6kV母线电弧光保护的必要性

2015-11-07改造者

中国科技信息 2015年21期

改造者：袁晖

6kV母线电弧光保护的必要性

改造者：袁晖

针对某发电厂6kV母线系统失压，通过分析，引发这次事故的主要原因是断路器电弧光保护的不正确动作，改进结果表明：对全厂6kV系统断路器电弧光保护装置进行处理并完善防范措施，并对其配置的必要性提出质疑。

目前在常规的保护配置方案中，中低压母线没有配置专门的保护，通常由进线断路器的后备保护整定来实现；并且进线与出线断路器的保护需要相互配合。一般速断保护延时的级差至少为300ms，甚至500ms。而过流保护的配合级差更是长达1～2s。不能快速将故障切除，影响整个电网的安全运行。因此，目前在有些地方采用了电弧光保护，来弥补以上不足。

但是，电弧光保护也有不尽如人意的地方，有时也会造成事故扩大。比如，某发电厂6kV引风机断路器柜发生故障时，由于电弧光保护的不正确动作造成机组停机，使事故扩大。就此问题在此分析探讨。

事故发生的经过及概况分析

事故前的运行方式

某发电厂有2台600MW发电机组，事故前2台机组双机运行，1号机组有功负荷584MW，无功负荷2.89MVar，2号机组有功负荷490MW，无功负荷-22MVa。

事故经过

2014年某日的16时12分，1号炉1号引风机6kV出线断路器、1号机1A段工作电源进线（615A）断路器同时跳闸，工作人员发现1号引风机断路器后柜电流互感器起火，使用灭火器灭火后执行安全隔离措施开始进行设备检查，在对1A段母线、1号引风机6kV出线断路器柜、1A段进线615A断路器检查过程中，1号机组维持19MW负荷运行。17时19分，因发电机轴瓦振动大而停机。在1号机组停机解列过程中，发变组程序逆功率保护动作进行厂用切换。当时1A段母线已停电，无法切换。1B段工作电源进线（615B）断路器跳闸，1B段备用电源进线断路器（605B）断路器未切换成功。运行人员远方操作将1B段备用电源进线断路器（605B）断路器合闸。

事故设备检查情况

事故发生后，为了更准确的分析事故原因，制定防范措施，对发生事故的设备、保护的定值以及保护的动作情况进行了检查。

设备外观检查

对1号炉1号引风机断路器柜后柜检查发现：B相电流互感器断路器侧爆裂，电流互感器一次连接铜板有明显熔化痕迹，相邻A、C相电流互感器及柜体均有放电烧伤痕迹，1号引风机左右相邻间隔柜体也有电弧放电痕迹；

对1号炉1号引风机保护检查发现：CSC-236差动保护的“差动速断”动作灯亮，CSC-237A电动机保护的“过流I段”动作灯亮；

对1A段母线保护检查发现：1A段615A断路器CSC-211线路保护的“过流II段”动作灯亮；6kV 1A段母线电弧光保护“trip1、trip2、trip3、trip4”动作灯亮。与1号引风机处在同一母线段的1号一次风机、1号送风机、浆液循环泵等间隔的CSC-237A电动机保护“低电压”动作灯亮；

对1号发变组故障录波器检查发现：“录波启动”灯亮，故障录波器中有“高厂变低压侧A分支电流突变量启动”等故障录波信息。

保护定值检查

1号炉1号引风机保护：电流互感器变比1200/1，保护配置为电动机差动、差动速断、电流速断、负序过流、零序保护。其中电动机额定电流0.66A，差动保护定值0.66A，差动速断保护定值3.28A，延时0S；过流速断保护定值6.9A，延时0S。

1A段615A断路器保护：电流互感器变比5000/1，保护配置为过流I段、过流II段、过负荷保护。其中过流I段保护定值6.2A，延时0S，过流II段保护定值为2.2A，延时1.5S。

保护动作情况检查

检查了1号炉1号引风机的保护装置及工作进线615A断路器的保护装置动作记录，调取了保护装置故障录波波形。得到详细动作记录如下：

16：12：38’557”，1号炉1号引风机差动保护装置启动，延时16mS差动速断保护动作出口，二次电流最大值为27.98A；

16：12：38’612”，1号炉1号引风机综合保护装置启动，延时14mS过流速断保护动作出口，二次电流最大值为26.31A；

16：12：38’589”，1号机组6kV厂用电1A段615A断路器综合保护装置启动，延时41mS过流II段保护动作出口，二次电流最大值为5.49A。

事故发生后继电保护专业人员立即对615A断路器所配置的CSC-211型数字式线路保护测控装置进行了事故后校验。校验发现：CSC-211保护装置逻辑板DI6接入的开关量为合位时，过流II段保护将加速动作，动作延时由定值整定的1.5S减少至20mS左右。经检查确认，DI6开关量取自6kV母线段配置的电弧光保护装置动作跳闸接点。CSC-211保护装置中对DI6开入量的控制字定义为“快切投入”。

