水電廠一起事故跳閘分析

（和田烏魯瓦提水力發(fā)電廠和田市848000）

水電廠一起事故跳閘分析

汪大慶

（和田烏魯瓦提水力發(fā)電廠和田市848000）

在水電廠運行的過程中對可靠性有著相當高的要求，但是難免會出現(xiàn)故障，特別是在改造后的不穩(wěn)定期更是容易出現(xiàn)很多問題。文章就水電廠改造后運行期間一起跳閘事故所暴露出的問題進行了分析研究。

事故分析處理

某電廠建于20世紀90年代，許多設備、設施都是根據(jù)當時的和田電網(wǎng)情況設計，經(jīng)過自動化改造后，運行管理人員可在監(jiān)控室進行監(jiān)視及進行少量的鍵盤和鼠標操作，減少了工作量，甚至可實現(xiàn)無人值班。但因設備改造后還處于不穩(wěn)定期，于2011年5月21日發(fā)生一起跳閘事故后暴露出了很多問題。

1 事故前設備運行情況

（1）設備運行情況：1#～4#發(fā)電機組自動并網(wǎng)運行，10kV廠區(qū)1線、10kV廠區(qū)2線分段運行，1CB廠變、2CB廠變分段運行，110kV1#主變、2#主變運行，110kV烏和線1929、110kV烏拉線1918、110 kV烏兵線1925運行，110kV分段斷路器1150在合閘位置。

（2）設備負荷情況：1#發(fā)電機組有功負荷：15600kW,無功負荷：2500kVar；2#發(fā)電機組有功負荷：15500kW，無功負荷：2500kVar；3#發(fā)電機組有功負荷：15800kW，無功負荷：3000kVar；4#發(fā)電機組有功負荷：15600kW，無功負荷：2300kVar；110kV烏和線1929有功負荷：25600kW,無功負荷：-200kVar；110kV烏拉線1918有功負荷：24000kW，無功負荷：-1100kVar;110kV烏兵線1925有功負荷：11800kW,無功負荷：5400kVar。

（3）系統(tǒng)電壓及頻率情況：10kVⅠ、Ⅱ段母線電壓為10.7kV，110kVⅠ、Ⅱ段母線電壓117kV，系統(tǒng)頻率為50.04Hz。

2 事故發(fā)生時設備情況

（1）事故跳閘發(fā)生時間：2011年5月21日17點54分。

（2）保護動作情況：1#～4#發(fā)電機組保護裝置復壓過流一段動作、1#～4#發(fā)電機組過速保護動作、1#～4#機組蝶閥關閉、緊急停機電磁閥及事故配壓閥動作、機組油壓裝置測控屏內(nèi)發(fā)故障信號、110kV1號主變及2號主變保護裝置發(fā)復合電壓保護動作信號、110kV烏和線1929保護裝置發(fā)縱聯(lián)保護動作（測距超出范圍）、110kV烏拉線1918接地距離一段保護出口動作（B相接地，18.67km，經(jīng)詢問調(diào)度110kV烏拉線1918--103號桿子B相絕緣子擊穿）、110kVII段母差動保護動作和復合電壓動作及交流斷線。

（3）斷路器跳閘情況：1#～4#機組出口斷路器01DL-04DL、110kV2號主變高壓側斷路器1102、110kV烏和線斷路器1929、110kV烏拉線斷路器1918、110kV分段斷路器1150跳閘，廠用電消失，樞紐區(qū)停電。

3 事故處理過程

（1）廠用電消失后，值長安排值班人員對1#～4#號機組停機加閘情況進行監(jiān)視，值長對所有保護信號進行查看并及時與值班廠領導進行了溝通。副廠長命令恢復1#機組帶廠用電，但由于風閘未解除和事故信號未復歸而沒有執(zhí)行。

（2）由系統(tǒng)帶廠用電處理過程，110kV烏和線1929線路帶電（對側沒有跳閘），副廠長命令系統(tǒng)帶廠用電。18∶07經(jīng)調(diào)度同意合上110kV烏和線斷路器1929。18∶08安排人員檢查1#機組，并開啟1號蝶閥。18∶09上位機操作110kV烏兵線斷路器1925分閘成功。18∶10上位機操作110kV分段斷路器1150合閘兩次，均未成功。上位機操作分10kV廠區(qū)1線斷路器1011成功。

（3）1#發(fā)電機恢復廠用電處理過程。由于110kV分段斷路器1150操作合閘不成功，值長向值班領導申請恢復1#發(fā)電機帶廠用電。①值長復歸1#發(fā)電機事故信號；②18∶17上位機操作1#發(fā)電機自動開機并網(wǎng)發(fā)電操作成功,帶廠用電Ⅰ段，對1#主變充電正常。

