一起水電站廠用電故障分析

顧衛(wèi)坤，榮 晨

（中國長江電力股份有限公司，湖北省宜昌市 443002）

0 引言

隨著電力系統(tǒng)的發(fā)展和發(fā)電廠裝機容量的不斷增大，對廠用電運行的穩(wěn)定性和可靠性的要求越來越高[1-3]。由于廠用電運行方式的靈活性和負(fù)荷的多樣性，繼電保護裝置的配置和定值整定計算原則目前尚未有統(tǒng)一明確的規(guī)定。水電站一般地處偏遠(yuǎn)，廠用電大都承擔(dān)著近區(qū)及水電廠生活區(qū)用電，在廠用電與電站近區(qū)或生活區(qū)用電負(fù)荷有聯(lián)絡(luò)的情況下，繼電保護裝置的配置、定值整定計算原則和保護定值合理配合顯得尤為重要。本文通過對某水電站的一起廠用電故障實例分析，提出該廠廠用電系統(tǒng)電氣設(shè)備整改措施和優(yōu)化策略，供借鑒參考。

該水電站廠用電系統(tǒng)采用兩級電壓供電，低壓采用0.4kV，高壓采用6kV。該水電廠裝有8臺高壓廠用變壓器，電站廠用電6kV系統(tǒng)采用8段母線分段運行，相鄰母線互為暗備用；500kV開關(guān)站站用電6kV系統(tǒng)的三段母線分別由電站廠用電6kV母線供電，相鄰母線之間可聯(lián)絡(luò)運行；近區(qū)水廠及生活區(qū)6kV 三段母線分別由電站廠用電和500kV開關(guān)站站用電聯(lián)絡(luò)供電。

1 故障概述

某日 02：20，該水電站中控室返回屏報“第8段廠用電事故”“12B故障”“14B故障”等信號，運行人員現(xiàn)場查看為廠用電第8段3號斷路器故障跳閘，原因是近區(qū)水廠6kV I段母線進線斷路器過電壓吸收器燒毀，造成三相金屬性短路故障。第8段3號斷路器為近區(qū)水廠6kV I段（31LM）供電，近區(qū)水廠Ⅰ路電源因此失電。故障處理期間，該水廠由Ⅱ段（32LM）供電。

當(dāng)日06：40 ，該電站中控室返回屏報“9F水機故障”“11F水機故障”“站用電事故”等信號，運行人員現(xiàn)場查看電站廠用電第9段2號斷路器故障跳閘，原因是該水廠6kV Ⅱ段母線（32LM）5號負(fù)荷斷路器過電壓吸收器燒毀導(dǎo)致三相金屬性短路，近區(qū)水廠因此雙路電源失電。

2 故障分析

2.1 廠用電6kV系統(tǒng)接線聯(lián)絡(luò)示意圖

圖1為該電站廠用電與近區(qū)水廠及生活區(qū)6kV系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)圖，短路故障點在示意圖上已標(biāo)明。

圖1 廠用電6kV系統(tǒng)接線聯(lián)絡(luò)示意圖Figure 1 Connection diagram of 6kV system for auxiliary power plant

2.2 故障前各開關(guān)保護配置及定值表

該水電站廠用電6kV、水廠及生活區(qū)6kV系統(tǒng)均采用真空斷路器，保護裝置配備均為微機綜合測控保護裝置。與本次故障相關(guān)開關(guān)保護配置及定值見表1。

表1 故障前各開關(guān)保護配置及定值表Table 1 The table of protection configurations and fixed value settings before fault

2.3 第一次故障跳閘分析

故障前廠用電的運行方式為：電站廠用電7LM、8LM、9LM、10LM母線分段運行；500kV開關(guān)站6kV站用電13LM與12LM聯(lián)絡(luò)運行，13 LM 1號斷路器帶兩段運行；近區(qū)水廠及生活區(qū)6kV系統(tǒng)為31LM、32LM、33LM 分段運行，電源分別取自8LM、12LM和9LM。

8LM 3號斷路器型號為HS3110M-12MF-C型真空斷路器，配備SEL-351A型微機綜合測控保護裝置。現(xiàn)場查看8LM 3號斷路器保護裝置故障記錄：

02：18：14.88，A、B、C三相故障，故障時刻三相電流分別為：

02：18：16.08，A、B、C三相跳閘，故障時刻三相電流分別為：

其中，IA、IB、IC分別為三相電流，IN為中性導(dǎo)體電流，IG為零序電流，3I2為負(fù)序電流。圖2是8LM 3號斷路器故障跳閘時刻故障錄波圖。

如圖2所示：IN101為斷路器位置輸入；IN102為彈簧儲能輸入；OUT101為速斷保護開出；OUT102為過流保護開出；OUT103為保護動作信號；OUT104為彈簧儲能信號；TRIP為跳閘信號。

