陕西某电厂1号机组2018.4.12非停事件分析
一、事件经过
(一)事故前工况
330kV系统为双母线固定联结接线方式:1、2号发电机分别经1、2号主变接入330kVⅠ、Ⅱ母;3300母联开关合闸。
330kVⅠ母:灞长I线3351开关合闸、1号机组3301开关合闸。
330kVⅡ母:灞长Ⅱ线3352开关合闸。2号机组3301开关分闸,33021Ⅰ母、33022Ⅱ母刀闸分闸,330217接地刀闸分闸。(附件1:330kV一次接线图)
330kV系统母线保护为双重化配置,分别配置国电南自SGB750和深圳南瑞BP-2B母线保护各一套。
4月12日16:30,1号机组负荷198MW,AGC、AVC投入,ABCD磨煤机运行,煤量90T/H、主汽压力13.81 MPa、主汽流量640T/H。
调度令2号机组于4月12日20时并网,4月12日16:30汽轮机定速3000r/min,联系省调同意合上2号发电机33022Ⅱ母刀闸。16:36:01, 2号机在DCS操作合上2号机33022Ⅱ母刀闸,因1号机组跳闸,终止2号机组后续操作。
(二)事故详细经过
2018年4月12日16:35:49,1号发电机出口开关3301跳闸,“3301开关跳闸、汽机负荷小于10%”光字发出。NCS盘面“SGB750装置母差动作”、“BP-2B装置母差动作”、“母联3300开关跳闸”、“灞长Ⅰ线3351开关跳闸”、“灞长Ⅱ线3352开关跳闸”信号发出,330kVⅠ、Ⅱ母线失压。
16:36,发现1号机转速上升至3087RPM,手动打跳 1号汽轮机(发电机跳闸,汽轮机未跳原因,见附件2),锅炉MFT保护动作。
汇报省调并询问情况回复称:电网无异常。
16:37:02,手动打跳2号汽轮机,检查汽轮机转速下降,投旁路维持锅炉运行。就地检查33021刀闸、33022刀闸、3302开关、330227刀闸状态,检查母线保护动作情况。检查确认33021刀闸在分位、33022刀闸在合位、3302开关在分位、330227刀闸在分位,就地状态和远方显示一致。
根据母线保护动作报告,初步判断故障点在330kV GIS母线系统,组织检修和运行人员对GIS区域所有刀闸、开关状态进行检查,同时联系陕西省电科院、大唐科研院西北所试验人员和GIS厂家西开公司来厂进行技术支持。
经对GIS站气体组分检查时发现灞长I线33512刀闸A相六氟化硫气室压力显示为0.07Mpa(正常值不小于0.45Mpa),现场组织陕西省电科院、大唐科研院西北所试验人员和西开公司联合进行分析,初步判断为该气室SF6气体压力降低,绝缘能力下降,导致33512刀闸A相对壳体放电,母差保护动作,可采用2号机零起升压对Ⅰ母进行试验,判断I母是否存在故障。向省调申请2号发电机零起升压判断母线故障点,省调要求提供我厂检查结果和零起升压方案。19:39,发电部上报省调后,省调令(1)330kVⅠ母热备用转冷备用、(2)330kVⅡ母热备用转冷备用,22:30,操作完毕。调度令可做2号发电机零起升压准备。
4月13日01:20,2号发电机组向330kVⅠ母零起升压试验正常。
03:04,灞长Ⅰ线3351开关由冷备用转检修。
04:40,330kVⅡ母母线由冷备用转检修。
07:30,合灞长Ⅱ线3352开关向330kVⅠ母倒送电成功。
07:53,2号发电机组与系统并列。
二、原因分析
(一)直接原因
330kV母差保护动作,跳开1号机组出口3301开关,造成1号机组非停。
(二)主要原因
330kV母差保护动作,立即对1、2号主变区域、330kV GIS区域设备进行检查,目视检查现场设备(套管、电缆头、避雷器、悬式瓷瓶)外观未见异常,联系陕西省电科院、大唐科研院西北所试验人员来厂对330kV GIS进行六氟化硫气体分析,因故障录波、母线保护动作显示为A相接地故障,对330kV I、Ⅱ母线上所有设备A相气室均进行气体分析,检查发现3351开关A相有微量SO2成分(1.9ppm),同时发现33512刀闸气室压力显示为0.07MPa,其它气室检查均正常。现场组织陕西省电科院、科研院西北所试验人员和西开公司联合进行分析,初步判断为该气室SF6气体压力降低,绝缘降低,导致33512刀闸A相对壳体放电,母差保护动作(见附件3、附件4),以上判断需解体33512刀闸A相气室后进一步确认。
