發(fā)電廠6kV接地故障實(shí)例分析

（華能安源發(fā)電廠，江西 萍鄉(xiāng) 337200）

0 引言

6 kV廠用電系統(tǒng)整定計(jì)算雖然簡單，但是其零序保護(hù)配置和整定計(jì)算卻一直比較薄弱，由于廠用電系統(tǒng)零序保護(hù)涉及面廣，整定比較隨意，容易給機(jī)組的穩(wěn)定運(yùn)行帶來隱患，某電廠發(fā)生的兩起6 kV接地事故，均造成了保護(hù)越級動作，一起事故直接引起了機(jī)組停機(jī)，因此發(fā)電廠的繼電保護(hù)管理人員對廠用系統(tǒng)零序保護(hù)要有足夠的重視，要對零序保護(hù)的配置和整定計(jì)算進(jìn)行仔細(xì)的梳理，確保零序保護(hù)的正確動作。

1 廠用電系統(tǒng)介紹

某電廠600 MW發(fā)變組單元接線方式，廠用電系統(tǒng)采用高廠變帶6 kV A、B分支母線，高廠變6.3 kV中性點(diǎn)經(jīng)5.77Ω電阻接地；

2 事件1簡介及故障分析、處理

某日7號機(jī)組負(fù)荷600 MW正常運(yùn)行，突然6 kV A段工作電源進(jìn)線6701開關(guān)跳閘，備用電源670 1B開關(guān)未自投，6 kV A段失電，A側(cè)風(fēng)組電機(jī)跳閘，熱工保護(hù)動作跳機(jī)。檢查發(fā)現(xiàn)7號機(jī)組發(fā)變組保護(hù)（南瑞RCS-985B）A、B柜均發(fā)出保護(hù)動作信號，動作情況：16:20:00:461，發(fā)變組A、B柜A分支零序過流I段保護(hù)動作出口跳，6701開關(guān)閉鎖自投；16:22:09:960，熱工保護(hù)跳閘。查看6 kV廠用室各設(shè)備間隔，均未出現(xiàn)保護(hù)動作信號。

調(diào)看7號發(fā)變組故障錄波圖。

圖1中高廠變低壓側(cè)A分支第1次出現(xiàn)零序電流，二次電流大于3 A，持續(xù)時間420 ms。（保護(hù)定值3 A，相當(dāng)一次電流180 A，動作時間延時0.6 s）

圖1 錄波文件1

圖2 中高廠變低壓側(cè)A分支第二次出現(xiàn)零序電流，前527 ms二次電流持續(xù)大于3 A；電流瞬間下降后，再次持續(xù)642 ms，二次電流持續(xù)大于3 A。

圖2 錄波文件2

分析：發(fā)變組A分支零序過流保護(hù)定值是二次值3 A（一次值180 A）0.6 s跳工作進(jìn)線開關(guān)閉鎖自投；高廠變低壓側(cè)A分支第1次出現(xiàn)零序電流，持續(xù)時間未達(dá)到時間定值，故保護(hù)未動作；第2次出現(xiàn)大于3 A的零序電流，持續(xù)時間527 ms后下降，后電流再次增大至3 A以上，持續(xù)600 ms以上，在發(fā)生接地時，7A段進(jìn)線PT電壓A相對地電壓降低（最低為25 V），B/C相對地電壓升高（C相最高90 V），A相電流增大，在發(fā)變組保護(hù)動作跳開A段進(jìn)線開關(guān)6701開關(guān)后，零序電流消失，同時高廠變低壓側(cè)A分支電壓恢復(fù)正常，基本可以判斷故障應(yīng)該在7A段進(jìn)線開關(guān)6701的負(fù)載側(cè)（即7A母線側(cè)設(shè)備），問題就出現(xiàn)了：為什么負(fù)載支路的零序保護(hù)均未動作，反而是作為分支開關(guān)后備零序保護(hù)動作？

圖3 零序保護(hù)配置圖

對6 kV A段所有輔機(jī)及變壓器支路進(jìn)行電纜絕緣測試及保護(hù)校驗(yàn)，最終發(fā)現(xiàn)問題極可能出在輸煤支路上。輸煤線路（輸6211）是架空線，存在發(fā)生間歇性接地的可能性，輸6211開關(guān)無零序保護(hù)，而上一級輸煤6720開關(guān)、輸6101開關(guān)雖設(shè)置零序保護(hù)，但現(xiàn)場未安裝專用零序電流互感器，實(shí)際接地故障時保護(hù)會拒動。

