某水電站10 kV廠用電失電分析及其處理措施

黃 梅，肖 飛

（廣東省能源集團貴陽抽水蓄能發電有限公司，貴陽 550000）

大型發電機組一旦發生事故，對電網穩定運行影響很大，所帶來的經濟損失也非常大，而繼電保護是電力系統安全穩定運行的重要保障，廠用電為保障機組正常穩定運行有著及其重要的作用。因此，合理、規范、有效地配置水電站的廠用電繼電保護對機組的穩定運行和電網安全具有非常重要的意義。

1 10 kV廠用電概況

某水電站裝機容量為4 臺300 MW 水力發電機組，發變組采用單元機組接線方式，電站主接線按發電機—變壓器—線路接線方式，電廠側沒有高壓母線，主變高壓側裝設斷路器，即每臺機組經過一臺升壓變，各通過一條長約4.5 km的220 kV線路接入換流站。

10 kV 廠用系統采用10 kV 及380/220V兩級廠用供電。共設置5 段10 kV 母線，分別為10 kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ段。每臺機組的廠用變各帶一段母線運行，分別為10 kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母線；10 kV Ⅴ段接在外用電源15B 低壓側，作為廠用第一備用電源，該電源線路作為電站廠用電源聯絡專用線路，互相作為廠用備用電源；10 kV 天換線接在外用電源16B隔離變壓器上，站內接于10 kVⅡ段024斷路器。作為該水電站第二備用電源，同時作為與換流站廠用電源聯絡線，雙方互相提供1000 kVA容量備用電源。正向為換流站向電站提供電源，反向則為電站向換流站提供電源或電站空充線路。每條廠用母線上各帶3 臺變壓器運行。Ⅰ段和Ⅱ段、Ⅱ段和Ⅲ段、Ⅲ段和Ⅳ段、Ⅳ段和Ⅴ段、Ⅴ段和Ⅰ段間設備有母聯斷路器，互為備用電源。廠用電系統按全廠公用電、機組自用電、照明用電、壩區用電分開供電的方式設計。

該水電站工程規模為大Ⅰ型，因此，正常運行時，廠用電獨立電源點至少應保持在2個及以上；在機組運行工況滿足要求的條件下，應盡可能選擇多個電源點，盡可能采取機組自帶廠用電運行方式；事故情況下，至少恢復2個穩定的獨立電源點后，方可向外部提供支援。

2 事件概況

2021年5月14日16：02，某水電站因大風天氣，線下樹枝與線路接觸，導致10 kV 天換線AB相相間短路，致使10 kV 廠用電Ⅱ段、Ⅲ段和Ⅳ段同時失電。

2.1 事件前運行狀態

事件前機組運行方式為1 號、2 號、4 號機組各帶220 MW 負荷并網運行，3 號機組備用。10 kV 廠用電事件前運行方式為35 kV電天線帶Ⅴ段、Ⅰ段，4號機帶Ⅳ段、Ⅲ段、Ⅱ段運行，10 kV天換線由該水電站反向送電（該水電站對線路送電）。

2.2 事件經過

在2021年5月14日16：02：29 上位機語音報“4號機高廠變速斷（A柜）保護動作”“4號機高廠變速斷（B柜）保護動作”“廠用電Ⅲ-Ⅳ段母聯0403速斷保護動作”“廠用電Ⅱ-Ⅲ段母聯0302 速斷保護動作”“換流變024 斷路器保護啟動”“4 號機高壓廠變低壓側斷路器14 分”“廠用電Ⅲ-Ⅳ段母聯0403切動作”“廠用電Ⅱ-Ⅲ段母聯0302切動作”等相關語音信號。

值班員通過檢查上位機和工業電視發現10 kV廠用電Ⅱ段、Ⅲ段、Ⅳ段同時失電，3號機400 V自用電、4號機400 V自用電和400 V第二組公用電兩路電源全部消失；1號機400 V自用電、2號機400 V自用電、400 V 第一組公用電、400 V 照明電源、400 V進水口電源和400 V溢洪道備自投動作正常，a、b段聯絡運行正常。

檢修人員現地檢查發現4 號機發變組保護A柜、B柜均有“高廠變速斷”動作，事件記錄中高廠變高壓側二次電流A 相電流11.6 A、B 相電流11.3 A均超過“速斷”定值（10.05 A），故障錄波見圖1；10 kV廠用電Ⅲ-Ⅳ段母聯0403斷路器有“速斷保護動作”，廠用電Ⅱ-Ⅲ段母聯0302 斷路器有“速斷保護動作”，10 kV Ⅳ段進線斷路器14DL 保護裝置無故障信號，10 kV Ⅱ段天換線進線024DL 斷路器保護裝置事件記錄速斷保護啟動，未實際動作。

