500kV双回线路掉闸七台机组全部停运

1、500kv双回线路掉闸，七台机组全部停运 2013年7月20日，某发电厂因天气原因500kv双回线掉闸，七台运行机组相继停运，损失负荷1560mw。 【事故经过】 1、事故前运行工况 220 kv系统运行方式：220kv四、五母线并列运行，旁路2246开关及220kv六母线备用；220kv沙岛双回线为黄金岛侧开关合入，电厂侧开关断开空充备用；220kv沙闫双回线为电厂侧开关合入，阎家屯侧开关断开空充备用；1号机组通过220kv 2201开关并列于四母线运行；5-2联变2250开关合入；2200甲、2200已、2200丙、2200丁启备变正常运行；2200戊、2200己脱硫变正常运行。 500

2、kv系统运行方式：500kv 5052、5053开关及万沙线检修，其它开关正常运行；沙南一线（5021、5022开关）、沙南二线（5041、5042开关）正常运行，500kv沙南一线负荷642mw, 500kv沙南二线负荷691mw,全厂总出力1560mw；5-2联变正常方式运行；电网稳控装置投入3、4、6、7、8号机组切机压板。 附图 全厂电气系统 机组运行工况：2号机组检修，其他机组正常运行，运行机组厂用电为本机组高厂变带，全厂公用系统供电方式为正常方式。机组负荷：1号机组负荷246mw；3号机组负荷241mw；4号机组负荷150mw；5号机组负荷239mw；6号机组负荷221mw；7号机

3、组负荷230mw；8号机组负荷220mw。 2、事故经过 （1）沙南二线：7月20日16：30分，变电站ncs报警：“沙南二线p544保护柜总跳闸，沙南二线mcd保护柜总跳闸，5042 rcs921a重合闸动作，沙南二线电抗器保护i零序过流，沙南二线电抗器保护ii零序过流,沙南二线电抗器保护i小电抗过流，5041、5042断路器分闸动作”， 5041、5042开关事故掉闸，ncs上开关绿闪。 保护动作情况： p544保护柜纵联差动跳b动作,rcs902a跳b灯亮。mcd保护柜纵联差动跳b动作，rcs902a跳b灯亮，ef接地灯亮。5041失灵屏rcs-921跳a、b、c灯亮。5042失灵屏rc

4、s-921跳a、b、c灯亮，重合闸灯亮。重合闸动作不成功，跳a、b、c三相。 （2）沙南一线：7月20日16:36分，变电站ncs报警：“沙南一线p544保护柜总跳闸，沙南一线mcd保护柜总跳闸，5021、5022断路器分闸动作”。 5021、5022开关事故掉闸，ncs上开关绿闪。 保护动作情况： p544保护柜纵联差动跳b相，跳c相，三跳灯亮。rcs902a跳a、b、c灯亮。mcd保护柜纵联差动跳b、c灯亮，ef接地灯亮。rcs902a跳a、b、c灯亮。5021失灵屏rcs-921 跳a、b、c灯亮。5022失灵屏rcs-921 跳a、b、c灯亮。 （3）电网稳定控制装置主机a、b套：跳闸

5、出口灯亮。 （4）网控开关： 16:30:21 500kv 沙南二线开关5042、5041跳闸； 16:36:55 沙南一线开关5021、5022跳闸； 16:36:56 4号机出口开关5031、5032跳闸； 16:36:56 7、8号机组出口开关5062、5061、5063跳闸； 16:36:56 3号机出口开关5023跳闸； 16:36:56 6号机出口开关5051跳闸； 16:36:58 5号机出口开关5043跳闸； 16:37:54 1号机出口开关2201跳闸。 （5）一单元： 16:36 1号机组负荷由250mw突降至145mw，并在150mw-30mw之间大幅摆动，发电机频率、转

6、速大幅摆动，汽包水位低iii值，mft保护动作锅炉灭火。16:37 机组掉闸，厂用电失去，所有辅机掉闸，柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护b柜过激磁反时限t2保护动作灯亮。 （6）二单元： 16:36 3号机组掉闸，发电机解列、汽机掉闸，锅炉mft动作，厂用电切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护c柜高周失步保护动作灯亮。 16:36 4号机组掉闸，发电机解列，汽机掉闸，锅炉mft动作，厂用电切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护c柜高周失步保护动作灯亮。 （7）三单元： 16:36 5号机组跳闸，发电机解列、汽机掉闸，锅炉mft动作，厂用电

