6 kV 高壓柜越級保護故障分析與整改

盧鵬， 崔平

（金隆銅業(yè)有限公司，安徽銅陵 244000）

某稀貴金屬公司原設有1 座110 kV/6 kV 總降壓站， 外部進線電源為單回路110 kV 供電電源，配置1 臺25 MVA 主變壓器及1 個6 kV 高壓配電所。110 kV 系統(tǒng)為單母線接線方式，6 kV 系統(tǒng)因擴建需要采用單母線分段接線方式。 該總降壓站有完善的110 kV/6 kV 線路保護、變壓器保護、配電設備保護、監(jiān)控管理系統(tǒng)等功能。 2018 年，金隆銅業(yè)有限公司與該公司合并，將其劃分為稀貴車間和渣選車間，并為原6 kV 高壓配電室改造了1 路6 kV 備用電源，主要用于滿足稀貴車間的生產及保安用電。 該備用電源引自金隆公司轉爐車間高壓配電室，日常生產中處于熱備用狀態(tài)。當總降壓站110 kV 線路及變壓器檢修時，備用電源能短時間內投入使用，滿足稀貴車間的生產需求。

1 稀貴車間備用供電電源系統(tǒng)

轉爐車間6 kV 高壓配電柜Ⅰ段AHE1 出線柜為原稀貴金屬公司6 kV 配電所提供備用電源，如圖1 所示。 原稀貴金屬公司配電所AHE2 高壓柜作為6 kV 備用電源的進線柜，AHE2 高壓柜與XAH1 高壓進線柜有電氣回路安全操控聯(lián)鎖，嚴禁同時合閘。只有在XAH1 高壓柜分斷狀態(tài)， 且PT 檢測柜體主母線無電壓的狀況下，AHE2 高壓柜才能進線合閘操作；同樣，AHE2 高壓柜分閘狀態(tài)也是XAH1 高壓柜合閘的必要條件之一。 該備用電源的主要負荷的稀貴車間5 臺動力變壓器低壓側所有正常生產運行設備、渣選車間照明及保安電源負荷[1]。 然而在兩個廠110 kV 配電所整合試運行期間，發(fā)生了越級保證故障。 以下擬針對此次故障進行詳細分析。

2 故障現(xiàn)象及原因分析

2.1 故障現(xiàn)象

2020 年 6 月 5 日 0:57， 原稀貴公司 110 kV 線路大修，稀貴車間生產由公司轉爐工段6 kV 高壓配電所AHE1 備用電源柜供電。 其中，XAH5 出線柜負責給稀貴金銀工段動力變壓器供電。 該車間低壓MNS 配電柜的酸霧凈化塔電機電源抽屜接插件導線接頭處因高溫引起導線端子熔斷， 瞬間發(fā)生了相間弧光短路。

故障發(fā)生后， 低配進線ME 智能開關速斷保護沒有動作， 低電壓保護動作分斷開關。 XAH5 高壓柜、AHE2 高壓柜的微機綜合保護裝置過電流保護啟動，但是開關沒有分斷；轉爐高壓配電所AHE1 柜的微機綜合保護裝置過電流保護啟動； Ⅰ段進線柜AH11 的微機綜合保護裝置過電流保護啟動；同時，AH11 柜與公司總配電站轉爐Ⅰ段出線柜的縱聯(lián)保護啟動，且出口動作致AH11 進線柜縱聯(lián)保護跳閘。因轉爐高壓配電所Ⅰ段進線柜保護動作開關分斷，Ⅰ段所有出線柜微機綜合保護裝置低電壓保護啟動，Ⅰ段出線柜保護分斷。

2.2 故障原因及分析

經分析，筆者認為故障發(fā)生原因是金銀工段配電所內酸霧凈化塔電機電源抽屜的接插件導線接頭處的螺絲松動， 導致導線端子與抽屜接插件接觸不良而產生了高溫，從而引發(fā)接頭處拉弧、熔斷，并發(fā)生了相間弧光短路。

查看轉爐高壓配電所Ⅰ段AH11 工作電源進線柜微機綜合保護裝置，發(fā)現(xiàn)其故障錄波電流為：A 相1 187 A、B 相 1 607 A、C 相 1 328 A。 AH11 高壓柜微機綜合保護裝置面板上故障狀態(tài)燈COMM 及50亮， 裝置過電流保護及縱聯(lián)保護啟動。 由此可以判斷，AH11 進線柜保護出口啟動并致Ⅰ段進線柜開關柜跳閘，是發(fā)生電氣回路越級保護跳閘的主要原因。這一故障致使公司大面積設備突發(fā)停電，事故擴大化。

2.2.1 越級保護跳閘的直接原因分析

故障設備各級電源開關的故障記錄、開關保護整定值及故障后開關狀態(tài)見表1。

表1 各級電源開關故障記錄及故障后開關狀態(tài)

因為，原稀貴公司6 kV 配電系統(tǒng)與轉爐配電系統(tǒng)的綜合保護裝置不是同一廠家， 且2 套綜合保護監(jiān)控系統(tǒng)之間沒有配置時間同步系統(tǒng)，所以XAH5、AHE2 高壓柜保護啟動時間僅能作為參考。 參閱表1， 酸霧凈化塔電機電源短路故障發(fā)生時，XAH5、AHE2、AHE1 高壓柜保護裝置過電流保護啟動，但是保護裝置出口沒有滿足動作條件， 保護裝置沒有分斷開關信號輸出，高壓柜都沒有分斷，而AH11 轉爐Ⅰ段進線柜保護裝置縱聯(lián)保護啟動且出口動作，分斷開關信號輸出，分斷了AH11 進線高壓柜，產生了高壓柜越級保護跳閘故障。 變壓器輸出側智能斷路器、AHE1 高壓柜是越級保護跳閘故障發(fā)生導致6 kV 失電后，裝置低電壓保護動作分斷了開關。

