关于泵站停机故障的分析

段 强

（山西省万家寨引黄工程总公司，太原 030012）

2012年3月9日11点00分45秒，GM 3泵站3#机零序过流保护动作，3#机停机；11点06分26秒在调度人员远方起动1#机的过程中，3#主变差动保护动作、10kV充电保护动作，主变高、低压侧开关跳闸、10kV母联开关掉闸，3#主变及10kV Ⅰ段母线退出运行，导致1#机起动失败和正在变速运行的2#机停机。相关保护动作及故障情况分析如下。

1 故障前系统运行方式

图1 总三泵站机组运行示意图

如图1所示，发生故障前系统主设备的运行方式为：110kV A、B段母线合环正常运行；2B、3B两台主变并列运行；10kV Ⅰ、Ⅱ段母线联络运行；技术供水系统为“现地”取水口自流供水方式，运行正常；1#机组处于“远方”热备用状态；2#SFC带2#机“远方”变速正常运行（接10kV Ⅰ段母线），3号机接 10kV Ⅱ段母线，定速正常运行；1#SFC处于“远方”热备用状态；400V系统正常运行。

2 故障现象及设备检查情况

1）事件详细情况

2012年3月9日11时00分，正在运行的3号机报重故障停机。运行人员进行现场检查时发现，3号机LCU屏上报（1）Electrical Power Heavy Fault；（2）Neutral Ground Fault (51N-SM)；（3）Common Heavy Fault；（4）SM Pump Heavy Fault；同时信号继电器86-SM掉牌。

3#机停机后，调度立即远方用1#变频机起动1#机，在 1#机起动过程中，运行值班人员听到 10kV配电室传出爆炸声，消防报警起动，同时3#主变差动、后备保护动作、10kV母联充电保护动作，主变高、低压侧143DL、543DL跳闸，10kV母联540DL跳闸，1#机起动不成功、2#机停机。

2）设备检查情况

技术人员2012年3月9日11时20分收到总三泵站3号机零序过流保护动作停机及3号主变差动保护动作，高、低压侧开关跳闸事件报告，在进一步查看现场保护动作情况后，电气二次技术人员对保护装置本体及二次接线进行了仔细检查，发现并无异常情况；随即对3#主变保护和3#机零序过流保护装置进行了校验，并对故障录波器及3#主变的主、后备保护装置进行了故障波形下载。

3 故障情况分析

3.1 装置情况

1）GM 3泵站3B主变保护装置采用国电南自的PST-1200数字式变压器保护装置，于 2011年6月改造投产。

装置定值设置（在此只列出差动保护定值设置项）：

（1）定值设定：差动速断IdQ=4.2A；比率差动Icd=0.3A。

（2）时间整定：T=0s。

2）GM 3泵站主机零序过流保护配置为零序差动保护（GE SR469）和零序反时限过流保护（GE N系列过流继电器NCO61P-01AK 52），与泵站主设备同期投运。

装置定值设置（在此只列出零序差动保护定值设置项）：

（1）SR469定值设定：零序差动I0cd=0.1A。

（2）零序差动时间整定：T=100ms。

（3）零序反时限过流保护定值：Ioc=0.1A。

（4）零序反时限时间整定：T=0.1s。

原理接线如图2所示。

图2 机组零序保护配置

由保护装置动作情况分析，此次3号机零序保护只有零序反时限过流保护动作，而零序差动保护没有动作，说明接地故障点不在机组内部，应在机组外部（属于零序差动区外故障）。

3）GM 3泵站 10kV母联充电保护采用国电南自公司的PSL641微机保护装置，与泵站主设备同期投运。

装置定值设置（在此只列出过流Ⅰ段保护定值设置项）：

（1）定值设定：电流Ⅰ段Ioc=2.2A；

（2）时间整定：T=0s。

3.2 故障波形分析

1）3号主变保护装置波形分析

总三泵站3#主变保护共配置两套PST-1200装置，所录故障波形如图3、图4所示。

图3 3#主变第Ⅰ套保护装置波形图

图4 3#主变第Ⅱ套保护装置波形图

从上述两套保护装置的波形图上可以看出，先是3#主变低压侧电缆发生A、B相间短路，在短路电弧作用下电缆头爆炸，大约 30ms后发展成三相短路故障，从而引发3号主变差动保护动作。由此可见3#主变差动保护动作属于正确动作。