（4）廠領導命令用3#發(fā)電機零起升壓對2#主變進行充電。

①18∶29值長將3#、4#發(fā)電機組保護動作信號復歸后，安排人員檢查3#、4#發(fā)電機組，并開啟3、4號機蝶閥。②18∶51上位機操作3#發(fā)電機空轉操作成功。③18∶53上位機操作無壓合3#發(fā)電機組出口斷路器03DL（閘成功）。④18∶54時，3#發(fā)電機零起升壓給2B主變充電操作（操作成功，2B主變升壓正常）。⑤19∶20時，上位機操作3#發(fā)電機自動解列停機操作（成功）。

（5）其他處理。

22∶02～22∶19，接調(diào)度令，110kV，1918烏拉線由熱備用轉為檢修狀態(tài)操作，②22∶16應電力公司建議退出110kV母差保護,已申請調(diào)度；23∶18經(jīng)調(diào)度同意將母線保護柜內(nèi)以下保護壓板退出：①母線保護跳分斷路器1150；②母線保護跳烏拉線斷路器1918；③母線保護跳烏兵線斷路器1925；④母線保護跳1號主變高壓側斷路器1101；⑤母線保護跳烏和線斷路器1929；⑥母線保護跳2號主變高壓側斷路器1102。

4 事故跳閘原因分析

（1）直接原因：1918線路18.67km處發(fā)生B相接地使接地距離一段保護、零序一段保護、縱聯(lián)距離、縱聯(lián)零序出口，1918斷路器跳閘，引起線路甩負荷3萬kW。

（2）主要原因：開關樓2號主變高壓側電流互感器端子箱內(nèi)，到110kVII段母差保護屏的端子N相（BP-1D:57）松動。

（3）II段母差保護動作分析：1918線路發(fā)生B相接地故障時，B相電流增大，A、C兩相電流增大，故障點離電廠只有18.67km，故障電流非常大，該廠110kV母線也受到?jīng)_擊，正常情況下差動保護在外部短路時，能夠克服不平衡電流，差流處于正常值，但由于2#主變高壓側電流互感器端子箱內(nèi)N相（BP-1D:57）松動，B相所產(chǎn)生的大電流不能經(jīng)N相流回，而通過A、C相流回，因而引起A、C相電流參量發(fā)生變化，而此時其他支路中A、C相電流并未發(fā)生異常，這樣流經(jīng)差動保護的AC相電流就會增大，查保護動作時差流A相為2A以上、C相為4A以上，大于實際整定值2A，因電流異常僅為II段，從而引起110kV2段母差保護范圍內(nèi)動作，1150、1929、1102斷路器跳閘。

（4）1#～4#機組復合電壓過流一段保護動作分析：從動作數(shù)據(jù)分析可以看出4臺機組均為A相電流超過整定值，Uab電壓降到80V左右；該廠復合電壓過流保護均為帶記憶電流功能，當線路發(fā)生故障時，電流保護元件啟動、同時故障電流的強大沖擊使機端電壓下降，電流元件記憶自鎖，啟動計時器，本應在故障消失后恢復，但在計時后的3.1s內(nèi)，機組又發(fā)生過速停機跳滅磁開關機端電壓消失，因而復壓閉鎖過電流保護滿足動作條件而動作。

5 暴露的問題

5.1 設備方面

①上位機合1101、1102斷路器由于需要判別低壓側斷路器，合閘不方便。②110kV母線PT并列裝置在分段斷路器拉開后無法退出PT并列。③全廠失電、水機層事故照明不足。④調(diào)速器無法在線路和主變高壓側跳閘時控制機組頻率，導致過速。⑤調(diào)速器失靈+ 115%過速保護、不能真實反映調(diào)速器失靈，容易誤動。⑥故障錄波裝置部分斷路器位置信與實際相反，如斷開位置接合閘位置，且故障錄波裝置無GPS對時，時間無法與保護設備對應，給分析帶來較大困難，故障錄波裝置機組頻率錄波異常，故障時為50.03Hz。⑦載波機采用交流市電供電，可靠性不高。⑧主變高壓側CT回路保護級線圈和計量級接反，存在安全隱患。

