一起机组异常甩负荷事故的分析与处理

（四川华电木里河水电开发有限公司，四川 西昌 615000）

0 引言

甩负荷是指发电机组突然卸掉部分或全部负荷的现象，甩负荷对发电机组的安全稳定运行影响很大。具体表现为：

（1）当机组高负荷运行时甩负荷，机组机端电压的升高会对机组的绝缘性能产生不利影响。

（2）甩负荷时，在短时间内机组转速迅速升高，强大的离心作用会使机组及厂房发生强烈振动，还可能会对机组转动部分及静止部分造成破坏。

（3）甩负荷时，调速器动作将导叶由运行开度关至空载开度，这会在蜗壳内产生正水锤，造成压力上升；另一方面，如果是事故停机，导叶全关，会在转轮室内产生真空，如果向转轮室补气不足，尾水水流会倒灌进转轮室产生负水锤[1-2]。

1 事故概况

上通坝电站装有3 台80 MW 立式机组，发电机机端电压13.8 kV。接线方式为：1F 机组采用发电机-变压器单元接线，2F 和3F 机组采用发电机-变压器扩大单元接线，然后经220 kV上卡线与卡基娃电站220 kV GIS 相连，再经由卡基娃电站500 kV 送出线路与电网相连。上通坝电站主接线如图1 所示。

2018 年5 月22 日，上通坝电站1F 和2F 机组热备用，3F 机组运行。9:00 开始与调度做AGC（自动发电控制）联调试验。10:00 左右，监盘人员发现水机廊道照明消失，随即中控室照明消失，紧接着3F 机组转速迅速升高，几秒后中控室照明恢复，有功功率突变导致单机AGC 退出，试验中止。当即检查事故记录，发现最早2 条报文为：开关站220 kV 母线保护B 屏运行异常、开关站220 kV 故障录波启动动作。在分析事故记录判断事故情况的过程中，3F 机组出口断路器跳闸。

2 事故原因分析

2.1 检查情况

事故记录显示3F 机组跳闸是因空冷器冷风温度过高所致，根据事故记录和保护动作情况，一方面组织人员对设备进行检查，另一方面联系卡基娃电站了解情况。现场检查设备没有发现明显异常。联系卡基娃电站得知，当时卡基娃电站1F 机组与大坝生态机组运行，10:15:57 卡基娃电站500 kV GISⅠ母保护动作，卡里线跳闸，卡基娃电站1 号、4 号主变跳闸；10:16:06 卡基娃电站生态机组跳闸。

2.2 事故原因分析

这次事故中有2 点异常：3F 机组在甩负荷后继续运行发电，但厂用电消失；厂用电消失仅几分钟空冷器冷风温度就达到事故停机值。

2.2.1 厂用电消失原因分析

电力系统在正常稳态运行点受到扰动后，如果负荷节点能够稳定在系统运行范围内，则系统电压稳定；如果故障发生后平衡点超出系统运行限制范围，则将发生电压崩溃。

图1 电站主接线

引起电压不稳定的扰动大致分为两类：由负荷连续增长引起的维持静态电压的系统能力的丧失；由发电机跳闸、输电线路短路等大扰动引起的电压不稳定现象[3-5]。从此次事故前后的情况来看，可以确定是卡基娃电站500 kV GIS 发生了短路或接地故障，卡里线跳闸造成上通坝电站3F 机组甩负荷。卡基娃电站事故所造成的扰动，破坏了无功平衡，使得系统的无功功率出现了较大缺额，由于是区外故障，所以上卡线线路保护并未动作跳开上通坝电站出线断路器。从图2—图5 中可以看出，3F 机组增加励磁电流后，3F 机组无功功率迅速升高，之后由于3F 机组甩负荷，转速迅速升高，与此同时励磁电流、电压维持不变。正常情况下，机组甩负荷后，机组转速上升，机组机端电压会瞬时升高，此时励磁调节器应该迅速动作减小励磁，以维持机端电压在原值或额定值。但实际情况是3F 机组转速迅速升高的同时，励磁电流、电压却维持不变。卡基娃电站500 kV GIS 发生故障后，虽然保护动作切除了故障，但造成上卡线、上通坝电站的无功功率出现较大缺额。为了维持上通坝电站3F 机组机端电压，3F 机组过励，增发无功。但3F 机组机端电压并没有升高，而是在继续下降。系统电压的高低与无功功率有关。从图2—图5 可以看出，3F 机组提供的无功已经达到极限，无力提供更多的无功以稳定电压，于是出现3F 机组在转速上升的同时，励磁维持不变的情况。

电压降低会对电站低压电气设备造成影响，具体表现为：

（1）400 V 进线断路器会因为失压保护动作而跳闸。

（2）交流接触器在额定电压80%时能保证可靠吸合，其释放电压为额定电压的20%～70%，当电压低于设备交流接触器可靠吸合电压时，设备控制回路交流接触器便会跳闸，导致设备停运。

（3）软启装置失压保护动作，导致电机停运[6-8]。根据事故记录10:15:58 3F 机组电压低于额定电压的85%，10:16:00 厂用电消失，10:16:06 3F 机组电压降至额定电压的10%。

10 kVⅡ母电压降低导致厂变低压侧电压降低，影响低压侧运行。低压侧电压随着10 kVⅡ母电压的降低而持续降低，直至降低到厂用400 V进线断路器因失压保护动作跳闸，致使厂用电消失。

