水电厂一起事故跳闸分析

（和田乌鲁瓦提水力发电厂和田市848000）

水电厂一起事故跳闸分析

汪大庆

（和田乌鲁瓦提水力发电厂和田市848000）

在水电厂运行的过程中对可靠性有着相当高的要求，但是难免会出现故障，特别是在改造后的不稳定期更是容易出现很多问题。文章就水电厂改造后运行期间一起跳闸事故所暴露出的问题进行了分析研究。

事故分析处理

某电厂建于20世纪90年代，许多设备、设施都是根据当时的和田电网情况设计，经过自动化改造后，运行管理人员可在监控室进行监视及进行少量的键盘和鼠标操作，减少了工作量，甚至可实现无人值班。但因设备改造后还处于不稳定期，于2011年5月21日发生一起跳闸事故后暴露出了很多问题。

1 事故前设备运行情况

（1）设备运行情况：1#～4#发电机组自动并网运行，10kV厂区1线、10kV厂区2线分段运行，1CB厂变、2CB厂变分段运行，110kV1#主变、2#主变运行，110kV乌和线1929、110kV乌拉线1918、110 kV乌兵线1925运行，110kV分段断路器1150在合闸位置。

（2）设备负荷情况：1#发电机组有功负荷：15600kW,无功负荷：2500kVar；2#发电机组有功负荷：15500kW，无功负荷：2500kVar；3#发电机组有功负荷：15800kW，无功负荷：3000kVar；4#发电机组有功负荷：15600kW，无功负荷：2300kVar；110kV乌和线1929有功负荷：25600kW,无功负荷：-200kVar；110kV乌拉线1918有功负荷：24000kW，无功负荷：-1100kVar;110kV乌兵线1925有功负荷：11800kW,无功负荷：5400kVar。

（3）系统电压及频率情况：10kVⅠ、Ⅱ段母线电压为10.7kV，110kVⅠ、Ⅱ段母线电压117kV，系统频率为50.04Hz。

2 事故发生时设备情况

（1）事故跳闸发生时间：2011年5月21日17点54分。

（2）保护动作情况：1#～4#发电机组保护装置复压过流一段动作、1#～4#发电机组过速保护动作、1#～4#机组蝶阀关闭、紧急停机电磁阀及事故配压阀动作、机组油压装置测控屏内发故障信号、110kV1号主变及2号主变保护装置发复合电压保护动作信号、110kV乌和线1929保护装置发纵联保护动作（测距超出范围）、110kV乌拉线1918接地距离一段保护出口动作（B相接地，18.67km，经询问调度110kV乌拉线1918--103号杆子B相绝缘子击穿）、110kVII段母差动保护动作和复合电压动作及交流断线。

（3）断路器跳闸情况：1#～4#机组出口断路器01DL-04DL、110kV2号主变高压侧断路器1102、110kV乌和线断路器1929、110kV乌拉线断路器1918、110kV分段断路器1150跳闸，厂用电消失，枢纽区停电。

3 事故处理过程

（1）厂用电消失后，值长安排值班人员对1#～4#号机组停机加闸情况进行监视，值长对所有保护信号进行查看并及时与值班厂领导进行了沟通。副厂长命令恢复1#机组带厂用电，但由于风闸未解除和事故信号未复归而没有执行。

（2）由系统带厂用电处理过程，110kV乌和线1929线路带电（对侧没有跳闸），副厂长命令系统带厂用电。18∶07经调度同意合上110kV乌和线断路器1929。18∶08安排人员检查1#机组，并开启1号蝶阀。18∶09上位机操作110kV乌兵线断路器1925分闸成功。18∶10上位机操作110kV分段断路器1150合闸两次，均未成功。上位机操作分10kV厂区1线断路器1011成功。

（3）1#发电机恢复厂用电处理过程。由于110kV分段断路器1150操作合闸不成功，值长向值班领导申请恢复1#发电机带厂用电。①值长复归1#发电机事故信号；②18∶17上位机操作1#发电机自动开机并网发电操作成功,带厂用电Ⅰ段，对1#主变充电正常。

