某中型水电站全停电事故原因分析
2007-08-21 16:46:27 来源：
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电力18讯： 摘 要:分析了某中型水电站因线路发生故障而继电保护拒动，造成系统解列和全站停电事故的原因，旨在告戒继电保护工作者，要从该站的事故中吸取教训，进一步搞好继电保护工作，确保电力系统的安全稳定运行。
关键词:发电机 变压器 线路 继电保护
1 概 述
某中型水电站装机容量3×40 MW，发电机额定电压13.8 kV，1号机单独与1台SSPSO3-90000/220/110三相升压自耦变压器(简称1号变)连接，2、3号机扩大单元与1台SSPL3-90000/220三相双圈变压器(简称2号变)连接；主接线220 kV侧用3台220kV少油断路器内桥加外跨条接线，在外跨条上加两组隔离开关；共计3条出线：1号出线与一地市级电网连接，一般情况下，该地市级电网有富裕电力 上网，有时也通过1号线将主网电力送向该地区；2号出线与省主网连接，该电站主要向主网送电；3号出线与电站所在地地方电网连接，地方电网通过升压自耦变压器中压侧上网。而该电站的220kV开关站是连接这些电网的枢纽开关站，在系统中重要性极高。具体电气接线见图1。事故时，1号线路发生C、A两相短路，由于1号线路的两套微机线路保护均拒动，导致1，2号主变保护动作，引起220kV开关站所有开关及机组开关跳闸，造成系统解列、全站停电的严重事故。
2 事故前运行方式及事故经过
2.1 事故前运行方式
1，2号出线通过内桥DL250开关联络运行；3号出线DL101开关运行中；该站1，3号机组运行中，分别带负荷20 MW、10 MW；2号机组停机备用；1号变中性点直接接地运行，2号变中性点经间隙接地运行；厂用10 kV两段分段运行；厂用400 V两段联络运行但由第二段供厂用负荷，第一段在检修中。
图1 电气主接线简图
2.2 事故经过
22:37， 主控制室蜂鸣器响，值班员随即发现DL252、DL250、DL101、DL3、DLC1、DLC2开关跳闸。不到半分钟，1号机组DL1又跳闸，厂用10 kV、400 V中断。再过了约20 min，1号出线开关DL251又跳闸。至此，该电站所有开关跳闸。
2.3 事故中保护动作情况
22:37，1号线路两相故障，随即发生：
(1) 2号主变间隙保护动作，以0.5 s时限跳开DL250、DL252、DL3、DLC2开关；
(2) 1号主变11 0 kV侧零序方向过流保护动作，以1.0 s滑动时限跳开中压侧DL101开关后，保护返回；
(3) 上述开关跳开后，1号机组带1号主变及故障线路(线路保护拒动)引起1号机组加速，致使其励磁变过流保护动作，启动1号主变以1.0
s时限跳本机DL1开关；至此，所有电源与故障点隔离，故障点灭弧。厂用电也完全中断；
(4) 厂用电完全中断后，约20 min，跳开了1号主变DL251及厂用DL1开关。
3 事故原因分析
3.1 1号出线保护拒动
该线路保护为900系列微机保护装置，双套配置，分别于1995年和1998年投运。
(1) 事故前GSF-6A收发讯机电源箱手感较热但输出电压正常，认为是正常发热，无其他异常情况。但根据事故录波记录及对侧保护动作情况看，当1号线路发生故障时，该站的本条线路收发讯机未正常工作，因而不能正常收发讯。对侧收发讯机收不到该侧闭锁信号，高频保护正确动作跳开其开关；而本侧却因收发讯机电源问题，高频保护拒动；
(2) 事故后，对1号线路保护901A装置进行检查，发现采样板VFC采样异常，结果在事故时装置闭锁，不能出口；对902A装置进行检查，结果发现管理板MONI采样回路坏(无报警，不容易发现)，事故时不启动，未开放正电源，因而不能跳闸。
从以上事实看，该条线路两套保护在事故时均处于异常状况，不能正确动作，致使1号线路开关DL251未跳闸，也未能启动失灵接线，造成故障无法快速切除，它是该电站全停电最直接的原因。
3.2 2号主变开关跳闸
从故障 录波资料情况看，事故时零序电压峰值达98 kV(一次值)，零序电流峰值达7.7 A(二次值)。对1号主变进行检查，发现中性点A相导管顶部压紧螺丝松动(3只导管通过扁铁连接，再经引下扁铁入地)，平垫已烧变形，可见，这就是产生上述零序电压的重要源头之一。很显然，2号主变间隙保护动作正确。但由于它的动作，使该变压器各侧开关跳闸(以0.5 s时限)其结果造成该站与系统主网解列。
3.3 1号主变开关跳闸
根据该站1号主变保护配置，其110 kV侧零序方向过流保护本不该动作。但事故后对两侧方向元件检查，发现接线与调度要求的指向相反，因此，跳开1号主变110kV侧DL101开关是误动。而220 kV侧零序方向过流保护则拒动，无法短时隔离故障点。可见，它是本次事故进一步发展的直接原因。
