某熱電聯(lián)產(chǎn)電廠雙機(jī)組跳閘事故分析及解決措施

宋 正,余文彥,楊 林

(河南師范大學(xué),河南 新鄉(xiāng) 453007)

0 引言

熱電聯(lián)產(chǎn)電廠機(jī)組既生產(chǎn)電能,又可利用汽輪發(fā)電機(jī)作過功的蒸汽對用戶供熱,具備同時生產(chǎn)電能、熱能的工藝過程,較分別生產(chǎn)電能、熱能方式節(jié)約燃料。以熱電聯(lián)產(chǎn)方式運行的火電廠稱為熱電廠,該機(jī)組稱為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組,該類型機(jī)組在北方得到普遍應(yīng)用,冬季時效率達(dá)到最高值。

電力系統(tǒng)運行中經(jīng)常發(fā)生較大的干擾或事故,因此國內(nèi)外針對電廠機(jī)組跳閘的研究從未停止。文獻(xiàn)[1-4]評估了災(zāi)害天氣的線路安全風(fēng)險、極端情況下電網(wǎng)遭受外部破壞的風(fēng)險,提出了相關(guān)建議;文獻(xiàn)[5]研究了受雷擊后發(fā)電機(jī)復(fù)合電壓過流保護(hù)越級跳閘的具體原因;文獻(xiàn)[6]分析了發(fā)電機(jī)組跳閘對電網(wǎng)頻率和潮流的影響;文獻(xiàn)[7-9]指出了斷路器分合閘繞組燒損故障原因,并提出了相應(yīng)改進(jìn)措施;文獻(xiàn)[10-11]研究了交流串入直流系統(tǒng)時,造成直流短路,設(shè)備跳閘、燒毀;文獻(xiàn)[12]論述了主蒸汽壓力設(shè)定值突增使汽輪機(jī)調(diào)節(jié)門關(guān)閉導(dǎo)致機(jī)組跳閘;文獻(xiàn)[13]分析了水-氫-氫冷卻方式的發(fā)電機(jī)線棒損壞及轉(zhuǎn)子振動突變引起機(jī)組跳閘;文獻(xiàn)[14-20]分析了導(dǎo)致發(fā)變組跳閘聯(lián)跳汽輪發(fā)電機(jī)組等多種勵磁系統(tǒng)、失磁保護(hù)動作跳閘事故的原因;文獻(xiàn)[21-22]通過上海電網(wǎng)并網(wǎng)發(fā)電機(jī)組20年間發(fā)生的機(jī)組跳閘事故,歸類分析并總結(jié)規(guī)律,提出了一些建議,采取相應(yīng)措施極大提高了機(jī)組運行可靠性。

為保證熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組可靠運行,本文針對某熱電聯(lián)產(chǎn)電廠雙機(jī)組跳閘事故,對其跳閘原因進(jìn)行分析并提出解決措施,避免類似事故在電網(wǎng)中重復(fù)發(fā)生。

1 事故概況

津門電廠2×135 MW供電供熱機(jī)組通過雙回110 kV線路接入220 kV沙河變110 kV電網(wǎng),Ⅰ河津線導(dǎo)線規(guī)格LGJQ-300,長為8.6 km,Ⅱ河津線導(dǎo)線規(guī)格LGJQ-300,長為8.5 km,導(dǎo)線排列方式均為三角布置,津門電廠110 kV雙母并列運行,配置微機(jī)型母差保護(hù),正常投入。3號、4號主變壓器隨3號、4號發(fā)電機(jī)組運行,1臺主變壓器中性點接地。110 kV聯(lián)絡(luò)線路Ⅰ、Ⅱ河津線配置光纖縱差保護(hù),相間、接地距離保護(hù)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段,零序保護(hù)Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段,檢無壓、檢同期重合閘。事故前,3號發(fā)電機(jī)有功功率為109 MW,無功功率為56.7 Mvar,功率因數(shù)為0.89;4號發(fā)電機(jī)有功功率為121 MW,無功功率為65.6 Mvar,功率因數(shù)為0.88。系統(tǒng)事故前運行方式如圖1所示。

