一起接地事故中保护装置“拒动”的整定配合问题分析

耿 淬

（江苏联合职业技术学院，江苏 213025）

1 事故经过

2014年3月29日14时40分52秒，某电厂1号机10kV IB段进线开关跳闸，1号机10kV IB段母线失电。

发生保护动作的装置为发变组保护，发变组保护“IB分支零序过流I段”动作并出口，同时发出保护闭锁信号，闭锁IB段厂用电源快速切换装置（简称快切装置），导致1号机10kV IB段未能切换至备用电源供电，最终致1号机10kV IB段母线失电，1号机10kV IB段多台设备低电压跳闸（A引风机、B给水泵、送风机、一次风机、A磨煤机、C磨煤机、E磨煤机、B浆液循环泵、1号炉电除尘等多个设备）。经检查，故障发生在10kV IB段A引风机侧，但该引风机的保护装置却未发生保护动作，造成10kV IB分支进线开关越级跳闸，事故范围大大扩大。

2 事故原因检查

2.1 事故直接原因检查

事故发生后，电厂检修人员检查并发现10 kV IB段A引风机电缆绝缘受损，受损部分对该电机开关柜外壳放电，产生的弧光造成了间歇式接地短路，是此次事故发生的主要原因。

正常情况下，按照继电保护“选择性”的要求，保护装置应该在故障区内可靠动作，即当引风机发生接地短路时，应该由引风机保护装置的零序保护动作并切除故障设备。而在此次事故过程中，引风机保护装置未能及时跳闸，造成发变组保护装置的高厂变低压侧IB分支零序保护动作，跳10kV IB分支进线开关（即上级开关），为越级跳闸，保护失去了选择性，使事故扩大。（图1为电厂主接线图，厂用电系统中性点接地方式为经中电阻接地。）

2.2 保护装置定值设置情况检查

（1）引风机保护装置相关参数引风机保护装置的主要整定值如见表1。

表1

（2）发变组保护情况检查

动作报告为“IB分支零序过流I段”动作，跳IB分支10kV IB段进线开关，并闭锁快切。

高厂变低压侧IB分支零序电流整定值为1A，时限0.6s。零序CT变比100／5。

（3）快切装置情况检查

IB段厂用电快切装置切换闭锁灯亮，报告为保护闭锁。

（4）故障录波情况

从图2录波波形可以看出，14：40：51：130ms故障录波器44通道（即IB分支零序）发生突变量启动。当引风机一次电缆绝缘损坏后，电缆对开关柜外壳放电，IB分支产生了零序电压和零序电流，IB分支零序电流突变启动故障录波。

从图3～图5相电压有效值图可以看出，发生故障时，IB分支A相电压降低了，而B、C相电压升高了，电压变化不大，电缆间歇式放电造成的接地短路现象不严重，此时IB分支零序电流较小。经录波软件分析计算，IB分支的零序电流有效值约为1.16A。

图2 IB分支零序突变启动录波波形

图3 Ua相电压有效值

图4 Ub相电压有效值

图5 Uc相电压有效值

图6 IB分支零序电流有效值

从图7录波可以看出，14：40：51：930ms后（即图中前面一条主标线时刻），IB电压分支电压、电流谐波分量增大，14：40：52：226ms后（即图中后面一条辅助标线时刻），IB分支零序明显增大。

图7 IB分支录波波形

从图8录波可以看出，14：40：52：897ms故障录波器41通道（即IB分支A相电流）发生突变量启动。结合发变组保护动作报告，从录波图上可以得知14：40：52：897ms时刻，IB分支动作于分支零序保护跳闸，IB分支进线三相电流消失，零序电流也随之消失（从定值时间延时可以推知发变组IB分支零序14：40：52：297ms达到了动作值，零序保护启动，经0.6s延时动作于保护跳闸）。从图上IB分支母线三相电压可以分析可知，IB分支进线开关虽然已经跳闸，IB分支母线电压开始衰减，但是IB分支母线三相电压仍然不平衡，接地故障仍存在。

图8 IB分支A相电流突变启动录波波形

从图9分析可知，由于发变组保护闭锁了快切，导致了IB分支母线失电，当IB母线电压衰减到一定值时，A引风机保护装置的低电压保护发生动作并跳闸，此时A引风机接地故障切除，IB分支母线三相电压趋于平衡。与A引风机低电压保护动作记录相印证，结论完全相符。