2.2.2 分斷開關原因分析

AH11 保護裝置故障記錄顯示：0:57:44.735，轉爐高壓配電Ⅰ段進線開關縱聯(lián)保護動作，開關跳閘；0:57:44.836 ， 公司總配電站轉爐Ⅰ段出線柜開關發(fā)生縱聯(lián)保護，開關未跳閘。現(xiàn)場分別對負荷側轉爐高壓配電Ⅰ段進線開關SEL351 及電源側總降Ⅱ變6 kV 段轉爐Ⅰ段開關 SEL351 在 6 月 5 日 0:57 的動作故障錄波進行讀取，并進行了波形分析（見圖2）。通過波形分析發(fā)現(xiàn)， 電源側 SEL351 裝置出口OUT101 實際已動作，但由于負荷側SEL351（轉爐高壓配電Ⅰ段進線開關AH11） 裝置動作時間早于電源側100 ms， 而負荷側切除開關后電源側保護OUT101 只持續(xù)動作了0.25 周波即返回， 因此未能跳開開關。

圖2 AH11 微機綜合保護裝置故障時錄波

AH11 微機綜合保護裝置故障時元件動作順序見圖3。 通過負荷側AH11 進線柜SEL351 保護裝置在0:57:44 的元件動作順序可以看到，故障電流啟動時間在0:57:44.630，縱聯(lián)保護的三段方向閉鎖元件67P3T 在0:57:44.635 返回，四段正向縱聯(lián)保護元件67P4T 在 0:57:44.725 動作，也就是在 0:57:44.635—0:57:44.725 時間段內，保護判斷故障方向由反向變?yōu)榱苏颉?/p>

圖3 AH11 微機綜合保護裝置故障時元件動作順序

SEL351 是通過負序電壓極化方向（即負序阻抗方向）對故障方向進行判斷的。故障錄波文件記錄了跳閘前5 個周波和跳閘后10 個周波。通過對圖4、圖5幅值向量分析發(fā)現(xiàn)， 在0:57:44.635—0:57:44.715 時間段內電壓的相位幅值平衡；在0:57:44.720 之后，系統(tǒng)電壓出現(xiàn)了幅值和角度的不平衡，導致負序阻抗的計算由反向變?yōu)榱苏颉?/p>

圖4 715 ms 之前的幅值向量

圖5 720 ms 時的幅值向量

綜上分析， 負荷側轉爐配AH11 進線開關的SEL351 根據(jù)采集的向量計算判斷方向動作正確無誤（開始有90 ms 的反向閉鎖，后面閉鎖返回正向動作），存在區(qū)外故障轉向區(qū)內的情況。 稀貴金銀配電所變壓器低壓輸出斷路器、XAH5、AHE2、AHE1 開關過流保護都有啟動， 但因延時時間未達到而未動作，最終導致速斷保護沒有及時切斷故障負荷。

3 整改措施

針對上述問題，提出以下整改措施[2]：1）電氣回路整改。 針對金銀工段低壓配電室內抽屜電氣元器件展開檢查，確保配電柜內電源導線的接頭緊固，更換電源導線截面偏小的抽屜，增大導線截面積。2）實施公司6 kV 配電系統(tǒng)微機綜合保護裝置時間同步系統(tǒng)。 3）立即對 XAH5 高壓柜，擇機對 AHE2、AHE1、AH11、公司總配電站轉爐Ⅰ段出線高壓柜，進行保護傳動試驗，并對保護整定值重新校核。4）改進整定值。 由于轉爐高配室的AHE1 備用電源出線柜是暫時為不同的110 kV 變電所的6 kV 配電柜供電，投用前沒有充分考慮到不同110 kV 配電系統(tǒng)微機綜合保護裝置的整定值匹配問題， 導致高壓配電系統(tǒng)供電回路發(fā)生變化時保護整定值相互間產生了影響。 為此對相關電氣回路的保護整定值做了一定調整，具體調整（表2）如下：1）因稀貴備用電源是轉爐高壓配電系統(tǒng)Ⅰ段的新增負荷，將Ⅰ段進線柜的縱聯(lián)保護整定值由1 500 A 增至2 000 A；2）稀貴車間沒有一級負荷。 為了盡量避免稀貴車間備用電源的負荷嚴重故障時影響公司其它A 類設備的運行， 在保證能滿足稀貴車間大功率負荷啟動條件的基礎上，將AHE1、AHE2 的速斷保護整定值降低，同時將AHE1、AHE2 過流保護的時間整定值改為0.5 s；3）將400 V側智能斷路器速斷保護時間整定值改為0 s。

表2 對保護整定值改進的高壓柜

4 結語

此次越級保護故障是在原先兩個廠110 kV 配電所整合試運行期間發(fā)生， 其主要原因是整合期間新增了6 kV 稀貴車間生產備用電源，但在投運前忽視了對該6 kV 電源供電回路各級微機綜合保護裝置保護整定參數(shù)的改進與修正， 導致了越級保護故障的發(fā)生。通過本次整改措施的實施及應用，該新增6 kV 稀貴車間生產備用電源在日常生產中又投用多次，安全穩(wěn)定運行，沒有再次發(fā)生越級保護故障。