高压厂变分支速断保护动作引起跳机事故的分析

鄢志超

(浙江浙能嘉华发电有限公司，浙江 嘉兴 314201)

在发电厂中，厂用电系统庞大且复杂，经常会出现短路故障等情况[1-2]。厂用电系统通常配有完备的保护，其中高压厂变分支速断保护通常作为各分支母线故障的主保护。本文介绍了一起高压厂变分支速断保护动作事故，根据保护动作数据，分析相关保护动作情况，查找故障原因，并提出了相应的改进建议。

1 事故概述

1.1 事故前运行方式

某电厂有2台300 MW机组，1号机停机检修，厂用电系统6 kV 1A段母线由01A启备变供电，6 kV 1B段母线由01B启备变供电。2号机发电运行，6 kV母线由高压厂变供电。1、2号机主要厂用电供电方式如图1所示，图1中6 kV公用A/B段母联开关在分闸热备用状态，其他开关均在合闸状态。

图1 1、2号机主要厂用电供电方式

1.2 事故经过

某日13:00，2号机跳闸，6 kV 2A段母线失电，6 kV 2B段母线切至01B启备变供电，1号机6 kV 1A段母线失电。2号机高压厂变A低压侧分支速断保护动作，01A启备变II侧I支路过流保护动作。2号机6 kV 2A段厂用电快切装置“切换闭锁”灯亮，6 kV 2B段厂用电快切装置“切换动作”灯亮。

2 事故分析

2.1 2号机高压厂变A分支速断保护动作分析

2号机高压厂变A低压侧分支速断保护逻辑如图2所示。

图2中ILmax为三相分支电流中最大相电流值；ILsd为分支速断保护电流定值；TLsd为分支速断保护动作延时。2号机高厂变低压侧分支速断保护定值ILsd为12 A，延时TLsd为0.6 s。

图2 分支速断保护逻辑

2号机故障录波器记录的高压厂变A分支电流有效值波形如图3所示。

图3中高压厂变A低压侧A相(36通道)故障电流为19.146 A，B相(37通道)故障电流为19.257 A，C相(38通道)故障电流为19.009 A。三相故障电流均大于高压厂变A分支速断保护电流定值(12 A)，高压厂变A低压侧分支速断保护正确动作。

图3 2号机高压厂变A分支电流有效值波形

高压厂变A低压侧分支速断保护动作结果为跳2号机6 kV 2A段工作进线开关，并且闭锁6 kV 2A段厂用电快切装置切换，因此2号机6 kV 2A段母线失电。

2.2 01A启备变Ⅱ侧Ⅰ支路过流保护动作分析

01A启备变Ⅱ侧Ⅰ支路对应的开关为6 kV 1A段备用进线开关。Ⅱ侧Ⅰ支路过流保护电流定值为14 A，动作延时为0.3 s。查看故障录波器，6 kV 1A段备用进线开关A相故障电流为17.6 A，B相故障电流为17.9 A，C相故障电流为17.8 A。三相故障电流均大于Ⅱ侧Ⅰ支路过流保护电流定值(14 A)，01A启备变Ⅱ侧Ⅰ支路过流保护正确动作，跳开6 kV 1A段备用进线开关，1号机6 kV 1A段母线失电。

2.3 2号机跳闸原因分析

2号机跳闸首出原因是主燃料失去导致锅炉MFT保护动作。2号机共配有5台磨煤机，磨煤机A、B、C接在6 kV 2A段母线，磨煤机D、E接在6 kV 2B段母线。事发前磨煤机A、B、C、D在运行状态，磨煤机E在停机状态。6 kV 2A段母线失电导致挂在2 A段母线上的磨煤机A、B、C跳闸。经过对DCS逻辑检查发现，6 kV 2A段母线失电导致挂在该母线上的一次风机A跳闸，一次风机RB触发。一次风机RB回路中设置了保留A、B、C 3台磨煤机中的第2台运行，跳开其他磨煤机的逻辑，导致挂在6 kV 2B段母线上的磨煤机D也跳闸。所有运行中的磨煤机全部跳闸，主燃料失去导致锅炉MFT保护动作，2号机跳闸。

