一起水电站厂用电故障分析

顾卫坤，荣 晨

（中国长江电力股份有限公司，湖北省宜昌市 443002）

0 引言

随着电力系统的发展和发电厂装机容量的不断增大，对厂用电运行的稳定性和可靠性的要求越来越高[1-3]。由于厂用电运行方式的灵活性和负荷的多样性，继电保护装置的配置和定值整定计算原则目前尚未有统一明确的规定。水电站一般地处偏远，厂用电大都承担着近区及水电厂生活区用电，在厂用电与电站近区或生活区用电负荷有联络的情况下，继电保护装置的配置、定值整定计算原则和保护定值合理配合显得尤为重要。本文通过对某水电站的一起厂用电故障实例分析，提出该厂厂用电系统电气设备整改措施和优化策略，供借鉴参考。

该水电站厂用电系统采用两级电压供电，低压采用0.4kV，高压采用6kV。该水电厂装有8台高压厂用变压器，电站厂用电6kV系统采用8段母线分段运行，相邻母线互为暗备用；500kV开关站站用电6kV系统的三段母线分别由电站厂用电6kV母线供电，相邻母线之间可联络运行；近区水厂及生活区6kV 三段母线分别由电站厂用电和500kV开关站站用电联络供电。

1 故障概述

某日 02：20，该水电站中控室返回屏报“第8段厂用电事故”“12B故障”“14B故障”等信号，运行人员现场查看为厂用电第8段3号断路器故障跳闸，原因是近区水厂6kV I段母线进线断路器过电压吸收器烧毁，造成三相金属性短路故障。第8段3号断路器为近区水厂6kV I段（31LM）供电，近区水厂Ⅰ路电源因此失电。故障处理期间，该水厂由Ⅱ段（32LM）供电。

当日06：40 ，该电站中控室返回屏报“9F水机故障”“11F水机故障”“站用电事故”等信号，运行人员现场查看电站厂用电第9段2号断路器故障跳闸，原因是该水厂6kV Ⅱ段母线（32LM）5号负荷断路器过电压吸收器烧毁导致三相金属性短路，近区水厂因此双路电源失电。

2 故障分析

2.1 厂用电6kV系统接线联络示意图

图1为该电站厂用电与近区水厂及生活区6kV系统联络图，短路故障点在示意图上已标明。

图1 厂用电6kV系统接线联络示意图Figure 1 Connection diagram of 6kV system for auxiliary power plant

2.2 故障前各开关保护配置及定值表

该水电站厂用电6kV、水厂及生活区6kV系统均采用真空断路器，保护装置配备均为微机综合测控保护装置。与本次故障相关开关保护配置及定值见表1。

表1 故障前各开关保护配置及定值表Table 1 The table of protection configurations and fixed value settings before fault

2.3 第一次故障跳闸分析

故障前厂用电的运行方式为：电站厂用电7LM、8LM、9LM、10LM母线分段运行；500kV开关站6kV站用电13LM与12LM联络运行，13 LM 1号断路器带两段运行；近区水厂及生活区6kV系统为31LM、32LM、33LM 分段运行，电源分别取自8LM、12LM和9LM。

8LM 3号断路器型号为HS3110M-12MF-C型真空断路器，配备SEL-351A型微机综合测控保护装置。现场查看8LM 3号断路器保护装置故障记录：

02：18：14.88，A、B、C三相故障，故障时刻三相电流分别为：

02：18：16.08，A、B、C三相跳闸，故障时刻三相电流分别为：

其中，IA、IB、IC分别为三相电流，IN为中性导体电流，IG为零序电流，3I2为负序电流。图2是8LM 3号断路器故障跳闸时刻故障录波图。

如图2所示：IN101为断路器位置输入；IN102为弹簧储能输入；OUT101为速断保护开出；OUT102为过流保护开出；OUT103为保护动作信号；OUT104为弹簧储能信号；TRIP为跳闸信号。