2）故障录波装置波形分析

电气二次技术人员对下载的故障录波装置所录故障波形进行分析判读，截取了几个故障发展关键点的波形图，如图5、6、7所示。

从图5的电压波形可以看出，在运行中10kV Ⅰ母（含附近分支线路）A相出现对地绝缘损坏的现象（从波形上看，疑似产生对地放电的电弧），由于 A相对地绝缘损坏，导致A相间歇性对地放电（或接地），从而导致B、C相电压升高到正常值的1.732倍（对地达10kV）。事后调查，证明为3#主变低压侧开关柜电缆头A相绝缘损坏。

图5 故障录波仪-单相接地故障波形图

图6 故障录波仪-10kV Ⅰ段母线PT保险C相熔断波形图

从图6的电压波形图上可以看出，在3#主变低压侧电缆头 A相接地后，由于相电压升高，导致10kV Ⅰ段PT电流增加，C相保险熔断。

图7 故障录波仪-两相短路接地发展至三相短路接地直至故障切除波形图

从图7的电流波形图上可以看出，红线处3#主变低压侧A、B两相发生短路，约30ms后发展成三相短路，3#主变差动保护正确动作，将故障切除。

3.3 故障发展经过分析

综上故障波形分析、SCADA系统趋势图查看和运行人员的描述，此次故障发展情况分析如下。

1）3月9日上午11时00分45秒，3#主变低压侧至10kV Ⅰ段母线电缆头由于绝缘下降发生了A相闪络性接地故障，此时3#机直接接在10kV母线上定速运行，电机保护（51n-sm1）监测到了接地电流，零序反时限过流保护动作，3#机停机。10kV Ⅰ段PT C相保险则在接地故障发生2.5s后熔断。

2）调度人员发现3#机组停运后，于上午11时06分25s远方通过1#SFC起动处于热备用的1#机组，在1#机起动过程中，3#主变低压侧电缆的A相接地故障发展为A、B相短路，并迅速（30ms左右）发展为三相短路接地，3#主变差动保护动作，3#主变高低压侧开关掉闸。

3）由于泵站10kV Ⅰ、Ⅱ两段母线联络运行，3#主变低压侧电缆的故障发展为A、B相短路的同时，2#主变通过低压侧开关542DL、母联开关540DL向短路点供给短路电流，造成母联充电保护PSL641动作，10kV母联540DL跳闸，10kVⅠ段母线失电，从而引起2号机停运，1号机起动不成功。

4 处理情况

电气二次修试人员在完成保护动作情况查看后，立即着手对动作的保护装置及其二次回路进行了检查和校验。

4.1 保护二次回路检查情况

1） 检查3#主变保护两套PST-1200装置外观正常，接线端子牢固无过流、发热痕迹，目视检查主变高低压电流互感器无异常发现。

2）检查3#机组N系列零序反时限过电流继电器外观正常，接线端子牢固无过流、发热痕迹，目视检查3#机组中性点零序电流互感器无异常发现。

4.2 保护装置校验情况

1）主变保护装置

（1）保护装置设备见表1。

表1 保护装置设备表

（2）保护交流采样检查见表2。

表2 电流零漂检查

交流采样检查见表3和表4。

表3 Ⅰ侧相电流采样值

表4 Ⅱ侧相电流采样值

（3）定值清单见表5。

表5 定值清单见表

（4）保护试验见表6和表7。

表6 比率差动保护

表7 差动速断保护

（5）结论：合格。

2）3#机零序过流继电器（见表8和表9）。

表8 装置设备表

表9 装置校验情况

结论：合格。

5 结论

1）综合以上分析可确定，本次停机事件是由于3#主变低压侧开关柜电缆头在长期带电运行后A相绝缘劣化以至损坏，之后逐步发展为 A、B两相发生短路，约 30ms后发展成三相短路，零序过流保护、主变差动保护动作正确。

2）建议运行人员针对性地对开关柜加强巡视，提早发现电缆绝缘劣化隐患。

3）为更准确的确定保护的动作顺序，建议各泵站保护装置加装GPS自动校时装置，有助于事故的快速分析及处理。