三、暴露问题
1.运行巡回检查质量不高。
巡检在对GIS整个系统的巡回检查时间只有5分钟,没有逐一对各开关、刀闸的六氟化硫气室压力进行核对,巡回检查走过场。未能及时发现33512刀闸六氟化硫气室可能存在的泄漏情况,为此次非停埋下隐患。
2.运行巡回检查标准制定不细。
查GIS就地巡回检查记录本中,巡检针对运行设备只填写是否正常,而未填写六氟化硫气室压力的就地实际数值。难以判断设备的实际运行状况是否良好,无法及时发现和分析出可能存在的隐患。
3.设备部点检安全责任意识淡薄。
主观重视不够,认为GIS属于免维护设备,忽视了对该设备的管理,将设备安全依赖于设备本身的可靠性,盲目认为设备检修周期为12年,存在麻痹大意的思想。
4.检修管理不到位。
检修巡检不到位,查检修公司日常巡检记录不全,执行标准不高,未及时发现存在的异常现象。检修公司2号机组检修期间未对该设备进行检查。
5.点检巡检不到位。
该区域点检员点检不到位,未及时发现存在的异常现象,该区域设备点检失于管理。
6.隐患排查不到位。
该GIS压力低仅在就地汇控柜有报警光子,但该报警信号在NCS未发出,该信号传输回路也未进行检查。
四、防范措施
1.结合我厂三查三抓的专项活动,严格落实巡回检查制度,管理人员定期抽查巡回检查的质量。
2.巡回检查标准制定不细。
按照运行规程,完善巡回检查本的内容,细化检查项目。在检查项目栏填写重要参数。在每周安排一次全面细致的检查,并做好记录和运行分析。
3.结合330kVII母抢修,组织对GIS进行全面检查,重点检查每个气室的压力指示、报警装置、远传回路、气体组分,全面排查隐患,制定整改方案落实责任。
4.计划2019年安排1、2号机组全停,对GIS进行大修,严格按照设备说明书和检修规程管控检修质量,严把三级验收关。
将GIS检查纳入检修定期工作,重新修订检查标准,在每个汇控柜设置就地检查记录本,检修公司分级巡查,检修公司专业经理进行抽查。
5.立即加强GIS区域点检管理,严格按照点检标准进行设备点检和劣化趋势分析,点检长进行不定期抽查点检员日常点检是否正常进行。
6.结合330kVGIS抢修,对SF6继电器和压力回路报警装置进行排查,同时进行报警传动试验,确保报警回路动作正确、远传正常。
7.结合2019年GIS系统大修,对330kV GIS 进行技改,加装局放在线监测系统,动态监视各间隔运行状况,出现局放时及时预警,提升技防管理水平,避免事故扩大。
五、责任考核
根据电厂《安全生产工作奖惩管理标准》,定性为一类障碍,按照考核标准,相关责任人处理如下:
1.设备部电气点检丁某,未落实设备点检职责,进行设备劣化分析及时发现设备隐患。负1号机组非停的主要责任,考核1500元。
2.设备部电气点检长段某,对点检的日常工作和责任移交检查监督不到位,负1号机组非停的次要责任,考核1000元。
3.检修公司变电班班长刘某,对设备的日常巡检不到位,班组巡检记录不全,设备状态底数不清,负1号机组非停的次要责任,考核1000元。
4.检修公司电气主管朱某,对班组的巡检管理、对班组的设备台账未及时抽查。负检修技术管理责任,考核600元。
5.发电部300MW二值巡检雷某某,责任心不强,巡回检查不认真,未能及时发现隐患,负1号机组非停的次要责任,考核1000元。
4.发电部300MW二值机组长段某某,对班组人员的巡检质量监督不严,负班组管理责任,考核600元。
5.发电部300MW二值值长孟某,负值际管理责任,考核500元。
6.检修公司副经理禹某,对班组管理要求不严,检修巡检监督不到位,负检修专业技术管理责任,考核400元。
7.检修公司经理杜某,负部门管理责任,考核300元。
8.检修公司党支部书记徐某某,按照“党政同责”的原则,负部门管理责任,考核300元。
9.发电部副主任张某某,分管电气专业,负部门技术管理责任,考核300元。
10.设备部主任冯某某,负部门管理责任,考核300元。
11.发电部主任苗某,负部门管理责任,考核200元。
12.发电部党支部书记邓某某,按照“党政同责”的原则,负部门管理责任,考核200元。
13.设备部,做为此次非停的主要责任部门,暴露出设备技术管理,点检管理方面存在漏洞,考核设备部2500元。