8LM 3号断路器速断保护定值为：Ii=43.21×120=5185.2A；

8LM 3号断路器限时过电流保护定值：Isd=2.9×120=348A；

31LM 1号断路器速断保护定值为：Ii=100×20=2000A。

由于I8LM3号过流＜I故障1＜I31LM1号速断，从8LM 3号断路器保护装置报三相故障到三相跳闸经历时长为1.2s，三相短路的故障点位于31LM 1号进线断路器进线侧，故障电流虽达到水厂31LM 1号进线断路器速断保护定值，但不在31LM 1号断路器保护区域内。

图3 8LM 3号断路器故障时刻各电量数值Figure 3 Each power value of 8LM 3# breaker at the tripping time

从电量数值图可以看出，第一次故障将第8段厂用电母线系统电压拉低至2.2kV，导致第8段厂用电母线下负荷由于电压过低而失电停运，因而报12B、14B冷却风机停运故障。

图2 8LM 3号断路器故障录波图Figure 2 Fault recorder oscillograph of 8LM 3# breaker

综上计算分析可得：

（1） 8LM 3号断路器为限时过电流保护动作出口，保护动作正确。

（2）该电站厂用电系统受水厂厂用电短路故障的影响造成I类重要负荷失电，8LM 3号断路器速断保护定值灵敏度需要校核调整。

2.4 第二次故障跳闸分析

第二次故障前厂用电的运行方式为：电站厂用电7LM、8LM、9LM、10LM母线分段运行；500kV开关站6kV站用电13LM与12LM联络运行，13LM 1号断路器带两段运行；近区水厂及生活区6kV系统为31LM与32LM联络运行，12LM 3号断路器带两段运行，9LM 5号断路器带33LM分段运行。

各相关断路器保护装置故障记录：

06：39：11.56，9LM 5号断路器保护报A、B、C三相跳闸，故障时刻三相电流分别为：

06：39：00.13，13LM 1号断路器报保护ER2故障，故障时刻三相电流分别为：

06：39：37.56，12LM 2号断路器保护报ER2故障，故障时刻三相电流分别为：

06：39：22.55，12LM 3号断路器保护报ER2故障，故障时刻三相电流分别为：

图4为9LM 5号断路器跳闸时刻故障录波图。

如图4所示：IN101为9LM 5号断路器合位输入；IN102为9LM 5号断路器分位输入；IN103为9LM进线断路器分位输入；IN104为9LM、10LM母联断路器分位输入；OUT101为速断保护开出；OUT102为过流保护开出；OUT103为9LM 5号断路器线路侧有压；OUT104为允许9LM 5号断路器合闸信号；OUT105为9LM 5号断路器保护动作信号；OUT106为9LM 5号断路器弹簧储能信号；TRIP为9LM 5号断路器跳闸信号。

图4 9LM 5号断路器故障录波图Figure 4 Fault recorder oscillograph of 9LM 5# breaker

同理计算分析可得：

（1）9LM 5号断路器为速断保护动作出口，保护出口动作正确。

（2）故障电流未达到13LM 1号断路器、12LM 3号断路器、32LM 1号断路器保护速断定值，但达到过流保护定值，延时时长不满足跳闸条件，所以只报ER2故障，即保护装置启动信号。

（3）故障点在32LM 1号断路器保护范围之内却未动作，需要重新核查计算32LM 1号断路器保护定值。

（4）该水电站机组清洁水取自此水厂，水厂双路失电，从而导致机组密封水压低至0.04MPa而报水机故障。

3 整改方案

3.1 开关保护定值整定计算

在第一次故障跳闸时刻，8LM 3号断路器的速断保护未出口，而过流保护动作跳闸，拉低了厂用电系统电压，第二次跳闸故障时各联络断路器保护之间的整定值和延时时间配合关系存在问题，出现了越级跳闸。所以事后对厂内相关断路器保护定值进行了重新核算，计算过程不做赘述。保护整定计算依据的原则为：