圖1 4號機組發變組保護故障錄波

3 原因分析

3.1 直接原因

10 kV 天換線因大風天氣導致有樹枝在風的作用下與輸電線路接觸，造成線路AB 相相間短路是本次事件的直接原因。

3.2 間接原因

發電組保護及10 kV廠用電保護、10 kV廠用電保護內部之間保護動作時間配合不合理是本次保護越級動作事件的間接原因。相關保護配置見表1。

表1 相關保護配置參數表

10 kV Ⅱ段天換線進線斷路器024DL保護啟動未動作原因：10 kV Ⅱ段天換線進線斷路器024DL速斷保護定值按與進線斷路器同等級整定，延時定值為240 ms。10 kV Ⅲ-Ⅳ聯絡斷路器0403DL 及10 kV Ⅱ段與Ⅲ段聯絡斷路器0302DL 速斷保護延時定值為140 ms，110 kV 母聯斷路器0302DL 速斷保護動作，故障錄波見圖2，故障切除時間為119 ms，致使10 kV Ⅱ段天換線進線斷路器024DL 保護啟動后因延時不足未實際動作。

圖2 0302斷路器故障錄波

10 kV Ⅳ段進線斷路器14DL 本體保護啟動未動作原因：10 kV Ⅳ段進線斷路器14DL速斷保護延時定值為240 ms，與10 kV Ⅱ段天換線進線斷路器024DL同理，10 kV母聯斷路器0403DL及0302DL速斷保護先動作，在119 ms 已將故障切除，致使10 kV Ⅳ段進線斷路器14DL 本體保護啟動后因延時不足未實際動作。

10 kV Ⅲ-Ⅳ聯絡斷路器0403DL 及10 kV Ⅱ段與Ⅲ段聯絡斷路器0302DL 速斷保護動作原因：10 kV Ⅲ-Ⅳ聯絡斷路器0403DL 及10 kV Ⅱ段與Ⅲ段聯絡斷路器0302DL 速斷保護延時定值為140 ms，發變組保護高壓廠變速斷保護動作，故障切除時間為168 ms，大于140 ms，致使10 kV 母聯斷路器0403DL及0302DL速斷保護動作。

4 號機組發變組保護高壓廠變速斷保護動作原因：高廠變高壓側二次電流A相電流12.25A、B相電流11.925A均超過發變組保護高壓廠變速斷保護定值10.05A，發變組保護高壓廠變速斷延時為0 s，繼電保護動作，10 kV Ⅳ段14DL斷路器因發變組保護高壓廠變速斷保護動作延時168 ms跳閘。

根據上述分析，該水電站發變組保護及10 kV廠用電進線保護、10 kV 廠用電饋線保護之間的保護時間配合存在問題。

4 事件后采取的措施

檢修人員對10 kV 天換線開展巡線清障處理。解決樹線矛盾，清理“線下樹”“線旁樹”，消除安全隱患，保障線路安全穩定運行，提高供電可靠性。

10 kV 天換線是該水電站與換流站的廠用電聯絡電源，可正反向送電。保護裝置具備設置正反向兩套保護定值，以增加反向定值區。正向送電，由換流站向該水電站送電，024 斷路器按進線斷路器考慮，速斷保護和過流保護定值與其他進線斷路器同等級；反向送電，由該水電站對10 kV 天換線送電，024斷路器按饋線斷路器考慮，保護定值與其他饋線斷路器同等級，綜合考慮穩定性、未帶負荷等問題，在整定速斷保護和過流保護時與其他饋線斷路器同等級。

依據保護計算定值，保證廠用電故障不會導致發變組其他保護動作導致線路斷路器跳閘的情況，合理延長了發變組保護高壓廠變速斷保護動作時間，發變組保護高壓廠變速斷保護可按與變壓器低壓側開關速斷保護整定相同，取0.24 s。保證發變組保護高壓廠變速斷保護及10 kV 廠用電進線保護、10 kV廠用電饋線保護之間的合理配合。

5 總結

對該水電站因饋線相間短路保護越級動作，導致10 kV 廠用電母線失電的事件，針對性地采取措施，特別是水電站發變組保護及10 kV 廠用電進線保護、10 kV廠用電饋線保護之間的時間配合，取得了良好效果，未再發生類似事件，達到了保障電力生產的穩定運行的目的。廠用電繼電保護具有良好的選擇性、可靠性，對保障電站安全穩定運行具有重要作用。

（責任編輯：劉征湛）