某水电站10 kV厂用电失电分析及其处理措施

黄 梅，肖 飞

（广东省能源集团贵阳抽水蓄能发电有限公司，贵阳 550000）

大型发电机组一旦发生事故，对电网稳定运行影响很大，所带来的经济损失也非常大，而继电保护是电力系统安全稳定运行的重要保障，厂用电为保障机组正常稳定运行有着及其重要的作用。因此，合理、规范、有效地配置水电站的厂用电继电保护对机组的稳定运行和电网安全具有非常重要的意义。

1 10 kV厂用电概况

某水电站装机容量为4 台300 MW 水力发电机组，发变组采用单元机组接线方式，电站主接线按发电机—变压器—线路接线方式，电厂侧没有高压母线，主变高压侧装设断路器，即每台机组经过一台升压变，各通过一条长约4.5 km的220 kV线路接入换流站。

10 kV 厂用系统采用10 kV 及380/220V两级厂用供电。共设置5 段10 kV 母线，分别为10 kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ段。每台机组的厂用变各带一段母线运行，分别为10 kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线；10 kV Ⅴ段接在外用电源15B 低压侧，作为厂用第一备用电源，该电源线路作为电站厂用电源联络专用线路，互相作为厂用备用电源；10 kV 天换线接在外用电源16B隔离变压器上，站内接于10 kVⅡ段024断路器。作为该水电站第二备用电源，同时作为与换流站厂用电源联络线，双方互相提供1000 kVA容量备用电源。正向为换流站向电站提供电源，反向则为电站向换流站提供电源或电站空充线路。每条厂用母线上各带3 台变压器运行。Ⅰ段和Ⅱ段、Ⅱ段和Ⅲ段、Ⅲ段和Ⅳ段、Ⅳ段和Ⅴ段、Ⅴ段和Ⅰ段间设备有母联断路器，互为备用电源。厂用电系统按全厂公用电、机组自用电、照明用电、坝区用电分开供电的方式设计。

该水电站工程规模为大Ⅰ型，因此，正常运行时，厂用电独立电源点至少应保持在2个及以上；在机组运行工况满足要求的条件下，应尽可能选择多个电源点，尽可能采取机组自带厂用电运行方式；事故情况下，至少恢复2个稳定的独立电源点后，方可向外部提供支援。

2 事件概况

2021年5月14日16：02，某水电站因大风天气，线下树枝与线路接触，导致10 kV 天换线AB相相间短路，致使10 kV 厂用电Ⅱ段、Ⅲ段和Ⅳ段同时失电。

2.1 事件前运行状态

事件前机组运行方式为1 号、2 号、4 号机组各带220 MW 负荷并网运行，3 号机组备用。10 kV 厂用电事件前运行方式为35 kV电天线带Ⅴ段、Ⅰ段，4号机带Ⅳ段、Ⅲ段、Ⅱ段运行，10 kV天换线由该水电站反向送电（该水电站对线路送电）。

2.2 事件经过

在2021年5月14日16：02：29 上位机语音报“4号机高厂变速断（A柜）保护动作”“4号机高厂变速断（B柜）保护动作”“厂用电Ⅲ-Ⅳ段母联0403速断保护动作”“厂用电Ⅱ-Ⅲ段母联0302 速断保护动作”“换流变024 断路器保护启动”“4 号机高压厂变低压侧断路器14 分”“厂用电Ⅲ-Ⅳ段母联0403切动作”“厂用电Ⅱ-Ⅲ段母联0302切动作”等相关语音信号。

值班员通过检查上位机和工业电视发现10 kV厂用电Ⅱ段、Ⅲ段、Ⅳ段同时失电，3号机400 V自用电、4号机400 V自用电和400 V第二组公用电两路电源全部消失；1号机400 V自用电、2号机400 V自用电、400 V 第一组公用电、400 V 照明电源、400 V进水口电源和400 V溢洪道备自投动作正常，a、b段联络运行正常。

检修人员现地检查发现4 号机发变组保护A柜、B柜均有“高厂变速断”动作，事件记录中高厂变高压侧二次电流A 相电流11.6 A、B 相电流11.3 A均超过“速断”定值（10.05 A），故障录波见图1；10 kV厂用电Ⅲ-Ⅳ段母联0403断路器有“速断保护动作”，厂用电Ⅱ-Ⅲ段母联0302 断路器有“速断保护动作”，10 kV Ⅳ段进线断路器14DL 保护装置无故障信号，10 kV Ⅱ段天换线进线024DL 断路器保护装置事件记录速断保护启动，未实际动作。