圖1 系統(tǒng)事故前運行方式

2022年10月27日20：42：49,220 kV沙河變Ⅱ河津1斷路器差動保護(hù)動作跳閘,重合閘未動作,2 s后,Ⅰ河津1斷路器零序電流Ⅱ段保護(hù)動作跳閘,20：43：03,Ⅰ河津1斷路器重合,重合不成功,110 kVⅠ、Ⅱ河津1相繼跳閘,津門電廠與系統(tǒng)解列并失去廠用電。21：32,Ⅰ河津線試送成功,津門電廠逐步恢復(fù)廠用電,檢查3號機(jī)設(shè)備均正常。次日04：06,津門電廠3號機(jī)并網(wǎng)成功,4號機(jī)鍋爐發(fā)生干鍋事故,3日后恢復(fù)正常。

a.電網(wǎng)側(cè)

20：42：49.786,Ⅱ河津1保護(hù)啟動,18 ms差動動作,事故相別AN,2496 ms差動動作,事故相別ABC,14.06 s差動動作,事故相別ABC,事故測距為7.01 km。

20：42：49.983,Ⅰ河津1保護(hù)啟動,1624 ms零序Ⅱ段動作,13.98 s重合閘動作,事故測距為7.10 km,1608 ms零序Ⅱ段動作,事故測距為7.10 km。

b.電廠側(cè)

20：42：25.284,Ⅱ河津2保護(hù)啟動,20 ms差動動作,事故相別AN,1024 ms距離Ⅱ段動作,事故相別AN,1312 ms零序Ⅱ段動作,事故相別AN,2496 ms差動動作,事故相別ABC,2512 ms距離加速動作,事故相別ABC,2592 ms零序加速動作,事故相別ABC,14.06 s差動動作,事故相別ABC,14.08 s距離加速動作,事故相別ABC,14.15 s零序加速動作,事故相別ABC,事故測距為7.20 km。

Ⅰ河津2保護(hù)無啟動,事故后11.3 s,4號發(fā)變組保護(hù)啟動,53 ms,4號發(fā)變組保護(hù)A柜、B柜“熱工保護(hù)”動作,事故后11.4 s,3號發(fā)變組保護(hù)啟動,54 ms,3號發(fā)變組保護(hù)A柜、B柜“熱工保護(hù)”動作。

2 原因分析

2.1 現(xiàn)場檢查及試驗分析

事故發(fā)生后,對電廠一、二次設(shè)備開展外觀檢查和試驗分析。

a.一次設(shè)備檢查

Ⅱ河津2斷路器為LW36-126/T3150-40 AIS型,2004年5月生產(chǎn),2004年12月投入運行,已接近設(shè)備30年安全運行年限。Ⅱ河津2外觀檢查無異常,有輕微焦煳味道,拆掉Ⅱ河津2機(jī)構(gòu)箱邊門進(jìn)行檢查,發(fā)現(xiàn)斷路器柜內(nèi)跳閘繞組燒損,如圖2所示。

圖2 Ⅱ河津2跳閘繞組燒損情況

b.二次設(shè)備傳動試驗

津門電廠更換Ⅱ河津2斷路器分閘繞組并對機(jī)構(gòu)潤滑后,遠(yuǎn)方及就地分、合斷路器試驗正常,遠(yuǎn)傳信號正常。開展Ⅱ河津2斷路器特性試驗,重點檢查合閘同期、合閘電阻、分合閘時間、分合閘繞組動作電壓、模擬事故實際傳動出口跳閘等,均正確。

2.2 沙河變側(cè)事故錄波分析

a.Ⅱ河津1錄波分析

20：42：49.786,Ⅱ河津線A相故障,Ⅱ河津線差動保護(hù)啟動,Ⅱ河津1保護(hù)A相出現(xiàn)事故電流,事故電壓波動不明顯(A相電壓由57.8 V降至55.7 V)為高阻接地,差動動作跳閘,沙河變Ⅱ河津1跳閘錄波如圖3所示,跳閘后事故電流消失。2.496 s,津門電廠發(fā)變機(jī)組強(qiáng)勵磁,如圖4所示,導(dǎo)致事故電弧重燃,Ⅱ河津2電流升高,Ⅱ河津1差動保護(hù)第2次動作,保護(hù)動作接點變位如圖5所示。