7、切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护b柜程跳逆功率动作灯亮。 16:36 6号机组跳闸，发电机解列、汽机掉闸，锅炉mft动作，厂用电切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护c柜高周失步保护动作灯亮。 （8）四单元： 16:36 7号机组跳闸，发电机解列、汽机掉闸，锅炉mft动作，厂用电切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护c柜高周失步保护动作灯亮。 16:36 8号机组跳闸，发电机解列、汽机掉闸，锅炉mft动，厂用电切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护c柜高周失步保护动作灯亮。 （9）辅控： 16

8、:37 辅控设备失电，程控上位机上所有设备停运。 【原因分析】 事故当时输电线路故障点附近天气较为恶劣，为雷雨、暴风、冰雹天气，线路故障点附近直径25厘米左右杨树连根拔起，成片玉米倒伏，并有冰雹，天气情况相当恶劣。事故过后的沙南二线跳闸查线结果为：39号塔b相导线小号侧2米处3号子导线、铁塔左侧曲臂k点上方1米处主台及斜铁有放电痕迹。沙南一线跳闸查线结果为：34号塔b相导线大号侧2米处3号子导线、铁塔左侧及右侧曲臂上方1米处塔台、c相导线大号侧1.5米处2号、3号子导线有放电痕迹。电网公司判断为：沙南一线、二线故障原因均为风偏所致。 1、沙南二线掉闸分析 （1）保护装置动作分析：由于天气原因，

9、2013年7 月20日16:30:21，沙南二线发生 b相接地，沙南二线线路纵联差动保护（p544）装置，发出跳b令，保护装置动作正确；沙南二线线路纵联差动保护（mcd）装置，发出跳b令，保护装置动作正确；后备保护（902a两套）装置保护动作，发出跳b令，保护装置动作正确。 （2）线路重合闸分析： 张南侧先重合于故障线路（b相永久接地），沙南二线纵联差动保护（mcd、p544）装置判断为永久故障，发跳a、b、c三相令，保护动作正确。 电厂侧16:30:34:858 5042开关b相重合成功，16:30:34:790沙南二线纵联差动保护（mcd）跳a、c相，沙南二线纵联差动保护（p544）发跳b

10、相，16:30:37:358 电抗器零序过流动作，跳5042开关b相。 电抗器零序过流动作，跳5042开关b相原因分析：在沙南二线张南侧重合于故障，对端保护动作跳开开关后，b相接地故障消失，此时电厂侧5042开关b相重合闸命令发出，b相合闸成功。具体原因分析：b相开关先收到合闸信号，开关合闸；沙南二线纵联差动保护（mcd及p544）动作跳a、b、c相，接收到跳闸令，因开关b相机构正在进行储能，保护动作后b相无法跳开，最终由电抗器零序保护动作跳开。 2、沙南一线掉闸分析 保护装置动作分析：由于天气原因，2013年7 月20日16:36:55沙南一线发生b相接地。 沙南一线线路纵联差动保护（p54

11、4）装置，发出跳b令，保护装置动作正确；沙南一线线路纵联差动保护（mcd）装置，发出跳b令，保护装置动作正确。后备保护（902a两套）装置保护动作，发出跳b令，保护装置动作正确。 沙南一线线路发生转换性故障（b相接地转为c相接地）。沙南一线纵联差动保护（mcd）装置判断为转换性故障，发跳a、c相令，保护动作正确。纵联差动保护（p544）装置判断为转换性故障，发跳a、b、c相令，保护动作正确。后备保护（902a两套）装置判断为转换性故障，发跳a、b、c相令，保护装置动作正确。 3、电网稳控装置分析 沙南双回线全部跳闸，跳闸前机组总出力1560mw，满足装置动作条件（n-2,400mw）,电网稳控

