一起间歇接地造成机组停机故障浅析
时间：2022-10-20 06:32:50
摘 要：本文针对2008年8月15日某发电有限公司600MW#62发电机组一起事故停机，就相关的一些原因包括定值的整定和保护的缺陷做一个分析。希望能够抛砖引玉，通过采取有效措施避免类似问题的发生。
中图分类号：U665.11 文献标识码：A
一、事故经过和故障现象
2008.8.15 01：04，#62机事故跳闸，ETS首出原因为"发电机跳闸"。运行人员检查发现发变组保护"高厂变分支零序过流"动作，62机6kV2A段失电，#62机跳闸，#62炉MFT动作，6kV0B段电源由664开关切换至分段开关665开关供电。同时还发现接于公用段0B段的施工电源II路6099开关跳闸，该开关保护装置上显示"2008-08-15 01：04：57 高侧零序保护"，因6kV微机综合保护装置无GPS对时功能，此时间与发变组保护动作时间可能存在误差。系统图如下：
二、事故检查及分析
1电气检修人员得到通知后立即前往6.9m保护室查看发变组保护屏A 、B 、C柜，发现发变组保护装置柜上动作信号为"2008-08-15 01：04：56 304高厂变A分支零序过流t1" "2008-08-15 01：04：56 627高厂变A分支零序过流t2"；发电机出口202开关的操作箱上"出口跳闸I"及"出口跳闸II"灯亮；6kV2A快切装置"闭锁"，6kV2B段快切装置"动作"灯亮；故障录波器启动。再到6 kV配电室检查发现6kV2A、0A、0B段均报"PT接地及谐振"信号；根据保护动作原理可知，高厂变分支零序过流t1时限动作后，在跳开分支开关621的同时，应闭锁2A段的快切装置；高厂变分支零序零序过流t2时限动作后作用于全停，与现场发生的各种情况完全吻合。针对此种情况，为查找此次机组停运的原因，决定对相关的一、二次设备进行了一次全面的检查，具体检查项目及结果如下：
1）对6kV2A段母线、2A分支进线PT62116、6kV2A段母线PT、高厂变2A分支621开关至高厂变2A分支共箱母线（带CT）、662开关至664开关之间的共箱母线进行了耐压试验，所有试验数据均在合格范围内。
2）二次回路用500V摇表对高厂变A分支中性点两组CT及电缆进行测量：对地50 MΩ，相间60 MΩ，绝缘情况良好。不存在绝缘不好击穿，造成误启动的可能性。
3）从高厂变A分支两组零序CT按保护定值加入电流，A、B柜高厂变A分支零序过流t1、t2保护正确动作，排除由于保护装置故障的误动可能性。
4）为真正确定高厂变是否存在故障，将高厂变高低压三侧的连接拆除后，对高厂变三侧进行绝缘及直流耐压试验（高压侧按25000V，低压侧按10000V电压标准），试验绝缘合格，高压侧泄漏电流为16μA，低压侧泄漏电流为3μA。属合格范围。对高厂变A分支中性点电缆进行耐压试验也合格。另外油务班对高厂变进行油取取样进行色谱分析合项指标正常。
5）根据以上静态试验对高厂变A分支以所属二次回路检查后基本确认其无异常，对启备变及2A分支603、621开关的定值临时整定后，采取由启备变通过603开关先对6kV2A段母线充电，当充电正常后，通过621开关对高厂变A分支进行两次冲击试验成功。现场对高厂变进行监视，其变压器运行声音及温度完全正常。彻底判定了高厂变A分支正常，具备送电条件。
2在以上检查中，同时发现接于公用段0B段的施工电源II6099开关保护装置上显示"2008-08-15 01：04：57（因6kV微机综合保护装置无GPS对时功能，此时间与发变组保护动作时间存在误差） 高压侧零序保护"动作跳开此开关。立即对此保护装置的回路及定值进行检查确认，保护能正确动作并作用于开关跳闸，对6099开关的电缆进行绝缘检测仅有0.5ΜΩ，立即组织人员对电缆进行检查，在巡线过程中发现从公用段6099开关敷设至#3箱变的一根3×185的电缆在与10kV的3×50电缆的并接处被盗且电缆A相上有明显被刀片划伤造成电弧放电痕迹，开关零序保护动作属正确动作。6099开关电缆接地为此次事故发生的直接原因。
3我们根据事发当日对设备检查及保护动作情况分析：
1）6099开关的零序保护动作值为15A，0.5S，高厂变A分支零序过流t1保护动作值为36A，0.8S，高厂变A分支零序过流t2保护动作值为36A，1.1S，从高厂变保护装置的事件记录上得之动作时的零序电流已达至79A，可见以上三套保护的启动值可能均已达到，但以上三套保护的动作时限是按保护整定原则进行阶梯配置的，而6099及621开关为真空开关，其开关跳闸时间一般为40mS左右，0.3S的时限级差是足够保证开关可靠跳闸。
