肖南文

(廣東粵海飛來峽水力發(fā)電有限公司，廣東 清遠 511825)

1 概況

1.1 故障前的一次設備運行工況

飛來峽電廠一次設備運行情況為：1#機組、2#機組和4#機組均帶負荷30 MW運行，3#機組檢修，1#主變、2#主變運行，220 kV飛浩線2 387開關運行，110 kV 1#主變變中101開關運行，10.5 kV 1#主變變低5 010刀閘運行，110 kV飛北線121A開關熱備用，110 kV 2#主變變高102開關運行，10.5kV廠用電510、520和530開關運行，500和550處于熱備用狀態(tài)(10 kV三段廠用電分段運行)，10 kV廠用電備自投裝置投入狀態(tài)。飛來峽電廠一次設備[1]如圖1所示。

圖1 一次設備示意

1.2 故障現(xiàn)象

2019年4月13日02時04分，監(jiān)控系統(tǒng)出現(xiàn)220 kV 1#主變“10.5 kV PT101接地故障”報警，10 kVⅠ段母線接地保護動作(64B)、1#機組定子接地報警和2#機組定子接地保護(64G)動作跳閘等信息，1#、2#機組分別甩30 MW負荷跳閘。機組跳閘后接地跳閘報警信號自動消失。1#、2#機組出口開關501、502跳閘，廠用電備自投裝置退出?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)如下信息。

1) 220 kV 1#變壓器保護裝置

1#變壓器保護裝置A屏、B屏面板上出現(xiàn)裝置報警和主變低壓側零序電壓報警，無跳閘信號。

2) 1#、2#機組保護裝置

1#機組保護柜10 kV母線1接地、發(fā)電機頻率保護、發(fā)電機斷路器失靈保護信號燈亮，2#機組保護柜發(fā)電機定子接地保護燈亮；現(xiàn)場檢查1#、2#機組出口開關501、502已跳開，兩臺機組都已停穩(wěn)。

3) 1#、2#機組及10 kVⅠ段母線柜檢查

現(xiàn)場對10 kV廠用母線PT柜絕緣、10 kV封閉母線、10 kV部分饋線電纜和1#、2#機組出線電纜等進行外觀檢查，未發(fā)現(xiàn)異常，但在10 kV電纜廊道聞到焦味。

4) 開關站220 kV 1#變壓器及5010刀閘室檢查

220 kV 1#變壓器外觀未發(fā)現(xiàn)異常，但在開關站5010刀閘室也聞到燒焦氣味。

2 故障處理及存在的問題

2.1 故障處理[2]

事件發(fā)生后，當班值長立即通知運維值班人員到現(xiàn)場檢查處理，向中調匯報220 kV 1#主變運行情況和1#機組、2#機組跳閘停機等事件；并立即下令倒換廠用電，將電廠10 kV廠用電Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段分段運行倒換為由Ⅲ段帶Ⅰ段與Ⅱ段分段運行，聯(lián)系地調申請向飛北線送電；然后向中調匯報保護裝置動作情況且做好相關記錄，并向中調申請將220 kV 1#變壓器由運行轉為冷備用，填報緊急搶險單作進一步檢查處理。

2.2 發(fā)現(xiàn)的問題

根據(jù)10 kV電纜廊道和5010室聞到的燒焦氣味，推測其原因可能是1#主變低壓側到10 kV封閉母線某處存在故障，打開該段封閉母線蓋板，發(fā)現(xiàn)220 kV 1#主變“10.5 kV 出線母線口A相絕緣板燒毀，故障判定為1#主變低壓側A相弧光接地故障，遂做整體更換處理，后測其絕緣值，絕緣A相68 MΩ、B相62 MΩ、C相105 MΩ，試驗合格(規(guī)程10 MΩ滿足要求[3])。

