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一起廠總變保護動作導(dǎo)致機組跳閘事故的分析

文檔作者：何良飛文檔來源：中電國際蕪湖發(fā)電有限責(zé)任公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2021年06月30日
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S 電力安全技術(shù) 第15卷(2013年第7期)
一起廠總變保護動作導(dǎo)致機組跳閘
事故的分析
何良飛
(中電國際蕪湖發(fā)電有限責(zé)任公司，安徽蕪湖241009)
某廠2臺600MW 機組采用單元制配置。三
大主機均為引進國外技術(shù)生產(chǎn)的設(shè)備，鍋爐為引進
美國燃燒公司專利生產(chǎn)的亞臨界控制循環(huán)汽包爐，
汽輪機為采用美國西屋公司技術(shù)的亞臨界一次中間
再熱、單軸、四缸四排汽、八級非調(diào)整抽汽、反動式、
凝汽式汽輪機，發(fā)電機利用水氫氫冷卻方式和無刷
勵磁。DCS采用的是Invensys的I／A Series 50
智能自動化系列產(chǎn)品。廠總變由日本日立公司制造，
為戶外強迫油循環(huán)風(fēng)冷(FOA)無載調(diào)壓變壓器。
1 事故經(jīng)過
事故發(fā)生前，1號機組帶負荷420 MW，廠用
電按正常接線方式運行，lA和1B廠總變分別
帶10．5 kV 1A1、3．15 kV lA2和l0．5 kV lB1、
3．15 kV 1B2母線運行。10．5 kv 1B1母線上公用變
12B1高壓側(cè)電源開關(guān)12B1H帶公用變12B1運行。
當(dāng)日21：40，l號機組光字牌發(fā)“公用段
12Al／l2B1母線異常或接地報警”，DCS畫面上
“12B1低電壓、接地”報警。運行人員就地確認為
1 B9廠變高壓側(cè)接地，匯報值長后執(zhí)行操作票，準
備將1B9廠變轉(zhuǎn)冷備用。22：43，準備拉開1B9廠
變高壓側(cè)開關(guān)1B9H時，1號發(fā)電機跳閘， 汽機聯(lián)
跳，MFT動作正常。跳閘后各聯(lián)鎖動作正常，廠
總變保護裝置上lB廠總變復(fù)壓過流／負序過流、
高壓側(cè)負序過流保護動作燈亮。就地檢查1B9廠
變高壓側(cè)開關(guān)1B9H跳閘。
2 原因查找及處理
停機后對1B9廠變高壓側(cè)電纜進行檢查。拆
除變壓器側(cè)高壓電纜接頭，測量A，B，C三相絕
一 一
緣分別是0．03 MQ，0，0，確認1B9廠變高壓側(cè)
電纜接地短路。按照1B9廠變電纜的敷設(shè)路徑進
行查找，在1003號高壓電纜井內(nèi)發(fā)現(xiàn)3根電纜在
井口處有被擊穿放電痕跡，并且電纜外皮已燒焦。
檢查1B9H就地綜保，顯示電流速斷、延
時速斷及負序電流保護啟動，電流速斷保護瞬時
出口動作跳閘，動作相為B，c相，動作電流為
13．3kA。
檢查公用變12B1高壓側(cè)電源開關(guān)12B1H就
地綜保，顯示負序電流、過流保護、零序保護啟動，
因延時未到保護返回，未動作跳閘。記錄故障持續(xù)
時間為72 KIS，電流最大相為C相(4 143 A)。
檢查lB廠總變T60-I、T60 I!保護裝置，高
壓側(cè)負序過流保護出口動作跳閘，動作時負序電流
732．4A，對應(yīng)B，C相電流最大2．1 kA。
現(xiàn)場檢查發(fā)變組、廠總變無異常，1B9H開
關(guān)、12BlH開關(guān)、lB廠總變保護二次回路正常，
1B9H、12B1H開關(guān)綜保定值與定值單相符，lB
廠總變高壓側(cè)負序過流保護定值與定值單相符，但
由于邏輯組態(tài)中高壓側(cè)負序電流計時器模塊位置錯
誤，造成實際lB廠總變高壓側(cè)負序過流保護啟動
后無延時動作跳閘。后按定值單要求修改邏輯組
態(tài)，經(jīng)確認無誤后，1號機組于23：47沖轉(zhuǎn)，次日
00：31并網(wǎng)。
3 原因分析