5.2 人員方面

（1）運行人員對自動化改造的設備系統(tǒng)不熟，對設備操作和微機并網(wǎng)流程不熟悉，導致處理事故反應比較慢。

（2）運行人員對110kV斷路器現(xiàn)地手動合閘條件和合閘方法掌握的不夠。

（3）當調(diào)度通訊中斷時，運行人員沒有掌握如何恢復與調(diào)度通訊的相關知識。

（4）事故處理中，運行人員存在嚴重違反調(diào)度規(guī)程，不經(jīng)過調(diào)度，擅自操作。

（5）在處理問題時，凸顯出在雙休日進行事故處理時人員不足。且人員的心理素質(zhì)差，存在嚴重的忙、亂、慌等問題。

（6）運行人員在發(fā)生事故后，調(diào)度人員要求提供數(shù)據(jù)和參數(shù)時，打印機不能正常工作。

5.3 管理方面

（1）設備管理工作不足，設備在運行中端子松動，但在日常的檢查中卻沒有發(fā)現(xiàn)。

（2）事故應急管理薄弱。運行人員缺乏必要的有針對性的事故預想和事故演練，導致自動化改造完成后，發(fā)生全廠停電事故時，運行人員在面對問題時顯得無所適從，只有等候領導的命令，值長在處理問題時缺乏主見。

（3）新設備的技術培訓工作不足。對于一些新設備的相關技術，掌握的人比較少，因此發(fā)生事故時，當參加過培訓的技術人員不在現(xiàn)場，事故處理工作相當被動。

（4）信息溝通不暢，缺乏全廠性的事故信息和事故處理能力共享，經(jīng)過多次事件表明，在運行中即使多次發(fā)生同類型的問題，僅僅只有當事人員能夠了解情況，而沒有參與的人員則無法從前次的事件處理中學習到相關的處理問題知識和技能。

（5）事故應急處理程序不清，指揮混亂。設備改造后，原有全廠黑啟動預案存在與現(xiàn)有的設備運行方式不同之處，沒有及時進行整改，同時在本次事件及前幾次事件中，在處理事故時都或多或少存在缺乏統(tǒng)一的協(xié)調(diào)指揮，處理問題時思路不明、程序不清。

6 防范及整改

（1）加強現(xiàn)地手動操作的培訓力度，并進行模擬演練，提高突發(fā)事件處理能力。

（2）設備整改：

①退出110kVPT并列裝置，分段斷路器斷開后不能退出PT并列裝置的原因查找。②應對本次事故1150分段、1號主變高壓側1101斷路器上位機合閘判斷條件由原來4臺斷路器，改為判別發(fā)電機組斷路器，并要求以后若對主變充電應在保護屏上操作，通過電腦鑰匙輸入程序后，進行操作。③水機層事故照明存在接地現(xiàn)象，應進行檢查，并恢復水機層事故照明電源。④接入調(diào)速器的斷路器接點目前已經(jīng)由原單一的發(fā)電機斷路器接點，改為串入主變高壓側斷路器接點，以提高調(diào)速器在主變高壓側斷路器跳閘時的接負荷能力，即便如此，還需要進一步聯(lián)系調(diào)速器廠家，對線路側發(fā)生跳閘情況下的調(diào)速器調(diào)節(jié)規(guī)律參數(shù)進行調(diào)整，提高跳閘調(diào)速器處理甩負荷的能力。⑤載波機采用交直流供電。⑥故障錄波裝置需聯(lián)系廠家進行處理，外部斷路器接點不對應問題應進行處理。⑦2號主變高壓側CT回路保護級線圈和計量線圈已經(jīng)進行糾正，還需對1#主變高壓側CT進行整改。⑧退出調(diào)速器失靈+115%過速保護。

（3）本次全廠停電后，發(fā)現(xiàn)水機層沒有事故照明，另外，運行人員使用的手電筒也多數(shù)充不上電或已塤壞，給運行人員的操作帶來很大的不便。需更換運行人員的手電筒，保證事故處理中有充足的照明。

（4）對于自動化流程在事故操作時不能順利執(zhí)行，需要查明原因，針對性解決。

（5）加強事故應急處理程序的學習教育。通過學習教育，使每一個人員能夠明確事故處理的原則、程序、方法，例如在發(fā)生全廠設備停電時，到底是該先處理問題還是先匯報？要匯報又應該如何匯報？什么樣的事故應該匯報到哪一級？等等諸如此類的問題都要通過對事故應急處理程序的學習教育才能得以解決。

（6）中控室考慮裝設1臺傳真機，確保在周末當發(fā)生類似問題時可以與調(diào)度傳送相關文件。

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2017-03-10）

汪大慶（1975-），男，甘肅武威人，大學本科，工程師，研究方向：水利發(fā)電。