通過與出現(xiàn)的報警信息對比，發(fā)現(xiàn)A相絕緣板燒毀是1#主變低壓側母線接地保護(64B)動作的直接原因，在該故障過程中不應出現(xiàn)1#機組定子接地報警和2#機組的定子接地動作的信息，即1#主變低壓側接地保護動作屬于機組定子保護區(qū)外故障引起，1#機組和2#機組定子保護區(qū)內并無故障發(fā)生，其定子保護不應該有報警和動作信息。

由于上述可以確定故障為1#主變低壓側母線接地保護(64B)動作所引起，根據(jù)1#機組跳閘矩陣設置，1#機組母線接地保護64B動作后果是自動停機和啟動失靈[4]，而不是跳出口斷路器，所以按照失靈保護的邏輯，在母線接地保護64B動作時同時也啟動了失靈保護，并且由于是自動停機，發(fā)電機在停機前仍然帶著負荷，這樣就滿足了失靈保護的動作條件：保護啟動且電流>0.1 A，經過0.3 min后失靈保護將動作重跳出口斷路器并點亮紅燈，斷路器跳開后失靈保護返回，失靈保護的黃燈是用來監(jiān)視保護啟動信號超時的，在沒有電流的情況下如果保護啟動信號持續(xù)超過5 min(定值)將復歸該啟動信號并點亮黃燈，失靈保護將被閉鎖，這樣的設計為防止在并網前如果有失靈保護啟動開入量一直在動作(如誤啟動，開入量故障等情況)，而并網后加上電流條件會引起失靈保護動作。報警信息中的失靈保護屬于正確動作，下文不再做原因分析說明。

3 原因分析及整改措施

3.1 原因分析

1) 接地保護原理及定值[5]

飛來峽電廠發(fā)電機定子接地保護為定子接地零序功率方向保護[6]，采用零序電壓和零序電流作為判斷依據(jù)。零序電壓作為動作量，而用零序電流與零序電壓間的相位角來判斷接地點的范圍。無論在系統(tǒng)那一點發(fā)生接地故障時，都將有電流流過發(fā)電機中性點配電變壓器同時出現(xiàn)電壓降，從而該電壓降在變壓器二次電路的電阻中產生一個電流，這個電流經過一個中間CT， 另外在發(fā)電機出口零序CT的二次繞組產生一電流量，通過方向組件比較這兩個電流量的方向來判斷故障范圍，如果兩個電流方向相同則保護發(fā)生在保護范圍外，如果兩個電流方向相反則故障發(fā)生在保護范圍內。

飛來峽電廠為擴大單元式機組，為確保發(fā)電機區(qū)內和區(qū)外接地時具有選擇性[7]，定子接地保護采用的是方向接地保護功能64G[8]，該功能使用中性點零序電壓作為動作判據(jù)，中性點及機端零序電流與中性點零序電壓的角度作為方向判據(jù)來區(qū)分區(qū)內還是區(qū)外接地(如圖2所示)，另外對區(qū)外接地還考慮了在主變低壓母線接地時發(fā)電機中性點設備的承受能力，特設置了一個無方向的母線接地保護64B[9]，在達到較長的延時后跳開兩臺機組出口斷路器以保護發(fā)電機中性點設備，而不是在主變低壓母線(發(fā)電機區(qū)外)接地時只報警進而對發(fā)電機中性點設備造成損傷，在主變單獨運行不帶發(fā)電機時可以允許低壓側接地后報警而不跳閘等待運行人員處理。

圖2 機組方向接地CT接線示意[10]

保護定值：90%定子接地按保護區(qū)90%，零序電壓動作值為10 V，延時為0.3 s，動作區(qū)slope角度為60°，方向為1，動作角度是判斷I0超前U0的角度，動作范圍是slope+90°～slope-90°，即150°～-30°。

