某熱電聯產電廠雙機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,河南 新鄉 453007)

0 引言

熱電聯產電廠機組既生產電能,又可利用汽輪發電機作過功的蒸汽對用戶供熱,具備同時生產電能、熱能的工藝過程,較分別生產電能、熱能方式節約燃料。以熱電聯產方式運行的火電廠稱為熱電廠,該機組稱為熱電聯產機組,該類型機組在北方得到普遍應用,冬季時效率達到最高值。

電力系統運行中經常發生較大的干擾或事故,因此國內外針對電廠機組跳閘的研究從未停止。文獻[1-4]評估了災害天氣的線路安全風險、極端情況下電網遭受外部破壞的風險,提出了相關建議;文獻[5]研究了受雷擊后發電機復合電壓過流保護越級跳閘的具體原因;文獻[6]分析了發電機組跳閘對電網頻率和潮流的影響;文獻[7-9]指出了斷路器分合閘繞組燒損故障原因,并提出了相應改進措施;文獻[10-11]研究了交流串入直流系統時,造成直流短路,設備跳閘、燒毀;文獻[12]論述了主蒸汽壓力設定值突增使汽輪機調節門關閉導致機組跳閘;文獻[13]分析了水-氫-氫冷卻方式的發電機線棒損壞及轉子振動突變引起機組跳閘;文獻[14-20]分析了導致發變組跳閘聯跳汽輪發電機組等多種勵磁系統、失磁保護動作跳閘事故的原因;文獻[21-22]通過上海電網并網發電機組20年間發生的機組跳閘事故,歸類分析并總結規律,提出了一些建議,采取相應措施極大提高了機組運行可靠性。

為保證熱電聯產機組可靠運行,本文針對某熱電聯產電廠雙機組跳閘事故,對其跳閘原因進行分析并提出解決措施,避免類似事故在電網中重復發生。

1 事故概況

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

圖1 系統事故前運行方式

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,津門電廠逐步恢復廠用電,檢查3號機設備均正常。次日04：06,津門電廠3號機并網成功,4號機鍋爐發生干鍋事故,3日后恢復正常。

a.電網側

20：42：49.786,Ⅱ河津1保護啟動,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

20：42：25.284,Ⅱ河津2保護啟動,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保護無啟動,事故后11.3 s,4號發變組保護啟動,53 ms,4號發變組保護A柜、B柜“熱工保護”動作,事故后11.4 s,3號發變組保護啟動,54 ms,3號發變組保護A柜、B柜“熱工保護”動作。

2 原因分析

2.1 現場檢查及試驗分析

事故發生后,對電廠一、二次設備開展外觀檢查和試驗分析。

a.一次設備檢查

Ⅱ河津2斷路器為LW36-126/T3150-40 AIS型,2004年5月生產,2004年12月投入運行,已接近設備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機構箱邊門進行檢查,發現斷路器柜內跳閘繞組燒損,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構潤滑后,遠方及就地分、合斷路器試驗正常,遠傳信號正常。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河津線差動保護啟動,Ⅱ河津1保護A相出現事故電流,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,津門電廠發變機組強勵磁,如圖4所示,導致事故電弧重燃,Ⅱ河津2電流升高,Ⅱ河津1差動保護第2次動作,保護動作接點變位如圖5所示。

圖3 沙河變Ⅱ河津1跳閘錄波

圖4 津門電廠發變機組強勵磁

圖5 沙河變Ⅱ河津1差動保護第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差動保護第3次動作,如圖6

圖6 沙河變Ⅱ河津1差動保護第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,事故未從系統中完全切除,且津110合位,系統向事故點流入電流,Ⅰ河津1零序2段動作(Ⅱ段范圍內、時限達到、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,津門電廠孤網運行,頻率超速,電壓降低,發電機強勵磁,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號發電機熱工保護和斷水保護動作出口跳3號、4號發電機,電廠機組均甩掉后,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,經50 ms后重新擊穿,故零序保護未加速動作,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1零序保護動作

2.3 津門電廠側事故錄波分析

10月27日20：42,Ⅱ河津2斷路器保護啟動,線路A相電流增大,零序電流隨之增大,幅值一致,11 ms,保護裝置三跳開出,111 ms,跳閘位置反饋至保護柜。系統側Ⅱ河津1斷路器跳閘,本側Ⅱ河津2斷路器因分閘繞組燒毀導致斷路器未分閘,引起對側Ⅰ河津1后備保護動作,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Ⅰ河津2斷路器因事故在區外屬于反方向,沒有動作出口跳閘。