圖3 沙河變Ⅱ河津1跳閘錄波

圖4 津門電廠發(fā)變機(jī)組強(qiáng)勵磁

圖5 沙河變Ⅱ河津1差動保護(hù)第2次動作

13.98 s,Ⅰ河津1斷路器重合事故點處,Ⅱ河津線絕緣再次擊穿,Ⅱ河津2重新有電流,14.06 s,Ⅱ河津1差動保護(hù)第3次動作,如圖6

圖6 沙河變Ⅱ河津1差動保護(hù)第3次動作

所示。

b.Ⅰ河津1錄波分析

第1次事故后1.624 s,因為Ⅱ河津2斷路器動作出口,跳閘繞組燒壞,斷路器未斷開,事故未從系統(tǒng)中完全切除,且津110合位,系統(tǒng)向事故點流入電流,Ⅰ河津1零序2段動作(Ⅱ段范圍內(nèi)、時限達(dá)到、正方向事故),跳Ⅰ河津1斷路器三相,如圖7所示,三相跳開后,Ⅰ河津1事故電流消失。

圖7 沙河變Ⅰ河津1跳閘錄波

Ⅰ河津1零序2段動作后,津門電廠孤網(wǎng)運行,頻率超速,電壓降低,發(fā)電機(jī)強(qiáng)勵磁,電壓升高,不滿足重合閘檢無壓及檢同期的要求,約11.3 s,津門電廠3號、4號發(fā)電機(jī)熱工保護(hù)和斷水保護(hù)動作出口跳3號、4號發(fā)電機(jī),電廠機(jī)組均甩掉后,檢無壓條件滿足,Ⅰ河津1重合閘(投檢無壓和檢同期),延時2.5 s重合閘動作,重合在事故點,Ⅰ河津1零序2段經(jīng)1.6 s延時再次跳閘,如圖8所示。

圖8 沙河變Ⅰ河津1重合閘動作

Ⅰ河津1斷路器重合在事故點,此時事故點絕緣部分恢復(fù),經(jīng)50 ms后重新?lián)舸?故零序保護(hù)未加速動作,1.6 s延時后零序Ⅱ段動作出口,如圖9所示。

圖9 沙河變Ⅰ河津1零序保護(hù)動作

2.3 津門電廠側(cè)事故錄波分析

10月27日20：42,Ⅱ河津2斷路器保護(hù)啟動,線路A相電流增大,零序電流隨之增大,幅值一致,11 ms,保護(hù)裝置三跳開出,111 ms,跳閘位置反饋至保護(hù)柜。系統(tǒng)側(cè)Ⅱ河津1斷路器跳閘,本側(cè)Ⅱ河津2斷路器因分閘繞組燒毀導(dǎo)致斷路器未分閘,引起對側(cè)Ⅰ河津1后備保護(hù)動作,如圖10所示。事故1.6 s,Ⅰ河津1斷路器零序Ⅱ段動作跳閘,如圖11所示,本側(cè)Ⅰ河津2斷路器因事故在區(qū)外屬于反方向,沒有動作出口跳閘。

圖10 津門電廠Ⅱ河津2保護(hù)錄波

圖11 津門電廠Ⅰ河津2保護(hù)錄波

事故后2469 ms,線路再次出現(xiàn)A相電流增大,零序電流再次隨之增大,幅值一致,保護(hù)裝置再次三跳開出,斷路器仍處于合閘狀態(tài)。此時,Ⅰ、Ⅱ河津線均因電源側(cè)斷路器跳閘引起2臺機(jī)組孤網(wǎng)運行,且因Ⅱ河津2斷路器沒有分閘,導(dǎo)致一直向事故點提供事故電流,2臺機(jī)組因維持不住機(jī)端電壓、頻率,導(dǎo)致2臺機(jī)組震蕩后引起全停,持續(xù)時間11 s。

事故后11.3 s,4號機(jī)組發(fā)變組保護(hù)首出“熱工保護(hù)動作跳機(jī)”(汽輪機(jī)主蒸汽門關(guān)閉信號觸發(fā)),53 ms,4號機(jī)組停機(jī),4號汽輪機(jī)危急遮斷系統(tǒng)(emergency trip system,ETS)首出“發(fā)電機(jī)故障跳機(jī)”。因機(jī)組轉(zhuǎn)速下降至2385 r/min,主機(jī)調(diào)速油壓下降,高壓油泵聯(lián)啟后油壓無明顯提高(因電壓低),安全油壓低至0.65 MPa左右,造成汽輪機(jī)主蒸汽門關(guān)閉,ETS發(fā)信號至發(fā)變組保護(hù)跳主斷路器。