（1）按躲过外部短路时流过保护安装处的最大电流整定电站厂用变压器速断保护定值[1]。

（2）按躲开线路末端的最大短路电流整定电站对外联络断路器的速断保护定值[1]。

（3）厂用电母线联络开关用限时电流速断保护替代瞬时电流速断保护，扩大保护区域范围。

（4）过电流整定应躲开最大负荷电流和负荷自启动电流，并与上下级保护进行配合[1]。

（5）灵敏度按线路末端两相短路流过保护的最小短路电流校验，要求灵敏度不小于1.5，在保证保护足够灵敏度的情况下，适当提高整定电流值，对负荷留有较大的裕度[2]。

（6）对厂外负荷相关断路器保护装置定值进行重新核算整定，并提高给厂外负荷供电的厂内联络断路器保护灵敏度。

由于该水电站厂用电6kV断路器都采用微机保护，动作时间误差小，6kV断路器固有开断时间约为60ms，所以将时间级差缩短至0.2s[3]。新保护定值实施一年多内，未发生断路器越级跳闸情况。

表2 故障后相关断路器保护配置及定值表Table 2 The table of protection configurations and fixed value settings after fault

3.2 设备整改措施

（1）两次故障跳闸的原因均为6kV开关柜内过电压吸收器击穿故障，需要对全厂6kV柜内过电压吸收器绝缘情况进行全面普查，并考虑对其换型改造，防止同类型故障再次发生。

（2）由于该水电站500kV开关站联络变压器退出运行，站内无直接厂用电源点，只依靠电站厂用电供电。站用电运行方式改变后，已将6kV原进线断路器二次控制回路进行了整改，但保护装置中备自投逻辑没有及时修改，导致跳闸逻辑错误，扩大了停电范围。建议对500kV开关站6kV厂用电进线断路器和联络断路器备自投程序进行更新。

（3）该水电厂6kV保护装置不具备自动对时功能，只能通过定期手动来对时，不利于对厂用电保护故障事后分析，建议今后厂用电保护装置改造增加GPS或北斗自动对时功能。

3.3 厂用电优化改造设计策略

两次厂用电跳闸故障均由厂外负荷断路器故障扩大至厂内，从而影响发电机、主变压器的安全稳定运行。随着厂外近区用电负荷需求不断增大，使得近区水厂及生活区进线及负荷断路器的保护定值偏大，若对上下级断路器保护配合考虑不足，则易导致类似故障。为优化该水电站厂用电电气接线，简化厂用电运行调度方式，提高厂用电运行可靠性，本文提出以下几点实施策略：

（1）将两台高压厂用变压器换型改造为三绕组变压器，在近区工厂和生活区选取合适位置增设35kV/6kV降压变电站，用高压厂用变压器35kV侧作为近区工厂和生活区的主供电源。同时，考虑利用就近地区电网变电站作为备用电源。

（2）取消水电站6kV厂用电、500kV开关站6kV站用电与近区工厂和生活区用电的联络电力电缆，保障水电站6kV厂用电、500kV开关站6kV站用电的独立性和可靠性。

（3）水电站6kV厂用电可作为500kV开关站6kV站用电的主电源，采用双路供电。500kV开关站站用电还需增设一路应急备用电源，可取自柴油发电机。

（4）两次故障跳闸均为开关柜内故障，故障发生时伴有电弧光，建议在开关柜内增设弧光保护，及时发现故障，缩短故障跳闸时间，减少停电损失。

（5）重要开关柜内加装绝缘与温度在线监测装置，实时掌握开关柜状态信息，及时发现潜在故障，为开关柜故障诊断提供依据。

4 结束语

发电厂的厂用电系统负荷种类多样，运行方式灵活，尤其是水电站厂用电通常承担着生产用电、辅助生产用电、生活区用电及近区工厂用电等，相互联络关系复杂，给继电保护的整定计算带来一定的难度。厂用电系统设计完工并投产后，一旦运行方式发生改变，容易引发保护配合和跳闸逻辑错误。本文通过对一起厂用电故障跳闸实例分析，制定出针对性的整改措施和厂用电优化改造设计的实施策略，以提高厂用电运行可靠性，为同类型厂用电系统设计、运行调度和维护提供参考经验。