3.4 1号机组开关跳闸
从上述1，2，3不难发现，1号线路故障，它的保护装置拒动，无法快速切除线路开关和<
关键词:发电机 变压器 线路 继电保护
1 概 述
某中型水电站装机容量3×40 MW，发电机额定电压13.8 kV，1号机单独与1台SSPSO3-90000/220/110三相升压自耦变压器(简称1号变)连接，2、3号机扩大单元与1台SSPL3-90000/220三相双圈变压器(简称2号变)连接；主接线220 kV侧用3台220kV少油断路器内桥加外跨条接线，在外跨条上加两组隔离开关；共计3条出线：1号出线与一地市级电网连接，一般情况下，该地市级电网有富裕电力 上网，有时也通过1号线将主网电力送向该地区；2号出线与省主网连接，该电站主要向主网送电；3号出线与电站所在地地方电网连接，地方电网通过升压自耦变压器中压侧上网。而该电站的220kV开关站是连接这些电网的枢纽开关站，在系统中重要性极高。具体电气接线见图1。事故时，1号线路发生C、A两相短路，由于1号线路的两套微机线路保护均拒动，导致1，2号主变保护动作，引起220kV开关站所有开关及机组开关跳闸，造成系统解列、全站停电的严重事故。
2 事故前运行方式及事故经过
2.1 事故前运行方式
1，2号出线通过内桥DL250开关联络运行；3号出线DL101开关运行中；该站1，3号机组运行中，分别带负荷20 MW、10 MW；2号机组停机备用；1号变中性点直接接地运行，2号变中性点经间隙接地运行；厂用10 kV两段分段运行；厂用400 V两段联络运行但由第二段供厂用负荷，第一段在检修中。
图1 电气主接线简图
2.2 事故经过
22:37， 主控制室蜂鸣器响，值班员随即发现DL252、DL250、DL101、DL3、DLC1、DLC2开关跳闸。不到半分钟，1号机组DL1又跳闸，厂用10 kV、400 V中断。再过了约20 min，1号出线开关DL251又跳闸。至此，该电站所有开关跳闸。
2.3 事故中保护动作情况
22:37，1号线路两相故障，随即发生：
(1) 2号主变间隙保护动作，以0.5 s时限跳开DL250、DL252、DL3、DLC2开关；
(2) 1号主变11 0 kV侧零序方向过流保护动作，以1.0 s滑动时限跳开中压侧DL101开关后，保护返回；
(3) 上述开关跳开后，1号机组带1号主变及故障线路(线路保护拒动)引起1号机组加速，致使其励磁变过流保护动作，启动1号主变以1.0
s时限跳本机DL1开关；至此，所有电源与故障点隔离，故障点灭弧。厂用电也完全中断；
(4) 厂用电完全中断后，约20 min，跳开了1号主变DL251及厂用DL1开关。
3 事故原因分析
3.1 1号出线保护拒动
该线路保护为900系列微机保护装置，双套配置，分别于1995年和1998年投运。
(1) 事故前GSF-6A收发讯机电源箱手感较热但输出电压正常，认为是正常发热，无其他异常情况。但根据事故录波记录及对侧保护动作情况看，当1号线路发生故障时，该站的本条线路收发讯机未正常工作，因而不能正常收发讯。对侧收发讯机收不到该侧闭锁信号，高频保护正确动作跳开其开关；而本侧却因收发讯机电源问题，高频保护拒动；
(2) 事故后，对1号线路保护901A装置进行检查，发现采样板VFC采样异常，结果在事故时装置闭锁，不能出口；对902A装置进行检查，结果发现管理板MONI采样回路坏(无报警，不容易发现)，事故时不启动，未开放正电源，因而不能跳闸。
从以上事实看，该条线路两套保护在事故时均处于异常状况，不能正确动作，致使1号线路开关DL251未跳闸，也未能启动失灵接线，造成故障无法快速切除，它是该电站全停电最直接的原因。
3.2 2号主变开关跳闸
从故障 录波资料情况看，事故时零序电压峰值达98 kV(一次值)，零序电流峰值达7.7 A(二次值)。对1号主变进行检查，发现中性点A相导管顶部压紧螺丝松动(3只导管通过扁铁连接，再经引下扁铁入地)，平垫已烧变形，可见，这就是产生上述零序电压的重要源头之一。很显然，2号主变间隙保护动作正确。但由于它的动作，使该变压器各侧开关跳闸(以0.5 s时限)其结果造成该站与系统主网解列。
3.3 1号主变开关跳闸
根据该站1号主变保护配置，其110 kV侧零序方向过流保护本不该动作。但事故后对两侧方向元件检查，发现接线与调度要求的指向相反，因此，跳开1号主变110kV侧DL101开关是误动。而220 kV侧零序方向过流保护则拒动，无法短时隔离故障点。可见，它是本次事故进一步发展的直接原因。
3.4 1号机组开关跳闸
从上述1，2，3不难发现，1号线路故障，它的保护装置拒动，无法快速切除线路开关和<
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