2.4 故障数据分析

现场调取保护装置信息进行分析，保护动作时序如表1所示[3]。

表1 保护动作时序表

由保护动作时序表与故障录波可知，故障发生前6 kV公用A段母线电压为正常电压100 V，故障发生后电压降为51 V，0 ms时01A启备变Ⅱ侧Ⅰ支路过流保护动作，三相故障，跳开6kV 1A段备用进线开关，1号机6 kV 1A段母线失电，6 kV公用A段母线失电。6 kV公用A段母线低电压动作跳开6 kV公用A段进线开关。2 s后，6 kV公用A/B段母联开关自投合闸，6 kV公用A段母线电压恢复为53 V，未恢复到正常电压100 V，说明故障依然存在。3003 ms 2号机高压厂变A低压侧分支速断保护动作，跳开6 kV 2A段工作进线开关，2号机6 kV 2A段母线失电。综上所述，6 kV公用A段母线发生故障的可能性较大。

2.5 故障查找

测量6 kV公用A段母线绝缘，A相对地1.2 G，B相对地1.1 G，C相对地1.2 G，AB相间1.3 G，BC相间1.2 G，CA相间1.3 G，6 kV公用A段母线绝缘良好。检查6 kV公用A段各负荷保护装置,无保护动作信号，6 kV码头A段电源开关保护装置面板无显示，判断保护装置可能发生故障，6 kV码头A段发生故障的可能性较大。

测量6 kV码头A段电源开关输出高压电缆绝缘，A相对地电阻为零，B相对地电阻为零，C相对地电阻为零，AB相间电阻为零，BC相间电阻为零，CA相间电阻为零，说明高压电缆发生故障。经过对6 kV码头A段电源开关输出高压电缆的逐一检查，发现有一处电缆盖板发生塌陷，取出电缆盖板，发现高压电缆破损严重，灼烧痕迹明显[4]。

3 相关保护未动作分析

3.1 6 kV公用A段电源开关保护未动作分析

由于6 kV码头A段电源开关保护装置异常，导致高压电缆故障时未跳闸，6 kV公用A段进线开关未配置保护，理应由上一级的6 kV公用A段电源开关动作将故障切除。

忽略故障时的负荷电流，发生故障时一次电流约为11 383.2 A。查看相关保护装置整定值，6 kV公用A段电源开关未配置速断保护，只配置了过流保护。过流保护定值为9 A，电流互感器变比为2000/5，折算到一次值为3600 A。故障电流达到了过流保护定值，但是过流保护延时为1 s，而该故障电流同时达到了01A启备变Ⅱ侧Ⅰ支路过流Ⅰ段保护定值(一次值为8400 A)，由于Ⅱ侧Ⅰ支路过流Ⅰ段保护动作延时为0.3 s，所以01A启备变Ⅱ侧Ⅰ支路过流保护先动作，跳开6 kV 1A段备用进线开关，6 kV 1A段母线失电。

3.2 6 kV公用B段电源开关保护未动作分析

6 kV公用A/B段母线开关自投后，故障电流转移到2号机。6 kV公用A/B段母联开关配置了过流保护，与1号机相同，6 kV公用B段进线开关无保护, 6 kV公用B段电源开关未配置速断保护，只配置了过流保护。相关保护定值如表2所示。

表2 保护定值

由表2可知，故障电流(11 383.2 A)同时超过了6 kV公用A/B段母联开关过流保护、6 kV公用B段电源开关过流保护和高压厂变2A分支速断过流保护电流定值。因为高压厂变2A分支速断过流保护延时定值最小，所以最先动作，跳开6 kV 2A段工作进线开关，并且闭锁6 kV 2A段厂用电快切装置切换，6 kV 2A段母线失电。

4 建议

a.在6 kV公用A、B段电源开关上配置速断保护，动作时间配置为0.3 s，将上一级的启备变、高厂变低压侧后备保护动作时间设定为0.6 s，增加6 kV公用A、B段电源开关速断保护动作闭锁6 kV公用A/B段母联开关自投功能[5]。

b.取消6 kV公用A、B段母线低电压跳6 kV公用A、B段进线开关回路。

c.完善一次风机RB回路跳闸逻辑。将磨煤机A、C、E的电源取自6 kV 2A段母线，磨煤机B、D的电源取自6 kV 2B段母线，机组在单台一次风机运行时保留下3层磨煤机中的1台。

5 结束语

本文对一起高压厂变分支速断保护动作引起发电机跳闸事故进行了详细分析，发电厂厂用系统配置了多种保护，只有加强保护配置优化，梳理保护级差配合关系，才能提高电力系统运行稳定性。