2) 根據(jù)220 kV 1#主變低壓側母線接地無方向的接地保護64B正確動作、1#機組定子接地保護誤報警、2#機組定子接地保護(64G)誤動作跳閘，而定子保護區(qū)內無故障現(xiàn)象、定子絕緣試驗數(shù)據(jù)合格，推測1#機組定子接地保護誤報警和2#機組定子接地保護(64G)誤動作跳閘的原因為定子保護參數(shù)設置問題，與廠家溝通后決定對飛來峽4臺機組定子接地保護進行定子單相接地模擬試驗[10]。由模擬試驗示意(見圖3)和試驗記錄(見表1)可見：當前定值可以區(qū)分區(qū)內和區(qū)外接地故障，但1#機組和其他3臺機的模擬試驗時的角度顯示不同，1#機組區(qū)外單相接地電壓為10%額定電壓時φI0_U0為-69°，其他3臺機則為-126°，該角度會在額定電壓時增大，例如1號區(qū)外接地時角度會達到-95°，其他3臺機大約會增大至超過-150°。

#機區(qū)內外單相接地模擬試驗：10%-100UN 2#～4#機區(qū)內外接地示意

表1 1#～4#機組單相接地模擬試驗數(shù)據(jù)

3) 1#機組、2#機組定子接地保護在母線接地后的動作分析

由于1#機組定子接地保護在同樣保護參數(shù)設置和同樣模擬電壓下進入定子保護動作區(qū)的slope角度絕對值較其他3臺機組要小(電壓為10%額定電壓時φI0_U0為-69°，其他3臺機則為-126°)，首先調出了1#機組在主變低壓側母線接地保護動作后的錄波記錄(見圖4)。由圖4可見，間歇性弧光接地時的零序電流已經不是標準的正弦波，含有大量高次諧波及直流分量，在零序電流突然增大的地方各次諧波分量值見表2所示。在這個時候計算的角度已經進入動作區(qū)(顯示的角度已經達-250°)，如果持續(xù)時間超過定子接地保護延時，定子接地保護就會動作跳閘，1#機組的情況是該突變波形只持續(xù)幾十毫秒，定子接地保護只發(fā)出報警信號(alarm瞬時啟動并點亮黃燈)，最終經10 min后由母線接地保護64B跳閘[11-12]。

圖4 1#機組母線接地保護動作后錄波示意

表2 諧波分量值

而2#機組的故障錄波基本和1#機組波形相近，只是2#機組在模擬區(qū)外接地時的I0超前U0角度要比1#機組大(由表1可知2#機組為-126°，1#機組為-69°)，所以更容易提前進入動作區(qū)而最終由定子接地保護64G跳閘(重復發(fā)出了跳2#機組出口502開關的命令)。

3.2 定子接地保護整改措施[13]

根據(jù)模擬試驗結果中4臺機實際的角度及區(qū)外接地時角度的變化方向和范圍，建議4臺機定子接地保護保護的slope定值整定為不同值，即1#機組的slope由原來的60°改為30°,2#～4#機的slope由原來的60°改為0°，這樣可以更好的避免區(qū)外接地時的零序電流和電壓的角度進入動作區(qū)(如圖5所示)。

圖5 1#～4#機組不同slope定值動作區(qū)示意

4 結語

飛來峽電廠2018年1月完成4臺機組保護裝置改造項目，改造后采用的是安德里茨公司的compact2A保護裝置，投運以來，裝置硬件運行穩(wěn)定；2019年4月13日在雷雨大風天氣下，1#主變低壓側母線發(fā)生弧光接地故障，暴露出定子保護slope定值問題；于同年11月，經過與廠家、設計單位商榷和廣東省集中調度中心繼電保護部的批準，將1#機組的slope由原來的60°改為30°而2#～4#機的slope由原來的60°改為0°，實驗測試后運行至今，未出現(xiàn)過定子保護誤報警、誤動等異?，F(xiàn)象。而在改造之前4臺機組slope定值均為30°且未出現(xiàn)過定子接地誤報警誤動作現(xiàn)象(2015年04月29日，2#機組出口電纜C相金屬性接地[1]，也屬于1#主變低壓側母線接地故障，其并未導致1#機組和2#機組定子保護報警和動作信息)，是什么原因導致機組保護裝置改造后需要將1#機組的slope由原來的60°改為30°而2#～4#機的slope由原來的60°改為0°是一個值得研討的課題。