12、装置动作。由于2号机停备，运行方式保留1、5号机，稳控装置主机发出了切4、7、8、3、6号机指令。各单元从机在执行主机切机命令时会实时检测各台机组是否运行来判定需切机组，判定机组运行的条件是发电机实时功率大于75mw，由于沙南双线已跳闸，各机组送出通道电流瞬间变的很小，从机判定机组全部为停运，所以从机未发切机指令，故3、4、6、7、8号机组由高周保护动作切除。 4、4、7、8、3、6号机组掉闸分析 由于沙南双回线跳闸，本厂频率最高52.8hz。高周及失步切机保护动作，机组跳闸的顺序依次为4、7、8、3、6号机。4、7、8号机组高周失步定值52 hz；3、6号机组高周失步定值52.25 hz。

13、5、5号机组掉闸分析 （1）高周及失步切机未投（运行方式要求），机组掉闸。经检查为发变组保护b柜程跳逆功率动作。程跳逆功率动作逻辑为汽轮机主汽门关闭与发电机逆功率两个条件同时满足，保护正确动作。 （2）在1、5号机组单独带全厂厂用电的情况下，由于deh不具备孤网运行的调节条件，机组转速最高升至3180转，机组超速至103%后opc动作，机组抗燃油压波动较大，造成3个保安油压力开关动作，停机电磁阀zs2带电动作，主汽门、调速汽门全关，在发电机逆功率后，程序跳闸逆功率动作，机组掉闸，联动锅炉mft。 6、1号机组掉闸分析 （1）高周及失步切机未投（运行方式要求），机组频率降至41.7hz，机组掉闸

14、。经检查为发变组b柜过激磁反时限t2保护动作跳闸（定值1.2倍60s，1.25倍30s，1.3倍5s），保护正确动作。 （2）在1号机组单独带全厂厂用电的情况下，机组负荷由250mw突降至145mw，并在150mw-30mw之间大幅摆动，由于deh不具备孤网运行的调节功能，造成opc动作及一次调频频繁动作达到5次，小机进汽基本中断，汽泵转速下降，给水流量降低，使给水自动调整在三冲量与单冲量之间频繁切换，汽泵再循环门打开，使汽包水位下降；同时，机组opc动作后，机组调门快速关闭，负荷骤降，造成汽包压力快速上升，汽泵打水困难加剧，在以上两个因素的影响下，最终造成汽包水位低三值锅炉mft动作，随后c

15、cs自动切除，deh逻辑要求保持了当前高压调门开度不变，接近关闭，中压调门全开的状态，蒸汽量不能满足负荷要求，使得汽轮机转速逐渐下降，最终过激磁保护动作跳闸。 【暴露问题】 1、5042开关b相重合后，主保护动作未跳开，单相运行，最后由电抗器保护动作跳开。 在沙南二线b相故障后，沙南二线对端开关与电厂侧5042开关的重合闸均动作，对端开关先重合于故障，对端保护动作跳开开关，同时电厂侧两套主保护也发出了跳闸令，但此时电厂侧5042开关b相重合闸动作成功，同时接地故障消失。此时主保护的跳闸令与5042开关控制回路断线同时出现，造成5042开关b相未跳开，最后控制回路断线报警消失后由电抗器保护动作跳

16、开5042开关 b相。5042开关非全相保护未动作原因，由于时间继电器采用开关本体继电器（定值2.5s），时间定值整定不准，在b相合闸2740ms后开关非全相保护未动作，而由电抗器保护动作跳开。在7月27日， 将5042开关转冷备，检测非全相保护时间继电器动作时间为3.06秒，随后对时间继电器进行调整传动，现非全相保护动作时间为2.5秒（定值为2.5秒），调整后传动正常。 2、电网稳控装置切机未动作。 沙南双回线跳闸前机组总出力为1560mw，满足稳控装置动作条件。但稳控装置控制方案是主机动作后，再由单元从机判断机组是否运行，并且由从机发出切机指令。稳控装置为2006年建设。根据当时电网运行方

