 1A段母線失電，6 kV公用A段母線失電。6 kV公用A段母線低電壓動作跳開6 kV公用A段進線開關。2 s后，6 kV公用A/B段母聯開關自投合閘，6 kV公用A段母線電壓恢復為53 V，未恢復到正常電壓100 V，說明故障依然存在。3003 ms 2號機高壓廠變A低壓側分支速斷保護動作，跳開6 kV 2A段工作進線開關，2號機6 kV 2A段母線失電。綜上所述，6 kV公用A段母線發(fā)生故障的可能性較大。

2.5 故障查找

測量6 kV公用A段母線絕緣，A相對地1.2 G，B相對地1.1 G，C相對地1.2 G，AB相間1.3 G，BC相間1.2 G，CA相間1.3 G，6 kV公用A段母線絕緣良好。檢查6 kV公用A段各負荷保護裝置,無保護動作信號，6 kV碼頭A段電源開關保護裝置面板無顯示，判斷保護裝置可能發(fā)生故障，6 kV碼頭A段發(fā)生故障的可能性較大。

測量6 kV碼頭A段電源開關輸出高壓電纜絕緣，A相對地電阻為零，B相對地電阻為零，C相對地電阻為零，AB相間電阻為零，BC相間電阻為零，CA相間電阻為零，說明高壓電纜發(fā)生故障。經過對6 kV碼頭A段電源開關輸出高壓電纜的逐一檢查，發(fā)現有一處電纜蓋板發(fā)生塌陷，取出電纜蓋板，發(fā)現高壓電纜破損嚴重，灼燒痕跡明顯[4]。

3 相關保護未動作分析

3.1 6 kV公用A段電源開關保護未動作分析

由于6 kV碼頭A段電源開關保護裝置異常，導致高壓電纜故障時未跳閘，6 kV公用A段進線開關未配置保護，理應由上一級的6 kV公用A段電源開關動作將故障切除。

忽略故障時的負荷電流，發(fā)生故障時一次電流約為11 383.2 A。查看相關保護裝置整定值，6 kV公用A段電源開關未配置速斷保護，只配置了過流保護。過流保護定值為9 A，電流互感器變比為2000/5，折算到一次值為3600 A。故障電流達到了過流保護定值，但是過流保護延時為1 s，而該故障電流同時達到了01A啟備變Ⅱ側Ⅰ支路過流Ⅰ段保護定值(一次值為8400 A)，由于Ⅱ側Ⅰ支路過流Ⅰ段保護動作延時為0.3 s，所以01A啟備變Ⅱ側Ⅰ支路過流保護先動作，跳開6 kV 1A段備用進線開關，6 kV 1A段母線失電。

3.2 6 kV公用B段電源開關保護未動作分析

6 kV公用A/B段母線開關自投后，故障電流轉移到2號機。6 kV公用A/B段母聯開關配置了過流保護，與1號機相同，6 kV公用B段進線開關無保護, 6 kV公用B段電源開關未配置速斷保護，只配置了過流保護。相關保護定值如表2所示。

表2 保護定值

由表2可知，故障電流(11 383.2 A)同時超過了6 kV公用A/B段母聯開關過流保護、6 kV公用B段電源開關過流保護和高壓廠變2A分支速斷過流保護電流定值。因為高壓廠變2A分支速斷過流保護延時定值最小，所以最先動作，跳開6 kV 2A段工作進線開關，并且閉鎖6 kV 2A段廠用電快切裝置切換，6 kV 2A段母線失電。

4 建議

a.在6 kV公用A、B段電源開關上配置速斷保護，動作時間配置為0.3 s，將上一級的啟備變、高廠變低壓側后備保護動作時間設定為0.6 s，增加6 kV公用A、B段電源開關速斷保護動作閉鎖6 kV公用A/B段母聯開關自投功能[5]。

b.取消6 kV公用A、B段母線低電壓跳6 kV公用A、B段進線開關回路。

c.完善一次風機RB回路跳閘邏輯。將磨煤機A、C、E的電源取自6 kV 2A段母線，磨煤機B、D的電源取自6 kV 2B段母線，機組在單臺一次風機運行時保留下3層磨煤機中的1臺。

5 結束語

本文對一起高壓廠變分支速斷保護動作引起發(fā)電機跳閘事故進行了詳細分析，發(fā)電廠廠用系統配置了多種保護，只有加強保護配置優(yōu)化，梳理保護級差配合關系，才能提高電力系統運行穩(wěn)定性。