影响保护动作的因素分析

引风机综合保护的动作行为

1号炉1号引风机间隔B相电流互感器断路器侧故障，故障点属引风机保护死区，电流互感器二次本不能检测到二次电流，但从保护录波记录中可看出在经1/4个周波左右，故障由A、B相间故障迅速发展为三相短路故障，判断此时短路电弧已发展至电流互感器负荷侧，二次短路电流最大为28A，其中B相电流因电流互感器内部故障且在短路电流很大的情况下电流互感器已饱和，二次电流已产生严重失真，1号引风机电动机、差动保护装置在故障超出保护死区范围后，采到短路电流，保护启动随即无延时跳闸，如录波图1所示。

1号引风机间隔电流互感器故障后，因1A段母线电弧光保护装置的装置电源在送电状态，在故障产生的短路电弧作用下，使1A段母线电弧光保护动作。（机组建设期间因两次发生过电弧光保护误动跳闸事件，经批准，全厂6kV厂用电母线电弧光保护退役，）因已拆除电弧光保护跳工作（备用）进线硬压板。故电弧光保护动作后，未直接动作跳开1A段615A进线断路器。

1号引风机间隔电流互感器断路器侧故障的同时，因故障点在电流互感器断路器侧，属1号引风机负荷保护装置的保护死区，相间短路电流造成1A段工作进线615A断路器线路保护CSC-211过流II段达到电流定值启动，本应经过流保护延时1.5S后动作跳闸，但因接入了电弧光保护动作接点，使CSC-211过流II段加速动作，错误的导致1A段615A断路器过流II段保护无延时出口跳闸，如录波图2所示。

1A段615A断路器过流II段保护跳闸后，按保护闭锁逻辑闭锁1A段快切装置，使其不能动作切换，1A段母线失电。

电弧光保护的不正确动作分析

从上述分析可以看出，本次事故发生在1号引风机间隔，假设没有电弧光保护的存在，故障后的保护动作情况应该为：

1号引风机差动保护装置在16：12：38’557”启动，延时16mS差动速断保护动作出口；1号引风机综合保护装置在16：12：38’612”启动，延时14mS过流速断保护动作出口，足以在最短的时间内将故障切除。

1A段工作进线615A断路器线路保护CSC-211过流II段达到电流定值后启动，需延时1.5S后才能动作跳闸，当1号引风机保护装置将故障切除后会自动返回，以保证1A段工作母线的正常运行。

当时，1A段工作进线615A断路器线路保护CSC-211过流保护采集到的最大故障二次电流在5.49A时，故障消失。如果，1号引风机的保护装置不动作，故障电流升至1A段工作进线615A断路器线路保护CSC-211过流I段保护定值6.2A时，将无延时出口跳闸。同时，1A段工作进线615A断路器线路保护CSC-211过流II段保护启动，经过延时1.5S后也能动作跳闸，将故障切除。

图1　1号引风机断路器古装电波形图

图2　1A段工作进线段路器故障时电流、电压波形图

但是，在本次事故中电弧光保护起到了不应有的作用，由于DI6开关量取自6kV母线段配置的电弧光保护装置动作跳闸接点。CSC-211保护装置中对DI6开入量的控制字定义为“快切投入”，使CSC-211过流II段加速动作，1号机组6kV厂用电1A段615A断路器CSC-211保护装置在16：12：38’589”启动，延时41mS过流II段保护动作出口。错误的导致1A段615A断路器过流II段保护无延时出口跳闸。

由此可见，电弧光保护在本次事故中起到了扩大事故的作用，如果说没有他的存在，1号引风机差动保护装置和1号引风机综合保护装置能在最短的时间内将故障切除，不至于使1A段工作母线失电。

电弧光保护不正确动作的处理及防范措施

处理方法

1.断开电弧光保护装置的电源开关，避免电弧光保护装置误动。

2.将电弧光保护装置的出口跳闸硬压板退出并拆下。以防止电弧光保护不正确动作造成6kV母线进线断路器误跳闸，确保6kV系统运行正常。

3.打开电弧光保护装置跳闸接点接入CSC-121保护装置中DI6的开入量接线，切断电弧光保护动作后加速CSC-121过流II段出口的条件，从而使6kV母线和进出线保护能够可靠快速切除故障保证系统的正常运行而完全不受电弧光保护装置的影响。

防范措施

1.对1号炉1号引风机综合保护装置进行定值核对和装置校验。以保证在6kV出线1号引风机断路器故障时保护能可靠正确动作，将故障切除，也保证了运行设备的使用寿命。

2.对6kV母线进线断路器所配置的CSC-121保护进行定值核对和装置校验。以保证在母线故障情况时，正确发挥继电保护装置的可靠性，从而弥补了前期保护装置不能正确动作所带来的故障后果，更加突出了继电保护装置动作的四性。

改进效果评价

（1）实施以上措施后，相当于将电弧光保护完全退出，从根本上解决了电弧光保护误动造成6kV母线停电的事故，以确保6kV母线的正常运行，即减少了经济损失，也保护了运行设备的使用寿命。

（2）对6kV母线进线断路器所配置的CSC-121保护中的过流I段、过流II段以及过负荷保护进行定值核对和装置校验。可以保证，在6kV母线有故障时第一时间将故障切除。改进后的保护装置更具有专一性、针对性，能正确迅速的第一时间切除故障，减少了故障时停电时间及停电范围，从而提高了电力系统的经济性和可靠性。