图1 4号机组发变组保护故障录波

3 原因分析

3.1 直接原因

10 kV 天换线因大风天气导致有树枝在风的作用下与输电线路接触，造成线路AB 相相间短路是本次事件的直接原因。

3.2 间接原因

发电组保护及10 kV厂用电保护、10 kV厂用电保护内部之间保护动作时间配合不合理是本次保护越级动作事件的间接原因。相关保护配置见表1。

表1 相关保护配置参数表

10 kV Ⅱ段天换线进线断路器024DL保护启动未动作原因：10 kV Ⅱ段天换线进线断路器024DL速断保护定值按与进线断路器同等级整定，延时定值为240 ms。10 kV Ⅲ-Ⅳ联络断路器0403DL 及10 kV Ⅱ段与Ⅲ段联络断路器0302DL 速断保护延时定值为140 ms，110 kV 母联断路器0302DL 速断保护动作，故障录波见图2，故障切除时间为119 ms，致使10 kV Ⅱ段天换线进线断路器024DL 保护启动后因延时不足未实际动作。

图2 0302断路器故障录波

10 kV Ⅳ段进线断路器14DL 本体保护启动未动作原因：10 kV Ⅳ段进线断路器14DL速断保护延时定值为240 ms，与10 kV Ⅱ段天换线进线断路器024DL同理，10 kV母联断路器0403DL及0302DL速断保护先动作，在119 ms 已将故障切除，致使10 kV Ⅳ段进线断路器14DL 本体保护启动后因延时不足未实际动作。

10 kV Ⅲ-Ⅳ联络断路器0403DL 及10 kV Ⅱ段与Ⅲ段联络断路器0302DL 速断保护动作原因：10 kV Ⅲ-Ⅳ联络断路器0403DL 及10 kV Ⅱ段与Ⅲ段联络断路器0302DL 速断保护延时定值为140 ms，发变组保护高压厂变速断保护动作，故障切除时间为168 ms，大于140 ms，致使10 kV 母联断路器0403DL及0302DL速断保护动作。

4 号机组发变组保护高压厂变速断保护动作原因：高厂变高压侧二次电流A相电流12.25A、B相电流11.925A均超过发变组保护高压厂变速断保护定值10.05A，发变组保护高压厂变速断延时为0 s，继电保护动作，10 kV Ⅳ段14DL断路器因发变组保护高压厂变速断保护动作延时168 ms跳闸。

根据上述分析，该水电站发变组保护及10 kV厂用电进线保护、10 kV 厂用电馈线保护之间的保护时间配合存在问题。

4 事件后采取的措施

检修人员对10 kV 天换线开展巡线清障处理。解决树线矛盾，清理“线下树”“线旁树”，消除安全隐患，保障线路安全稳定运行，提高供电可靠性。

10 kV 天换线是该水电站与换流站的厂用电联络电源，可正反向送电。保护装置具备设置正反向两套保护定值，以增加反向定值区。正向送电，由换流站向该水电站送电，024 断路器按进线断路器考虑，速断保护和过流保护定值与其他进线断路器同等级；反向送电，由该水电站对10 kV 天换线送电，024断路器按馈线断路器考虑，保护定值与其他馈线断路器同等级，综合考虑稳定性、未带负荷等问题，在整定速断保护和过流保护时与其他馈线断路器同等级。

依据保护计算定值，保证厂用电故障不会导致发变组其他保护动作导致线路断路器跳闸的情况，合理延长了发变组保护高压厂变速断保护动作时间，发变组保护高压厂变速断保护可按与变压器低压侧开关速断保护整定相同，取0.24 s。保证发变组保护高压厂变速断保护及10 kV 厂用电进线保护、10 kV厂用电馈线保护之间的合理配合。

5 总结

对该水电站因馈线相间短路保护越级动作，导致10 kV 厂用电母线失电的事件，针对性地采取措施，特别是水电站发变组保护及10 kV 厂用电进线保护、10 kV厂用电馈线保护之间的时间配合，取得了良好效果，未再发生类似事件，达到了保障电力生产的稳定运行的目的。厂用电继电保护具有良好的选择性、可靠性，对保障电站安全稳定运行具有重要作用。

（责任编辑：刘征湛）