2）若我们假定6099及621开关已跳闸，但从故障录波波形上可见，此段0.3S内的零序电流仍然存在，正是此电流造成高厂变A分支零序过流t2动作后最后作用于全停。为什么在所有电源开关都跳开后还会存在零序电流？为找到其存在的真正原因时，再次对录波波形及DCS上所记录的开关历史数据进行了仔细的分析后发现，故障录波装置未接入621开关电流及跳位信号，而DCS上的跳位信号为秒级仅能作为动作参考，故障录波装置上的录波文件的启动方式是开关量启动，开关量为高厂变低压侧A分支零序电流保护，从记录的故障前的500ms的波形和采样数据中发现，高厂变高压侧电流基本上未变化，维持故障前的600A左右，设想若我们设定621开关在0.8S动作，那么高厂变在A分支电流（故障前约1100A，折算到高压侧300A左右）应减小约一半。同时从波形上还发现，在记录的高厂变分支A零序电流保护动作后约102mS后，发电机202开关跳位返回信号动作，由以上分析，肯定了621开关跳闸应该是在高厂变A分支零序过流t2时限。
4另一方面我们对6099电缆被损坏的程度发现，其A相电缆在被刀片割破时并没伤到芯线，仅仅是电缆绝缘层遭到破坏，产生的弧光造成了间歇式接地短路，在这一暂态过程中，间歇式弧光放电产生的强电磁干扰作用下（电流电压波形中有较大的谐波分量）对保护装置采样值有一定影响，即可能故障发生时保护装置实际采样值较小，还未达到6099开关保护动作值或动作后尚未达到动作时限使其跳闸，但此时却引起接入到公用段6kV0B及6kV2A段的母线A相接地，从这两段母线上安装的6kV的消谐装置上记录的故障发生时的数据发现，其母线开口零序电压已达到40V，同时17Hz、25Hz及150Hz均出现电压，说明6kV系统发生接地故障同时又伴随有谐振出现，造成三相电压严重不平衡（如下图所示）
这样就造成高厂变A分支的三相电流不平衡，由于大量的不平衡电流使得其中性点的零序电流急剧加大，再迭加上6099处接地产生的接地电流，最终使得高厂变A分支的中性点零充电流达到79A超过保护定值动作。621开关跳闸后，公用段6kV0B通过分段开关665由公用段6kV0A段供电，此时由于6099开关还未跳开，在合闸瞬间公用段6kV0B、0A段均再次发生了接地，同时在电源切换时的冲击电流，此时6099开关的A相电缆的接地使其零序电流保护动作跳闸切除故障。
三、存在问题及采取措施
1、目前存在的问题是621开关为什么在高厂变A分支零序过流t1时限未跳闸，却在A分支零序过流t2时限才跳闸，为进一步确认故障原因，和DGT801系列数字式发变组保护装置国电南自凌伊厂家人员技术人员取得联系，对现场故障录波器的录波数据进行深入分析后，进一步确认了当时的高厂变A分支零序电流由于电缆对地间断性放电，放电的零序电流波形是不连续的，其最大值有3.95A，有效值也在0.1～1.5A之间变化，
高厂变A分去零序电流保护T1、T2的电流起动定值是0.57A，延时0.8S，1.1S。该保护装置动作必须是cpuA、cpuB同时动作才能出口跳闸，由于现场发生的故障是间断性的，即产生的零序电流是不连续的，而保护相应的计算值出现离散性，结果就发生了CPUA的T1、T2时间动作时，CPUB的T1时间刚动作，造成保护装置满足CPUA与CPUBt1时限和t2时限同时动作的情况。一旦t2时限出口就跳开作用于全停造成了解列停机。
2、针对故障零序电流的间断、不连续性，我们认为保护厂家应该针对上述的现象改进保护装置，尽快升级以避免不必要的停机事故。
3、为避免今后6kV系统接地时会产生较大的不平衡电流，从保护时限上显而易见是不可能完全躲过的，因分支零流保护配置涉及到高厂变、启动变、脱硫变，为避免上述情况再次发生，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来保证设备的安全稳定运行。
按6kV系统单相接地后的灵敏度整定K0.sen=3Ik0.min/3I0.opmax/n ≥ 2 （启动变6kV侧中性点接地电阻：18.2 Ω）
3Ik0.min kV厂用出线最小单相接地电流=6300/1.732/18.2=199A，取 3I0.opmax=199/ 2 / 60= 100 / 60 = 1.70 A（二次）
经过灵敏度的效验，目前我们已将高厂变、启动变、脱硫变分支零序电流定值更换为100A（一次）来满足运行要求，。
结语
综上所述，本次事故是由电缆对地间歇性放电引起的6kV不接地系统接地故障，由于高厂变保护装置设计存在缺陷，造成保护越级跳闸引起机组全停，目前只能暂时采取放大零序电流定值的办法处理类似故障，但希望能在保护原理上有所突破，在保证较高灵敏度的情况下有选择性跳闸。由于本人理论水平有限，不妥之处望予指正。
参考文献
[1]范钦勇，唐颖杰.6kV系统接地并产生谐振故障分析及处理[J].科技传播2012（07）.