事故后11.4 s,3號機(jī)組發(fā)變組保護(hù)首出“熱工保護(hù)動作跳機(jī)”(汽輪機(jī)主蒸汽門關(guān)閉信號觸發(fā)),54 ms,3號機(jī)組停機(jī)。因機(jī)組轉(zhuǎn)速下降至2369 r/min,主機(jī)調(diào)速油壓、潤滑油壓下降,高壓油泵聯(lián)啟后油壓無明顯提高(因電壓低),安全油壓低至0.63 MPa左右,造成汽輪機(jī)主蒸汽門關(guān)閉,ETS發(fā)信號至發(fā)變組主斷路器跳閘,同時“潤滑油壓低跳機(jī)”壓力開關(guān)動作,主斷路器跳閘,3號機(jī)ETS同時出“潤滑油壓低保護(hù)動作跳機(jī)”。

Ⅰ河津1斷路器在事故發(fā)生后13.98 s重合閘成功,14.03 s,Ⅱ河津線路再次出現(xiàn)A相電流增大,零序電流再次隨之增大,幅值一致,14.06 s,Ⅱ河津2保護(hù)裝置再次三跳開出,但由于Ⅱ河津2斷路器未分閘,繼續(xù)向事故點提供事故電流,Ⅰ河津2于當(dāng)前時刻1.6 s后再次跳閘,15.58 s,事故電流消失,電廠與系統(tǒng)解列。

經(jīng)過巡線檢查,在Ⅱ河津線路下方發(fā)現(xiàn)有一輛大型自卸翻斗車在施工,其自卸翻斗豎起搭接至Ⅱ河津線路上,導(dǎo)致線路A相接地,事故點形成并長期存在。在Ⅱ河津2保護(hù)動作后,由于斷路器跳閘繞組燒毀引起斷路器沒有分閘到位,引起Ⅰ河津線及3號、4號機(jī)組均通過Ⅱ河津2斷路器向事故點提供事故電流,在2臺機(jī)組全停及Ⅰ河津重合后再次跳閘后,手動斷開Ⅱ河津2斷路器,事故點被徹底隔離。

發(fā)電機(jī)組及斷路器動作時序如圖12所示。

圖12 系統(tǒng)發(fā)電機(jī)組及斷路器動作時序

2.4 綜合原因分析

20：42：49.786,Ⅱ河津線發(fā)生A相高阻接地事故,Ⅱ河津線兩側(cè)線路差動保護(hù)動作,Ⅱ河津1斷路器出口跳閘,Ⅱ河津2斷路器保護(hù)動作出口跳閘繞組勵磁,斷路器因機(jī)構(gòu)卡澀,分閘不到位,由于此時輔助觸點發(fā)生變位,斷路器合閘回路常閉觸點閉合,造成跳位繼電器動作,保護(hù)柜發(fā)出斷路器跳閘位置變位信號,斷路器常開觸點沒有打開,造成斷路器跳閘繞組長時間帶電而燒毀,斷路器拒動,不能斷開事故電流點,事故未能從系統(tǒng)中切除。

Ⅱ河津線與Ⅰ河津線并列運行,津門變側(cè)津110斷路器合位,Ⅱ河津1斷路器跳開后,沙河變側(cè)電源仍通過Ⅰ河津線持續(xù)提供事故電流,1.624 s,Ⅰ河津1零序Ⅱ段動作跳閘出口,Ⅰ河津1斷路器跳開,沙河變側(cè)大電源系統(tǒng)與事故點及津門發(fā)電系統(tǒng)第1次隔離,Ⅰ河津線事故電流消失,Ⅱ河津線事故點處絕緣逐漸恢復(fù)。

此時津門電廠孤網(wǎng)運行,頻率超速,電壓降低,但津門電廠側(cè)及Ⅰ河津線仍有電壓,不滿足Ⅰ河津1重合閘檢無壓及檢同期條件,故Ⅰ河津1重合閘不啟動。2.48 s,津門電廠發(fā)變機(jī)組強(qiáng)勵磁啟動,2.49 s,事故點處絕緣擊穿,Ⅱ河津線差動保護(hù)第2次動作,Ⅱ河津2距離、零序保護(hù)Ⅱ段加速動作,Ⅱ河津2加速動作并不代表斷路器有跳開重合后再動作的過程,這是因為Ⅰ河津1斷路器跳開后,Ⅱ河津線事故點處絕緣逐漸恢復(fù),Ⅱ河津2事故電流消失,保護(hù)以為斷路器分閘,Ⅰ河津1斷路器重合時,造成Ⅱ河津2斷路器突然再次有電流,故開放加速保護(hù)動作。3號、4號機(jī)組孤網(wǎng)運行,因維持不住機(jī)端電壓及頻率,11.3～11.4 s,津門電廠3號、4號發(fā)電機(jī)熱工保護(hù)和斷水保護(hù)相繼出口動作,跳3號、4號發(fā)變機(jī)組,津門電廠2臺熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組全停,與系統(tǒng)解列。