亡羊補(bǔ)牢，立即重新梳理現(xiàn)場保護(hù)定值，采取措施：

1）輸煤A段電源進(jìn)線6720開關(guān)、輸6101開關(guān)保護(hù)裝置改為自產(chǎn)零序保護(hù)，現(xiàn)場校驗(yàn)保護(hù)裝置動作正確。

2）輸6211開關(guān)加裝專用零序保護(hù)（接地一次定值60 A 0.2 s）

3 事件2簡介及故障分析、處理

事件1發(fā)生半年后某日，機(jī)組停運(yùn)，啟備變帶6 kV母線運(yùn)行。6 kV輸煤A段電源進(jìn)線6720開關(guān)及輸煤線路（輸6211）開關(guān)跳閘，現(xiàn)場檢查均為零序保護(hù)動作跳閘。

根據(jù)定值設(shè)定，6720和輸6211開關(guān)保護(hù)裝置零序一次動作值均為60 A，公6211開關(guān)及其上級開關(guān)6720開關(guān)配有0.2 s的時間級差，公6211開關(guān)本應(yīng)優(yōu)先6720開關(guān)跳閘；但6720保護(hù)裝置記錄的動作時間是854 ms；公6211保護(hù)裝置記錄的動作時間是885 ms。

現(xiàn)場檢查情況：

1）加模擬電流，檢測公6211開關(guān)保護(hù)動作時間241 ms，包括機(jī)構(gòu)跳閘時間30 ms；排除公6211開關(guān)延誤跳閘的可能性。

2）檢查6720開關(guān)至公用6kV A段的電纜絕緣為200 MΩ，絕緣值正常。排除因聯(lián)絡(luò)線電纜絕緣問題，造成6720開關(guān)跳閘的可能性。

3）根據(jù)圖4發(fā)現(xiàn)，本次故障接地持續(xù)時間914 ms，一次電流在60 A左右波動，其中190 ms至480 ms低于0.9倍電流動作值，在750 ms也下降至1倍值附近。保護(hù)裝置的動作是1.05倍可靠動作，0.95倍可靠返回；且考慮到零序電流取自各自開關(guān)柜三相電流自產(chǎn)疊加，電流互感器存在一定的允許誤差。

圖4 錄波文件3

綜上分析，應(yīng)該是本次接地電流在動作臨界值，兩臺保護(hù)裝置分別啟動-返回-再啟動，根據(jù)各自延時到達(dá)時間發(fā)出跳閘指令，在這種特殊故障狀態(tài)下，保護(hù)0.2s時間級差失效，導(dǎo)致6720開關(guān)和輸6211開關(guān)幾乎同時跳閘。

處理措施：根據(jù)廠用電繼電保護(hù)整定計(jì)算導(dǎo)則：時間級差不應(yīng)小于0.2 s；級數(shù)過多影響上級保護(hù)的快速性時，廠用饋線兩端保護(hù)可不考慮定值和時間的配合。故調(diào)整上下級差至0.3 s。

4 結(jié)語

1）做為小電阻接地系統(tǒng)，本廠6 kV廠用電系統(tǒng)計(jì)算單相接地電流Ik（1）=60-600 A，為確保零序保護(hù)選擇性及可靠性，保護(hù)定值大小及時間的合理配合十分關(guān)鍵。經(jīng)過以上2次廠用電系統(tǒng)接地故障實(shí)例，全面梳理、確定6 kV零序保護(hù)定值配合。實(shí)際證明，調(diào)整后極大提高了廠用電保護(hù)可靠性，后期再次發(fā)生負(fù)載端接地短路時，故障均能及時切除，避免了擴(kuò)大事故。

2）主變、高廠變中性點(diǎn)零序電流應(yīng)接入故障錄波器采樣，從而便于分析故障原因。

3）現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)：關(guān)注專用單相接地零序電流互感器的現(xiàn)場安裝、以及現(xiàn)場調(diào)試整定值時，應(yīng)以通入一次動作電流為準(zhǔn)；電流互感器的變比選擇也應(yīng)防止出現(xiàn)飽和狀態(tài)。