17、式，装置设计具备n-1及n-2的功能，控制策略相对现在较为复杂。此控制方案在设备安装调试中，当时进行了模拟两条线路跳闸工况，主机正确发出了切机指令，单元从机接收到主机切机指令，并判断机组运行（有功负荷大于75mw），同时发出切机指令，确认从机装置出口有跳闸信号，从而得出结论稳控装置动作正确。但现在看来此模拟线路跳闸调试过程与实际线路跳闸过程存在本质区别，在模拟调试中不能发现当沙南双回线切除后，机组的电流消失或很小，从而使从机判断机组为停运状态，不满足装置动作条件，不发切机指令。电网稳控装置未正确动作，暴露出专业技术人员不了解装置动作原理，对控制方案不了解，没有意识到此保护对于保全厂主机设备安全

18、的重要性，埋下设备隐患。另外，在设备安装调试中，未能做到全面模拟实际状态下传动，只注重了双线跳开主机动作，机组接受跳令等的正确性，未能发现其在双线切除后，机组电流消失或很小使从机判机组为停运状态，不发跳机令的严重问题，同样暴露出专业人员技术水平差，技术水平有待提高的问题。 3、厂用电失去的原因分析 （1）2010年沙岛线切改后，为保证电厂厂用电，与调度沟通在220kv沙岛一、二线（2211、2212开关）增加一套自投装置，当沙南双回线跳闸后进行自投。但由于电厂220kv系统所带4台启备变及2台脱硫变为分级绝缘变压器，中性点接地刀闸在正常运行中为断开位置。当220kv失电时，若沙岛一、二线自投动

19、作将造成6台变压器全电压冲击，有可能造成变压器靠近中性点处绝缘损坏，致使设备故障。因此，此方案无法实施。 （2）电厂稳控装置正常运行时保留两台机组（1、2号机组）不切机。1号机在2003年7月联变故障时曾单带地区负荷，但因1号机中压调节汽门的结构问题，在压力高的情况下打不开，此问题在机组检修中已进行了改进，在此次事故中未再发生。但此次1号机组掉闸暴露出deh不具备孤网运行的功能，发电机出口开关合闸状态时deh的控制方式始终在功率回路，当发生线路掉闸时1号机组单带厂用负荷运行相当于单机带孤网运行，但此时deh的控制模式为功率控制方式，造成机组转速大幅摆动，直至汽包水位无法维持锅炉灭火时，deh逻

20、辑判断为故障状态，汽机调门维持灭火前开度不再进行任何调整，因灭火前瞬间汽轮机调门几乎为全关状态，造成汽机进汽量小于厂用负荷的需求，汽机转速下降直至低频保护动作停机。暴露出的问题主要有，一是在机组运行工况剧烈变化、调门大幅摆动的情况下，参数变化已超出了给水自动调整的范围，水位难以控制；二是1号机组在沙南双回线跳闸后25秒锅炉水位低灭火，35秒后汽机跳闸，运行人员很难在这么短的时间内准确判断故障进行手动调整，需进一步优化控制策略。 （3）在设备隐患治理上存在死角，对沙南双回线掉闸时的厂用电运行方式认识不足。需要进一步研究在沙南双回线掉闸时，机组保留台数、保留顺序。 4、网控ncs系统改造投运已接近

21、10年，设备老化严重，部分测控板slc卡件输出数值不准确，ncs上相关数据显示不准确，操作中问题多，延长了事故处理时间。且该型号测控板卡件在南瑞科技公司已停产，卡件更换和维护都存在一定的困难。 5、网控及各单元的保护装置、dcs、ncs上时钟不统一，给事故分析带来了困难。 6、在设备管理上存在漏洞，部分设备检修维护不到位，未能及时发现设备隐患。5、6、7号机组柴油机在带负荷运行一段时间后发生柴油机冷却液温度高跳闸，暴露出设备维护保养不到位。正常运行中柴油机定期试验无法全面检验柴油机的状况，需研究柴油机带负荷试验方法，确保柴油机可靠备用。 【防范措施】 1、联系厂家及电科院，研究单带厂用电的机组如何强化和完善deh的调节性能，使其能够满足带孤网运行的功能。同时对相关热力系统进行改造，对自动调整控制逻辑进行完善，使其能够适应孤网运行。 2、为了避免联变掉闸对厂用电源的不利影响，降低单台联变情况下500kv与220kv合环的风险，已开始研究增加1台联变技术方案，正常保持两