电厂西热线、丽热线跳闸事件分析报告

作者:安全管理网 来源:安全管理网 点击:  评论: 更新日期:2017年07月15日

1、事发前运行方式
        (1)110kV Ⅴ母挂:1288、1289、1103、1104、1111、1105、1106。#6主变中性点接地,#3/4/5/6/11机切机压板在投入位,#5/6机备用,其他正常满负荷运行。
        (2)110kV Ⅵ母挂:1107、1108、1142、#01高压厂变。#01高压厂变中性点接地,#7/8机切机压板在投入位,#7/8机备用,由山热线带#01高压厂变。
        (3)110kV Ⅶ母挂:1101、1102、1109、1110、1161、1162、1179、#03高压厂变。#03高压厂变中性点接地,#9机备用,1179合闸向对侧充电,#1/2机切机压板在投入位。
        (4)母联开关1057、1067均处于热备用状态。
        (5)#01高压厂变带6.6kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线供电,#03高压厂变带6.6kV Ⅳ、V段母线供电,#02高压厂变挂在#6主变低压侧11.5kV母线上,#02高压厂变作为全厂6.6kV厂用电的备用电源,#5低压厂变挂在11.5kV母线上。
        2、事件经过
        (1)6月22日8:44时,风雨交加且滂沱大雨,西热线、丽热线突然跳闸,西热线对侧重合成功,丽热线对侧未重合,电厂侧二线路均未重合。从故障报告打印可看出:两条线路同时启动,丽热线跳闸50ms后西热线也跳闸,西热线为零序过流Ⅰ段保护动作,故障测距为2.6km,丽热线为纵联距离、零序过流Ⅰ段、纵联零序方向和距离Ⅰ段保护动作,故障测距3.0km。
        (2)8:42:42:073,#4机OPC 保护动作全停,电气保护柜上有过电压、灭磁开关联跳、主汽门关闭保护动作报警。自动主汽门、调门、补汽调门均已关闭,HP/LP旁路保护快开,抽汽逆止门保护关闭,真空正常,厂用电正常,#3炉正常。
        (3)8:42:42:647,#11机OPC 保护动作全停,后机械超速保护动作,最高转速达3296rpm。电气保护柜上有灭磁联跳、主汽门关闭保护动作报警。自动主汽门、调门、补汽调门均已关闭,HP/LP旁路保护快开,抽汽逆止门保护关闭,真空正常,厂用电正常,#10炉水位正常,#10机维持正常运行。
        (4)8:45:48:483,#3机MarkV发“发电机出口断路器跳闸”报警,查事故记录属:发电机高周保护动作解列灭磁,另外发过电压保护报警,机组维持空载满速,厂用电正常,各辅机运行正常。
        (5)8:45:40,#5机Mark-Ⅵ发“母线电压低不能自动同期”报警,MCC电源45M5联锁45M7正常,各辅机运行正常。
        (6)8:46:10,#6机控制室失去照明,事故照明投入,同时88QA、88QB停运,MK-V发“辅机马达过载”、“MCC低电压”、“火灾保护系统故障”、“母线电压低不能自同期”报警,8:51:40时“辅机马达过载”复归,88QA、88QB投入运行。
        (7)8:45时,#7机MarkV发“MCC低电压”、“火灾保护系统故障”、“发电机励磁间温度高”、“氢气控制盘低电压”报警,除88VG外,其它辅机运行正常。
        (8)8:45时,三控发“11.5KV侧电压回路断线”报警,6.6kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、V段快切装置闭锁,重油五线跳闸。
        (9)8:50时左右,电气、热控检修人员相继赶到现场,进行相关检查及处理,电气派人巡线,检查丽热线是否有永久性故障存在。
        (10)8:51时,断开#5厂变低压侧开关4051,合上380V五段和七段之间的母联开关45AB,380V五段恢复送电,#6/7机厂用电恢复正常。
        (11)8:53时,接调度令,同期合上西热线1288开关,110kV V段母线充电正常。8:58时#11机重新并网。8:59时#3机重新并网。#4机在110kV V母恢复充电后出现DCS通讯故障,不能正常操作,热控分部对#4机DCS系统进行相应检查处理(临时将#4机DCS子环与中心环连接接口模件NIS11拔出)后,DCS恢复正常工作。9:33时#4机重新并网。至此电厂所有受影响机组全部恢复正常运行。