（4）厂领导命令用3#发电机零起升压对2#主变进行充电。

①18∶29值长将3#、4#发电机组保护动作信号复归后，安排人员检查3#、4#发电机组，并开启3、4号机蝶阀。②18∶51上位机操作3#发电机空转操作成功。③18∶53上位机操作无压合3#发电机组出口断路器03DL（闸成功）。④18∶54时，3#发电机零起升压给2B主变充电操作（操作成功，2B主变升压正常）。⑤19∶20时，上位机操作3#发电机自动解列停机操作（成功）。

（5）其他处理。

22∶02～22∶19，接调度令，110kV，1918乌拉线由热备用转为检修状态操作，②22∶16应电力公司建议退出110kV母差保护,已申请调度；23∶18经调度同意将母线保护柜内以下保护压板退出：①母线保护跳分断路器1150；②母线保护跳乌拉线断路器1918；③母线保护跳乌兵线断路器1925；④母线保护跳1号主变高压侧断路器1101；⑤母线保护跳乌和线断路器1929；⑥母线保护跳2号主变高压侧断路器1102。

4 事故跳闸原因分析

（1）直接原因：1918线路18.67km处发生B相接地使接地距离一段保护、零序一段保护、纵联距离、纵联零序出口，1918断路器跳闸，引起线路甩负荷3万kW。

（2）主要原因：开关楼2号主变高压侧电流互感器端子箱内，到110kVII段母差保护屏的端子N相（BP-1D:57）松动。

（3）II段母差保护动作分析：1918线路发生B相接地故障时，B相电流增大，A、C两相电流增大，故障点离电厂只有18.67km，故障电流非常大，该厂110kV母线也受到冲击，正常情况下差动保护在外部短路时，能够克服不平衡电流，差流处于正常值，但由于2#主变高压侧电流互感器端子箱内N相（BP-1D:57）松动，B相所产生的大电流不能经N相流回，而通过A、C相流回，因而引起A、C相电流参量发生变化，而此时其他支路中A、C相电流并未发生异常，这样流经差动保护的AC相电流就会增大，查保护动作时差流A相为2A以上、C相为4A以上，大于实际整定值2A，因电流异常仅为II段，从而引起110kV2段母差保护范围内动作，1150、1929、1102断路器跳闸。

（4）1#～4#机组复合电压过流一段保护动作分析：从动作数据分析可以看出4台机组均为A相电流超过整定值，Uab电压降到80V左右；该厂复合电压过流保护均为带记忆电流功能，当线路发生故障时，电流保护元件启动、同时故障电流的强大冲击使机端电压下降，电流元件记忆自锁，启动计时器，本应在故障消失后恢复，但在计时后的3.1s内，机组又发生过速停机跳灭磁开关机端电压消失，因而复压闭锁过电流保护满足动作条件而动作。

5 暴露的问题

5.1 设备方面

①上位机合1101、1102断路器由于需要判别低压侧断路器，合闸不方便。②110kV母线PT并列装置在分段断路器拉开后无法退出PT并列。③全厂失电、水机层事故照明不足。④调速器无法在线路和主变高压侧跳闸时控制机组频率，导致过速。⑤调速器失灵+ 115%过速保护、不能真实反映调速器失灵，容易误动。⑥故障录波装置部分断路器位置信与实际相反，如断开位置接合闸位置，且故障录波装置无GPS对时，时间无法与保护设备对应，给分析带来较大困难，故障录波装置机组频率录波异常，故障时为50.03Hz。⑦载波机采用交流市电供电，可靠性不高。⑧主变高压侧CT回路保护级线圈和计量级接反，存在安全隐患。