（5）DCS最大相电流波形

参考图10中DCS系统记录的最大相电流波形可以看出，当A引风机侧发生故障时，相电流增大，最大相电流从251A上升至281A，再升至350A左右，故障切除后，电流开始下降。（最大相电流Imax=max（Ia，Ib，Ic），A 引风机 CT 变比为800／5）

图9 IB分支进线开关跳闸后的电压衰减波形

图10 DCS系统最大相电流波形

3 事故分析

（1）发变组保护零序保护动作简要分析

根据波形情况得知故障时，零序电流的有效值达到了动作值1A，耗时0.6s，保护动作，跳1B分支进线开关，同时发出保护闭锁信号，闭锁快切，动作正确，无异议。由于发变组保护IB分支零序CT变比为100／5，可以算出线路一次部分的零序电流有效值达到了23.2A。

（2）保护装置的零序保护动作逻辑分析

为防止在电动机在较大的启动电流下，由于零序不平衡电流引起保护装置误动作，保护采用了最大相电流Imax作制动量，动作条件如下，其动作特性见图11。

式中I0—— 电动机的零序电流倍数；

I0dz——零序电流动作值，倍；

Ie——电动机额定电流，A；

t0dz——整定的接地保护动作时间，s；

t0——接地保护动作时间，s。

零序量程视中性点接地电流大小确定，保护装置提供了0.02和0.2两种量程供选择。一般地，中性点小电流接地时，取0.02量程；中性点大电流接地时，取0.2量程。此系统采用中阻接地，现场选择了0.2量程。

（3）保护装置零序保护整定分析

本保护采用最大相电流Imax做制动量，从图11曲线上可以看出，当Imax≤1.05Ie时，零序电流I0大于零序电流动作值I0dz，保护延时t0dz动作；当Imax＞1.05Ie时，零序电流I0大于［1+（Imax／Ie-1.05）／4］I0dz，保护延时t0dz动作。

图11 零序保护特性曲线

（4）本事故中零序保护动作整定分析

参考DCS系统录波波形可知，最大相电流二次值为350／160=2.19A＜Ie，零序保护动作曲线在Imax≤1.05Ie范围内。

根据发电机保护零序保护动作分析推知线路一次部分的零序电流有效值23.2A，A引风机的零序CT变比为50／5，计算得知保护装置采样的零序电流有效值2.32A。以上分析可知，电动机零序保护动作定值14.28倍在0.2量程的情况下，其二次侧的动作电流为14.28×0.2=2.86 A，动作时间为0.3s。在间歇接地短路最初发生时，IB分支零序电流较小，A引风机零序保护并未达到动作值，故此零序保护不动作，保护装置保护正常。再回看图8，在发变组保护动作于IB分支零序跳闸前，通过波形计算分析，当时IB分支零序有效值已达到3.1A，A引风机零序保护应该启动并动作，但由于A引风机零序保护存在0.3s的延时，而发变组保护的IB分支零序保护已先于A引风机零序保护启动，当A引风机零序保护还未满足延时条件时，发变组保护的IB分支零序保护已达到0.6s延时，并动作于跳IB分支进线开关，发生越级跳闸。

（5）保护装置功能验证

鉴于以上分析，对保护装置进行了定值检查和保护功能校验，并重新进行整定计算。结论：保护装置的保护功能完好，运行正常。

4 结语

综合以上分析，本次事故中，A引风机保护装置未能及时动作，导致事故范围扩大，主要是由于上下级定值整定配合问题引起的。此次事故中，虽然A引风机保护装置的定值及保护功能正确、完好，但与发变组保护的IB分支零序保护定值配合存在问题，当故障发生时造成保护失去了选择性。

保护定值的整定配合问题，从根本上来说是定值整定时的考虑不周。所以在定值整定时要充分考虑系统结构及运行方式，在保护满足选择性要求的同时，保证足够的灵敏性。针对此次事故，我们建议能否考虑保护在满足动作灵敏度时，在保护整定的允许范围内，将IB分支零序保护定值适当调整，以从定值上最大限度躲过暂态时的最大不平衡电流，保证设备安全稳定运行。

本次事故是由电缆对地间歇式放电引起的接地故障，由于定值整定的不合理，造成保护越级跳闸、10kV IB分支母线失压。同时针对间这种歇式接地故障发生时，零序电流间断、不连续的情况，我们提出了思考：保护装置本身能否针对此类故障有所改进，从而更准确的反映故障类型，并切除故障，避免事故扩大。