        (12)10:40时,电气巡线检查未发现异常,当值值长将巡线情况汇报调度,10:47时调度令电厂向丽热线1289充电正常,后调度合上对侧1289开关。整个故障历时1小时3分钟,影响发电10万千瓦时。
        (说明:上述时间均是各设备自己的时间)
        3、原因分析
        (1)通过电气检修人员的巡线检查,未发现永久性故障点,但在距电厂3.0km处(也就是在#10、#11塔之间)左右,西热线A相与丽热线B相因线路由水平方向改为垂直方向,且档距过大(249m),两相间距离较近(理论计算约2.5米),在风雨交加时,导致A、B两相导线不同步摆动,造成两相间隙过小而放电短路是此次故障的直接原因。电厂侧之所以未重合,是因为电厂侧重合闸需检同期,而当两条线路同时跳闸时,110kV V母上机组突然甩负荷后,电压、频率过高,1秒钟时间内不满足同期合闸条件(超过1秒钟时间仍不满足同期条件就闭锁重合闸),故电厂侧未启动重合闸。
        (2)110kV V段母线失电,挂V母的#6主变低压侧11.5kV母线所带的#5低压厂变失电,由于#5、#7低压厂变之间的联锁做在DCS上,由开关状态不对应来启动联锁,380V 9L05失压是由11.5KV母线失电,而不是4051开关跳闸引起,故不能启动45AB联锁。
        (3)#11机从主汽门严密性试验及主汽门、低压补汽门关闭时间测定数据均正常来看,OPC保护动作后,引起机械超速保护动作可能是故障时刻主汽门、调门动作不好或者是OPC保护定值整定相对较高造成的。
        (4)当天下午就请来了北京贝利专家对#4机DCS通讯故障现象进行分析,确定晚上停机后检查处理方案,停机后贝利专家与热控检修人员一起检查处理:更换了中心环柜上与#4机DCS系统通讯卡的插槽MMU、接口模件NIS11、NTCL接线端子板,检查接地电阻、供电电源均正常,检查发现NIS11接口模件电路板上两个与环路相关的三级管(Q2/Q3)被击穿,元件损坏的具体原因目前尚不清楚,但不排除DCS环路电缆敷设不合理(高、低压电缆混合铺设),在西热线恢复送电的瞬间,产生大的感应电压导致通讯系统元件损坏。不过曾经在04年10月份机组正常运行中也出现过#4机DCS通讯系统故障的现象,且故障现象和元件均相同(NSI11卡件上Q2/Q3三极管)。现已将更换下的元件寄回北京贝利公司进行研究、试验,作进一步的分析。
        (5)重油MCC电源分别来自6.6kV Ⅲ段和6.6kV V段,110kV V段失电,不会影响到6.6kV工作电源,但不排除电压波动引起重油五线的跳闸,因电压瞬间波动引起重油五线跳闸不止一次。
        4、暴露问题
        (1)110kV V段母线失电,挂V母的#6主变低压侧11.5kV母线所带的#5低压厂变随之失电后,造成380V 9L05段母线失电。
        (2)#11机OPC超速保护动作后,机械超速保护也动作(3193/3125rpm),飞升转速仍达3296rpm。
        (3)#3/4机在线路恢复送电后,DCS出现通讯故障不能正常操作的情况。
        (4)重油五线跳闸。
        5、防范措施
        (1)运行各值针对此次故障和现阶段雷雨季节举行反事故演习。
        (2)增加#5厂变与#7厂变之间的失压联锁功能。
        (3)检修尽快完成抽汽逆止门关闭时间的测量,同时与#4机逆止门关闭时间进行分析比较,尽快拿出解决方案,并做好相应措施避免再次发生转速飞升现象。
        (4)完善中心环机柜的接地方式(统一成Ⅱ型接地方式),完善环路端子板的跳线(均按同轴电缆设置),用录波仪检测#4机DCS的#2PCU到中心环通讯电缆的干扰情况(未发现异常)。#4机DCS在故障发生后出现通讯故障不一定与此次故障有关,但热控要与北京贝利公司保持密切联系,尽可能找到问题所在,彻底解决。
        (5)检修尽快查出重油五线跳闸的原因,并做好措施防止类似情况发生。
       

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