5.2 人员方面

（1）运行人员对自动化改造的设备系统不熟，对设备操作和微机并网流程不熟悉，导致处理事故反应比较慢。

（2）运行人员对110kV断路器现地手动合闸条件和合闸方法掌握的不够。

（3）当调度通讯中断时，运行人员没有掌握如何恢复与调度通讯的相关知识。

（4）事故处理中，运行人员存在严重违反调度规程，不经过调度，擅自操作。

（5）在处理问题时，凸显出在双休日进行事故处理时人员不足。且人员的心理素质差，存在严重的忙、乱、慌等问题。

（6）运行人员在发生事故后，调度人员要求提供数据和参数时，打印机不能正常工作。

5.3 管理方面

（1）设备管理工作不足，设备在运行中端子松动，但在日常的检查中却没有发现。

（2）事故应急管理薄弱。运行人员缺乏必要的有针对性的事故预想和事故演练，导致自动化改造完成后，发生全厂停电事故时，运行人员在面对问题时显得无所适从，只有等候领导的命令，值长在处理问题时缺乏主见。

（3）新设备的技术培训工作不足。对于一些新设备的相关技术，掌握的人比较少，因此发生事故时，当参加过培训的技术人员不在现场，事故处理工作相当被动。

（4）信息沟通不畅，缺乏全厂性的事故信息和事故处理能力共享，经过多次事件表明，在运行中即使多次发生同类型的问题，仅仅只有当事人员能够了解情况，而没有参与的人员则无法从前次的事件处理中学习到相关的处理问题知识和技能。

（5）事故应急处理程序不清，指挥混乱。设备改造后，原有全厂黑启动预案存在与现有的设备运行方式不同之处，没有及时进行整改，同时在本次事件及前几次事件中，在处理事故时都或多或少存在缺乏统一的协调指挥，处理问题时思路不明、程序不清。

6 防范及整改

（1）加强现地手动操作的培训力度，并进行模拟演练，提高突发事件处理能力。

（2）设备整改：

①退出110kVPT并列装置，分段断路器断开后不能退出PT并列装置的原因查找。②应对本次事故1150分段、1号主变高压侧1101断路器上位机合闸判断条件由原来4台断路器，改为判别发电机组断路器，并要求以后若对主变充电应在保护屏上操作，通过电脑钥匙输入程序后，进行操作。③水机层事故照明存在接地现象，应进行检查，并恢复水机层事故照明电源。④接入调速器的断路器接点目前已经由原单一的发电机断路器接点，改为串入主变高压侧断路器接点，以提高调速器在主变高压侧断路器跳闸时的接负荷能力，即便如此，还需要进一步联系调速器厂家，对线路侧发生跳闸情况下的调速器调节规律参数进行调整，提高跳闸调速器处理甩负荷的能力。⑤载波机采用交直流供电。⑥故障录波装置需联系厂家进行处理，外部断路器接点不对应问题应进行处理。⑦2号主变高压侧CT回路保护级线圈和计量线圈已经进行纠正，还需对1#主变高压侧CT进行整改。⑧退出调速器失灵+115%过速保护。

（3）本次全厂停电后，发现水机层没有事故照明，另外，运行人员使用的手电筒也多数充不上电或已埙坏，给运行人员的操作带来很大的不便。需更换运行人员的手电筒，保证事故处理中有充足的照明。

（4）对于自动化流程在事故操作时不能顺利执行，需要查明原因，针对性解决。

（5）加强事故应急处理程序的学习教育。通过学习教育，使每一个人员能够明确事故处理的原则、程序、方法，例如在发生全厂设备停电时，到底是该先处理问题还是先汇报？要汇报又应该如何汇报？什么样的事故应该汇报到哪一级？等等诸如此类的问题都要通过对事故应急处理程序的学习教育才能得以解决。

（6）中控室考虑装设1台传真机，确保在周末当发生类似问题时可以与调度传送相关文件。

[1]姜树德.“故障导向安全”设计原则及其在水电厂的应用[J].水电与抽水蓄能,2016,（01）:9-12.

[2]丰强,丰芳,余群,李忠.水电厂变压器发生故障的原因及解决措施[J].中国高新技术企业,2016,（28）:115-116.

[3]邱继忠,孟继盛.水电厂继电保护隐藏故障诊断方法研究[J].中国新技术新产品,2013,（01）:135.

[4]李易.水电厂继电保护的故障诊断研究[J].科技与创新, 2015,（05）:85，88.

2017-03-10）

汪大庆（1975-），男，甘肃武威人，大学本科，工程师，研究方向：水利发电。