8LM 3號斷路器速斷保護定值為：Ii=43.21×120=5185.2A；

8LM 3號斷路器限時過電流保護定值：Isd=2.9×120=348A；

31LM 1號斷路器速斷保護定值為：Ii=100×20=2000A。

由于I8LM3號過流＜I故障1＜I31LM1號速斷，從8LM 3號斷路器保護裝置報三相故障到三相跳閘經(jīng)歷時長為1.2s，三相短路的故障點位于31LM 1號進線斷路器進線側(cè)，故障電流雖達(dá)到水廠31LM 1號進線斷路器速斷保護定值，但不在31LM 1號斷路器保護區(qū)域內(nèi)。

圖3 8LM 3號斷路器故障時刻各電量數(shù)值Figure 3 Each power value of 8LM 3# breaker at the tripping time

從電量數(shù)值圖可以看出，第一次故障將第8段廠用電母線系統(tǒng)電壓拉低至2.2kV，導(dǎo)致第8段廠用電母線下負(fù)荷由于電壓過低而失電停運，因而報12B、14B冷卻風(fēng)機停運故障。

圖2 8LM 3號斷路器故障錄波圖Figure 2 Fault recorder oscillograph of 8LM 3# breaker

綜上計算分析可得：

（1） 8LM 3號斷路器為限時過電流保護動作出口，保護動作正確。

（2）該電站廠用電系統(tǒng)受水廠廠用電短路故障的影響造成I類重要負(fù)荷失電，8LM 3號斷路器速斷保護定值靈敏度需要校核調(diào)整。

2.4 第二次故障跳閘分析

第二次故障前廠用電的運行方式為：電站廠用電7LM、8LM、9LM、10LM母線分段運行；500kV開關(guān)站6kV站用電13LM與12LM聯(lián)絡(luò)運行，13LM 1號斷路器帶兩段運行；近區(qū)水廠及生活區(qū)6kV系統(tǒng)為31LM與32LM聯(lián)絡(luò)運行，12LM 3號斷路器帶兩段運行，9LM 5號斷路器帶33LM分段運行。

各相關(guān)斷路器保護裝置故障記錄：

06：39：11.56，9LM 5號斷路器保護報A、B、C三相跳閘，故障時刻三相電流分別為：

06：39：00.13，13LM 1號斷路器報保護ER2故障，故障時刻三相電流分別為：

06：39：37.56，12LM 2號斷路器保護報ER2故障，故障時刻三相電流分別為：

06：39：22.55，12LM 3號斷路器保護報ER2故障，故障時刻三相電流分別為：

圖4為9LM 5號斷路器跳閘時刻故障錄波圖。

如圖4所示：IN101為9LM 5號斷路器合位輸入；IN102為9LM 5號斷路器分位輸入；IN103為9LM進線斷路器分位輸入；IN104為9LM、10LM母聯(lián)斷路器分位輸入；OUT101為速斷保護開出；OUT102為過流保護開出；OUT103為9LM 5號斷路器線路側(cè)有壓；OUT104為允許9LM 5號斷路器合閘信號；OUT105為9LM 5號斷路器保護動作信號；OUT106為9LM 5號斷路器彈簧儲能信號；TRIP為9LM 5號斷路器跳閘信號。

圖4 9LM 5號斷路器故障錄波圖Figure 4 Fault recorder oscillograph of 9LM 5# breaker

同理計算分析可得：

（1）9LM 5號斷路器為速斷保護動作出口，保護出口動作正確。

（2）故障電流未達(dá)到13LM 1號斷路器、12LM 3號斷路器、32LM 1號斷路器保護速斷定值，但達(dá)到過流保護定值，延時時長不滿足跳閘條件，所以只報ER2故障，即保護裝置啟動信號。

（3）故障點在32LM 1號斷路器保護范圍之內(nèi)卻未動作，需要重新核查計算32LM 1號斷路器保護定值。

（4）該水電站機組清潔水取自此水廠，水廠雙路失電，從而導(dǎo)致機組密封水壓低至0.04MPa而報水機故障。

3 整改方案

3.1 開關(guān)保護定值整定計算

在第一次故障跳閘時刻，8LM 3號斷路器的速斷保護未出口，而過流保護動作跳閘，拉低了廠用電系統(tǒng)電壓，第二次跳閘故障時各聯(lián)絡(luò)斷路器保護之間的整定值和延時時間配合關(guān)系存在問題，出現(xiàn)了越級跳閘。所以事后對廠內(nèi)相關(guān)斷路器保護定值進行了重新核算，計算過程不做贅述。保護整定計算依據(jù)的原則為：

（1）按躲過外部短路時流過保護安裝處的最大電流整定電站廠用變壓器速斷保護定值[1]。

（2）按躲開線路末端的最大短路電流整定電站對外聯(lián)絡(luò)斷路器的速斷保護定值[1]。

（3）廠用電母線聯(lián)絡(luò)開關(guān)用限時電流速斷保護替代瞬時電流速斷保護，擴大保護區(qū)域范圍。

（4）過電流整定應(yīng)躲開最大負(fù)荷電流和負(fù)荷自啟動電流，并與上下級保護進行配合[1]。

（5）靈敏度按線路末端兩相短路流過保護的最小短路電流校驗，要求靈敏度不小于1.5，在保證保護足夠靈敏度的情況下，適當(dāng)提高整定電流值，對負(fù)荷留有較大的裕度[2]。