3．1 總變負序過流保護延時模塊位置錯誤
如圖1所示，因廠總變3．15 kV側(cè)繞組短路電
壓比較高，從而阻抗比較大，當(dāng)1B2段出現(xiàn)不對
稱故障時，lB廠總變高壓側(cè)過流定值與10 kV側(cè)
配合后對3．15 kV側(cè)已無靈敏度。故為提高對廠總
第l5卷(2013年第7期) 電力安全技術(shù)
變低壓側(cè)不對稱故障的靈敏度，增設(shè)了高壓側(cè)負序
過流保護。根據(jù)后備保護延時配置原則，廠總變高
壓側(cè)負序過流保護應(yīng)經(jīng)延時后啟動全停出口，以保
證保護動作的選擇性。
至
圖1 接線方式及后備延時配置
當(dāng)日21：40，1B9廠變高壓側(cè)電纜A相接地，
因公用段12Bl為小電流接地系統(tǒng)，不會產(chǎn)生大的
故障電流，單相接地允許運行時間不超過2 h。但B，
C相對地電壓升至線電壓，最終導(dǎo)致電纜絕緣破壞，
B，C相短路接地。短路瞬間3．15 kV故障電流達
l3．3 kA，超過IB9廠變高壓開關(guān)1B9H保護速斷
保護定值，1B9H跳閘。同時，廠總變高壓側(cè)負序
電流達732．4 A，超過1B廠總變高壓側(cè)負序過流
保護定值，該保護啟動后無延時即動作跳閘，導(dǎo)致
全停出口LOCKOUT繼電器動作，造成1號機組
跳閘。
后經(jīng)分析確認，邏輯組態(tài)中負序電流計時器模
塊位置錯誤，造成lB廠總變高壓側(cè)負序過流保護
無延時即動作跳閘。如果該保護延時按定值單配置，
S
則在廠變1B9高壓側(cè)開關(guān)1B9H跳閘后故障點被
隔離，其他保護不會動作出口。
3．2 技改工作程序不規(guī)范，定值校驗方法不嚴謹
在1號機組最后一次大修時，對電氣二次設(shè)備
進行了改造。工作人員按邏輯圖和定值單要求，配
合廠家技術(shù)人員對所涉及的裝置進行了組態(tài)，從試
驗報告中也查到了相關(guān)的試驗數(shù)據(jù)。但在跳機事故
后檢查該邏輯組態(tài)界面，發(fā)現(xiàn)1B廠總變高壓側(cè)負
序過流保護未經(jīng)計時器模塊延時。分析認為在該保
護裝置校驗時，因校驗方式需要，廠家對該邏輯組
態(tài)進行了調(diào)整，但在校驗完成后計時器模塊恢復(fù)時
位置放錯，復(fù)核時也未能發(fā)現(xiàn)。這反映出風(fēng)險分析
不到位、保護定值校驗工作方法不嚴謹，后期檢查、
核對邏輯組態(tài)時也未能發(fā)現(xiàn)錯誤。工作程序的不規(guī)
范，導(dǎo)致了本次負序過流保護動作。
由上述分析可知，1B9廠變電纜接地、短路是
造成1號機跳閘的誘因，lB廠總變負序過流保護
延時模塊位置錯誤是導(dǎo)致本次跳機的直接原因。
4 防范措施
(i)按定值單要求恢復(fù)lB廠總變高壓側(cè)負序
過流1．9 S延時組態(tài)。
(2)查找1B9廠變高壓側(cè)電纜接地點并進行絕
緣處理。
(3)及時安排1B9廠變高壓側(cè)電纜后續(xù)更換，
同時加強對電纜井的維護與管理工作，定期進行電
纜預(yù)試。
(4)舉一反三，對全廠繼電保護和安全自動裝
置的定值及邏輯組態(tài)進行一次普查。
(5)在繼電保護裝置檢驗時，切實做好工作前
的危險點分析與預(yù)控工作，嚴格執(zhí)行繼電保護檢驗
工作管理流程，工作結(jié)束前再進行定值、邏輯核對，
并做好相關(guān)記錄。
(6)加強技能培訓(xùn)，使繼電保護人員熟練掌握
發(fā)變組保護等裝置的內(nèi)部邏輯組態(tài)。
(7)完善繼電保護軟件管理規(guī)定，編制繼電保
護定值核對操作卡，規(guī)范工作程序。
(8)加強對繼電保護和絕緣的技術(shù)監(jiān)督管理工
作，并通過常態(tài)化的監(jiān)督，及早發(fā)現(xiàn)設(shè)備隱患，及
時采取有效措施加以解決，以保證機組和電網(wǎng)的安
全運行。 (收稿日期：2013—03一o9)
一 一

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