圖10 津門電廠Ⅱ河津2保護錄波

圖11 津門電廠Ⅰ河津2保護錄波

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

事故后11.3 s,4號機組發變組保護首出“熱工保護動作跳機”(汽輪機主蒸汽門關閉信號觸發),53 ms,4號機組停機,4號汽輪機危急遮斷系統(emergency trip system,ETS)首出“發電機故障跳機”。因機組轉速下降至2385 r/min,主機調速油壓下降,高壓油泵聯啟后油壓無明顯提高(因電壓低),安全油壓低至0.65 MPa左右,造成汽輪機主蒸汽門關閉,ETS發信號至發變組保護跳主斷路器。

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

Ⅰ河津1斷路器在事故發生后13.98 s重合閘成功,14.03 s,Ⅱ河津線路再次出現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保護裝置再次三跳開出,但由于Ⅱ河津2斷路器未分閘,繼續向事故點提供事故電流,Ⅰ河津2于當前時刻1.6 s后再次跳閘,15.58 s,事故電流消失,電廠與系統解列。

經過巡線檢查,在Ⅱ河津線路下方發現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,導致線路A相接地,事故點形成并長期存在。在Ⅱ河津2保護動作后,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。

發電機組及斷路器動作時序如圖12所示。

圖12 系統發電機組及斷路器動作時序

2.4 綜合原因分析

20：42：49.786,Ⅱ河津線發生A相高阻接地事故,Ⅱ河津線兩側線路差動保護動作,Ⅱ河津1斷路器出口跳閘,Ⅱ河津2斷路器保護動作出口跳閘繞組勵磁,斷路器因機構卡澀,分閘不到位,由于此時輔助觸點發生變位,斷路器合閘回路常閉觸點閉合,造成跳位繼電器動作,保護柜發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,事故未能從系統中切除。

Ⅱ河津線與Ⅰ河津線并列運行,津門變側津110斷路器合位,Ⅱ河津1斷路器跳開后,沙河變側電源仍通過Ⅰ河津線持續提供事故電流,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,沙河變側大電源系統與事故點及津門發電系統第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。

此時津門電廠孤網運行,頻率超速,電壓降低,但津門電廠側及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,津門電廠發變機組強勵磁啟動,2.49 s,事故點處絕緣擊穿,Ⅱ河津線差動保護第2次動作,Ⅱ河津2距離、零序保護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,Ⅱ河津2事故電流消失,保護以為斷路器分閘,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,故開放加速保護動作。3號、4號機組孤網運行,因維持不住機端電壓及頻率,11.3～11.4 s,津門電廠3號、4號發電機熱工保護和斷水保護相繼出口動作,跳3號、4號發變機組,津門電廠2臺熱電聯產機組全停,與系統解列。

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Ⅰ河津1保護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,50 ms重新擊穿,故零序保護加速未動作,系統繼續向事故點提供電流,Ⅱ河津線差動保護第3次動作,1.6 s,Ⅰ河津1零序Ⅱ段動作再次跳閘,沙河變側與事故點及津門發電系統徹底隔離。

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

3 解決措施

a.加強電廠并網聯網線路巡視檢查,重點關注施工工地現場,發現大型機械車進行特別提醒,保證聯網線路安全可靠運行,特殊天氣加強110 kV升壓站一次設備巡視頻次,及時發現并解決問題,一次設備存在重大安全隱患及時進行治理。

b.加強一次設備運行檢修維護,開展變電一次設備導電電阻、機械動作特性、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氣體檢測等相關工作,對斷路器機構清灰并潤滑,模擬各類事故進行斷路器傳動,確保各項試驗數據合格。

c.加強涉網一次設備狀態評價,根據設備運行年限進行動態評價,一次設備存在重大安全隱患及時進行技術改造,保持一次設備狀態運行良好。加強一次設備維護檢查,對重要的運行年限超長的老化一次設備主、輔件進行更換,避免斷路器發生卡澀,對不滿足斷路器特性要求的,結合停電計劃進行維護更換,提高一次設備可靠性。

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

4 結語

基于以上多源數據分析,針對兩側保護及事故錄波波形,提出了解決措施,電廠采購了相應設備,結合電網運行方式,申報停電計劃,更換一次高壓斷路器,進行保安電源改造,提升了發電機輔機冗余度,杜絕了類似事故發生,滿足了熱電聯產電廠機組并入電網的安全運行要求,有效提高了熱電聯產電廠機組的穩定性和可靠性。