（6）對廠外負(fù)荷相關(guān)斷路器保護裝置定值進行重新核算整定，并提高給廠外負(fù)荷供電的廠內(nèi)聯(lián)絡(luò)斷路器保護靈敏度。

由于該水電站廠用電6kV斷路器都采用微機保護，動作時間誤差小，6kV斷路器固有開斷時間約為60ms，所以將時間級差縮短至0.2s[3]。新保護定值實施一年多內(nèi)，未發(fā)生斷路器越級跳閘情況。

表2 故障后相關(guān)斷路器保護配置及定值表Table 2 The table of protection configurations and fixed value settings after fault

3.2 設(shè)備整改措施

（1）兩次故障跳閘的原因均為6kV開關(guān)柜內(nèi)過電壓吸收器擊穿故障，需要對全廠6kV柜內(nèi)過電壓吸收器絕緣情況進行全面普查，并考慮對其換型改造，防止同類型故障再次發(fā)生。

（2）由于該水電站500kV開關(guān)站聯(lián)絡(luò)變壓器退出運行，站內(nèi)無直接廠用電源點，只依靠電站廠用電供電。站用電運行方式改變后，已將6kV原進線斷路器二次控制回路進行了整改，但保護裝置中備自投邏輯沒有及時修改，導(dǎo)致跳閘邏輯錯誤，擴大了停電范圍。建議對500kV開關(guān)站6kV廠用電進線斷路器和聯(lián)絡(luò)斷路器備自投程序進行更新。

（3）該水電廠6kV保護裝置不具備自動對時功能，只能通過定期手動來對時，不利于對廠用電保護故障事后分析，建議今后廠用電保護裝置改造增加GPS或北斗自動對時功能。

3.3 廠用電優(yōu)化改造設(shè)計策略

兩次廠用電跳閘故障均由廠外負(fù)荷斷路器故障擴大至廠內(nèi)，從而影響發(fā)電機、主變壓器的安全穩(wěn)定運行。隨著廠外近區(qū)用電負(fù)荷需求不斷增大，使得近區(qū)水廠及生活區(qū)進線及負(fù)荷斷路器的保護定值偏大，若對上下級斷路器保護配合考慮不足，則易導(dǎo)致類似故障。為優(yōu)化該水電站廠用電電氣接線，簡化廠用電運行調(diào)度方式，提高廠用電運行可靠性，本文提出以下幾點實施策略：

（1）將兩臺高壓廠用變壓器換型改造為三繞組變壓器，在近區(qū)工廠和生活區(qū)選取合適位置增設(shè)35kV/6kV降壓變電站，用高壓廠用變壓器35kV側(cè)作為近區(qū)工廠和生活區(qū)的主供電源。同時，考慮利用就近地區(qū)電網(wǎng)變電站作為備用電源。

（2）取消水電站6kV廠用電、500kV開關(guān)站6kV站用電與近區(qū)工廠和生活區(qū)用電的聯(lián)絡(luò)電力電纜，保障水電站6kV廠用電、500kV開關(guān)站6kV站用電的獨立性和可靠性。

（3）水電站6kV廠用電可作為500kV開關(guān)站6kV站用電的主電源，采用雙路供電。500kV開關(guān)站站用電還需增設(shè)一路應(yīng)急備用電源，可取自柴油發(fā)電機。

（4）兩次故障跳閘均為開關(guān)柜內(nèi)故障，故障發(fā)生時伴有電弧光，建議在開關(guān)柜內(nèi)增設(shè)弧光保護，及時發(fā)現(xiàn)故障，縮短故障跳閘時間，減少停電損失。

（5）重要開關(guān)柜內(nèi)加裝絕緣與溫度在線監(jiān)測裝置，實時掌握開關(guān)柜狀態(tài)信息，及時發(fā)現(xiàn)潛在故障，為開關(guān)柜故障診斷提供依據(jù)。

4 結(jié)束語

發(fā)電廠的廠用電系統(tǒng)負(fù)荷種類多樣，運行方式靈活，尤其是水電站廠用電通常承擔(dān)著生產(chǎn)用電、輔助生產(chǎn)用電、生活區(qū)用電及近區(qū)工廠用電等，相互聯(lián)絡(luò)關(guān)系復(fù)雜，給繼電保護的整定計算帶來一定的難度。廠用電系統(tǒng)設(shè)計完工并投產(chǎn)后，一旦運行方式發(fā)生改變，容易引發(fā)保護配合和跳閘邏輯錯誤。本文通過對一起廠用電故障跳閘實例分析，制定出針對性的整改措施和廠用電優(yōu)化改造設(shè)計的實施策略，以提高廠用電運行可靠性，為同類型廠用電系統(tǒng)設(shè)計、運行調(diào)度和維護提供參考經(jīng)驗。