事故后13.98 s,津門電廠失電壓,Ⅰ河津線路無電壓。沙河變側(cè)Ⅰ河津1保護(hù)重合閘檢無壓條件滿足,啟動重合閘,延時2.5 s重合閘,因Ⅱ河津2斷路器未分閘,重合在事故點,重合不成功。此時事故點絕緣部分恢復(fù),50 ms重新?lián)舸?故零序保護(hù)加速未動作,系統(tǒng)繼續(xù)向事故點提供電流,Ⅱ河津線差動保護(hù)第3次動作,1.6 s,Ⅰ河津1零序Ⅱ段動作再次跳閘,沙河變側(cè)與事故點及津門發(fā)電系統(tǒng)徹底隔離。

綜合分析本次事故可知：①Ⅰ河津、Ⅱ河津線兩側(cè)繼電保護(hù)裝置動作均正確,符合預(yù)設(shè)邏輯;②Ⅰ、Ⅱ河津1保護(hù)動作正確;③電廠側(cè)Ⅰ河津2反方向事故不動作,動作正確;④Ⅱ河津2保護(hù)動作正確,但斷路器拒動,最終不正確。

3 解決措施

a.加強(qiáng)電廠并網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)線路巡視檢查,重點關(guān)注施工工地現(xiàn)場,發(fā)現(xiàn)大型機(jī)械車進(jìn)行特別提醒,保證聯(lián)網(wǎng)線路安全可靠運行,特殊天氣加強(qiáng)110 kV升壓站一次設(shè)備巡視頻次,及時發(fā)現(xiàn)并解決問題,一次設(shè)備存在重大安全隱患及時進(jìn)行治理。

b.加強(qiáng)一次設(shè)備運行檢修維護(hù),開展變電一次設(shè)備導(dǎo)電電阻、機(jī)械動作特性、分合閘繞組電阻及合閘同期、分合閘時間、最低動作電壓、絕緣電阻、SF6氣體檢測等相關(guān)工作,對斷路器機(jī)構(gòu)清灰并潤滑,模擬各類事故進(jìn)行斷路器傳動,確保各項試驗數(shù)據(jù)合格。

c.加強(qiáng)涉網(wǎng)一次設(shè)備狀態(tài)評價,根據(jù)設(shè)備運行年限進(jìn)行動態(tài)評價,一次設(shè)備存在重大安全隱患及時進(jìn)行技術(shù)改造,保持一次設(shè)備狀態(tài)運行良好。加強(qiáng)一次設(shè)備維護(hù)檢查,對重要的運行年限超長的老化一次設(shè)備主、輔件進(jìn)行更換,避免斷路器發(fā)生卡澀,對不滿足斷路器特性要求的,結(jié)合停電計劃進(jìn)行維護(hù)更換,提高一次設(shè)備可靠性。

d.GB 50660—2011《大中型火力發(fā)電廠設(shè)計規(guī)范》規(guī)定200 MW級以上機(jī)組應(yīng)設(shè)置應(yīng)急保安電源,但該廠建廠較早,設(shè)計時未予考慮,后期未進(jìn)行整改,僅有直流蓄電池電源作為機(jī)組安全停機(jī)使用。為保證機(jī)組安全,為電網(wǎng)提供穩(wěn)定可靠電源支撐,完善改造保安電源,制定應(yīng)急保安電源改造計劃,必要時增設(shè)2臺柴油發(fā)電機(jī)組或從其他電廠及變電站接入1路保安電源,提高發(fā)電機(jī)組輔機(jī)保障應(yīng)急能力,避免發(fā)生鍋爐干鍋事故。

4 結(jié)語

基于以上多源數(shù)據(jù)分析,針對兩側(cè)保護(hù)及事故錄波波形,提出了解決措施,電廠采購了相應(yīng)設(shè)備,結(jié)合電網(wǎng)運行方式,申報停電計劃,更換一次高壓斷路器,進(jìn)行保安電源改造,提升了發(fā)電機(jī)輔機(jī)冗余度,杜絕了類似事故發(fā)生,滿足了熱電聯(lián)產(chǎn)電廠機(jī)組并入電網(wǎng)的安全運行要求,有效提高了熱電聯(lián)產(chǎn)電廠機(jī)組的穩(wěn)定性和可靠性。