图2 事故后机组及出线电压

图3 3F 机组转子电流与励磁电压

图4 3F 机组转速

2.2.2 3F 机组空冷器冷风温度过高原因分析

图5 3F 机组功率

发电机组运转时冷却水中断，一般都会出现因轴瓦温度过高而报警的情况。但这次事故中，直到3F 机组停机都没有出现各导轴承轴瓦温度过高的情况，3F 机组在厂用电消失2 min 左右空冷器冷风温度就达到报警值（45 ℃），在之后的1 min 内达到事故停机值（50 ℃）。

查询机组运行记录后发现电站各机组风洞内温度都存在偏高的情况，在气温较高或负荷较重时，曾多次出现空冷器热风温度达到报警值的情况。查阅相关资料后发现，风洞内温度高与机组空冷器冷却水管路未全开以及电站的技术供水系统有关。

该电站各机组空冷器冷却水管路阀门仅开了1/3，原因是当初机组调试时发现：机组空冷器冷却水管路全开时，机组空冷器冷却水流量、压力满足要求，但各导轴承的冷却水流量、压力不达标。经过调整将机组空冷器冷却水管路阀门仅开启1/3，机组空冷器以及各导轴承冷却水流量、压力达标。

技术供水方式可大致分为一次供水与循环供水2 种方式。一次供水方式适用于河水水质较好的电站，其直接从压力钢管、顶盖、尾水等处取水，结构简单，效率高。在水质较差的地区，尤其是在汛期，泥沙、树叶等杂物进入管道，会造成技术供水系统供水量减少，水压降低，严重影响机组冷却效果，这种情况下就适合采用循环供水方式，这种供水方式常见于灯泡贯流式机组和一些河道原水水质较差的立式机组[9]。

上通坝电站技术供水系统设有2 种取水方式，主用为循环供水方式，备用为顶盖取水方式，2 种方式通过电动三通阀进行切换。相较于一次供水，循环供水方式冷却水密闭循环，重复利用，不受河水水质影响，保证了空冷器不易结垢，方便运行维护[10-12]。由于河水与二次冷却水存在温度梯度，而且热交换效率不可能达到100%，所以循环供水方式相较于一次供水，冷却水水温略高[13-14]。上通坝电站所处位置，夏季河水最高月（6 月）平均水温在15 ℃左右。技术供水数据（8 月测量数据）如表1、表2 所示。

表1 技术供水数据（15:25 时测量值，河水温度13.1℃）

表2 技术供水数据（16:05 时测量值，河水温度13.8℃）

按照设计要求，循环冷却器应有足够冷却余量以保证机组冷却水温度低于25℃。夏季机组在正常出力范围内带高负荷时，各导轴承振摆均在正常范围内，但各导轴承温度均偏高。经计算证实，循环冷却器的散热面积不够，河水温度在14～15 ℃时无法达到设计要求，当河水温度在12～13 ℃时才能保证达到设计要求，可见循环冷却器冷却能力不足是导致机组运行温度偏高的根本原因。

顶盖取水方式不消耗额外的水能，通过止漏环间隙的水，水质已经相当清洁，不需要再进行过滤。顶盖取水方式的缺点就是在水头较低时，机组空载或低负荷运行，技术供水流量及水压较低，不一定能满足机组运行要求；在高水头情况下水压较高，压力变化较大[15]，而顶盖水压过高会增大主轴密封漏水量以及造成自然补气失败。所以顶盖取水方式需在测得流量和压力满足要求后才可投入使用。由于并未对顶盖取水方式进行过试验，不清楚水压及水量波动的具体情况，所以一直使用循环供水方式而没有使用顶盖取水方式。

机组空冷器冷却水管路未全开和循环冷却器冷却能力不足共同造成了风洞内温度偏高，加上这次事故中机组过励导致转子绕组温度升高，而冷却水中断使得不断增长的热量积聚于风洞内无法被带出，所以3F 机组空冷器冷风温度在短短几分钟内就上升至事故停机值，造成3F 机组因空冷器冷风温度过高而跳闸停机。

3 事故处理

先断开上卡线断路器以及2 号主变高压侧断路器。为了确定甩负荷后，3F 机组与2 号主变是否存在问题，先对3F 机组定子、转子部分以及2号主变进行检查，经检查一切正常；随后对3F机组以及2 号主变做零起升压试验，经试验检查一切正常；最后由3F 机组带厂用电，待卡基娃电站事故处理完毕后并网发电。

要解决机组运行温度偏高的问题，最直接的办法是采用备用的顶盖取水方式对机组进行冷却，但由于从未使用过此种方式，还需做顶盖取水试验，根据机组在各种情况下的运行数据来确定能否使用顶盖取水方式。若顶盖取水方式无法满足机组运行要求，只能使用循环供水方式，则需要等到枯水期检修时更换冷却容量符合要求的循环冷却器，或者在原有冷却器基础之上进行技术改造增设冷却器。目前只有通过打开风洞门的方式加强散热。

4 防范措施

此次事故中如果处置得当完全能够避免事故的发生，但由于人员能力不足，加之设备原因致使留给运行、维护人员处置的时间不足，导致了事故的发生。为防范卡基娃电站再次出现类似事故，上通坝电站做了两方面准备。一是人员方面，加强人员培训，针对这次事故编写事故预案，以供今后应对此类事故参考。二是设备方面，暂时通过打开风洞门的方式加强散热，降低机组运行温度。

5 结语

此次甩负荷事故是由于外部故障引起，最终因3F 机组空冷器冷风温度过高造成事故停机。通过此次上通坝电站3F 机组甩负荷事故中厂用电消失过程的回顾和3F 机组空冷器冷风温度过高原因的分析，给出相应处置方法和防范措施，可供其他电厂解决类似问题借鉴参考。