14.检修公司,做为此次非停的次要责任部门,现场设备缺陷频发,设备底数不清,部门巡检管理不到位,考核检修公司1500元。
15.发电部,做为此次非停的次要责任部门,对巡回检查管理不严,考核发电部1000元。
16.总工程师林某某,负技术领导责任,考核500元。
17.生厂副厂长何某某,负领导责任,考核500元。
附件1:330kV电气一次接线图
附件2:1号发电机跳闸,汽轮机未跳原因分析
事故前工况:1号机组CV3开度58.32%,CV4开度27.91%,CV1、CV2强制关完,负荷197.09MW。
16:35:49,3301开关跳闸信号发出,在发电机功率大于15%时,3301开关断开,动作快关汽轮机高、中压调门,2秒后全部关完,DEH由阀控方式自动切换为转速控制方式。因4月10日,CV1、CV2调门卡涩,为保证机组正常运行,手动强制CV1、CV2关完,CV4强制开启至28%,造成转速迅速上升至3087RPM。
16:36,手动打跳1号汽轮机组。
注:设置发电机出口开关断开动作快关高中压调门,是为了在保证机组运行中电气侧输出故障时,快速降负荷,避免机组超速。如果电气或外网仅为短时故障,可以不用停机停炉,若电气故障处理完毕,机组即可再次并网带负荷运行。
后经咨询厂家东电自控,DEH逻辑亦是如此设置。
附件3:330kV母线保护分析报告(国电南自SG-B750)
1.现象描述
330kV灞桥电厂330kV母线主接线形式是双母线,采用我公司的SG B750母线保护装置,版本1.03b(校验码EF1F),2018年4月12日16:33:37左右发生母线区内故障,SG B750母线保护I母差动动作。(时钟为SGB750母线保护装置时钟)
2.原因分析
故障时,支路1(3351灞长I线)和6(1号机3301开关)运行于I母,支路5(3352灞长II线)运行于II母。潮流情况为支路5电流(ia_5)经母联(支路11,ima)流向支路1(ia_1),支路6(ia_6)也通过I母向支路1提供电流,如下图所示(以A相为例)
通过装置内部故障录波(图2)可以看到:
图2 故障录波图
现场版本的母线保护差动动作的条件为差流超过差动定值,制动系数超过0.3,同时为了提高可靠性,为防止直流电流和CT饱和等干扰,差动保护中差流有波形检测判据,该判据要求差电流要过零点且过零点附近差电流波形连续。正常情况(即使CT饱和),在电流过零点附近,因电流幅值较小,CT应该正确传变一次电流,保护也是通过电流过零点附近采样点进行CT饱和判断。而本次故障中,母联电流(图2中ima)在零点附近无法正确传变,导致保护出现如下行为:
I母:I母小差电流在第1个过零点(12ms)和第2过零点(22ms)时,因电流波形条件不满足,无法满足动作条件,在第3个过零点(32ms)时,I母所有差动条件满足,保护正确出口;
II母:II母小差电流在第1个过零点(10ms)、第2个过零点(21ms)和第3个过零点(32ms)附近,差电流波形均不满足动作要求,而故障后42ms时II母差动电流消失,因此II母差动一直没有动作。
因为计入差流的支路电流不同,以及母联电流流向的不同,导致母联电流的畸变对于I母和II母差电流的影响不同,所以两段母线保护动作行为不同。
3.结论
本次现场故障后SG B750母线保护的动作情况符合保护逻辑设计。建议现场重点对母联间隔进行相关检查。
附件4:330kV母线保护分析报告(深圳南瑞BP-2B)
2018年04月12日16时29分44秒50毫秒, 330kV母差保护装置Ⅱ母A相差动保护动作出口,将母联及Ⅱ母上联接的元件切除,经过40ms后,Ⅰ母A相差动保护动作出口,将及Ⅰ母上联接的元件切除。(时钟为BP-2B母线保护装置本身时间)
现场330kV母线接线如图1所示:
图1 母线接线图
现场相关参数定值
类别 |
定 值 |
单位 |
整定值 |
|||
序号 |
名称 |
符号 |
||||
母线差 动保 护 |
比率差动元件 |
1 |
差电流门坎值 |
Idset |
A |
0.4 |
2 |
比率系数高值 |
KrH |
2.0 |
|||
3 |
比率系数低值 |
KrL |
0.5 |
|||
差动复合电压闭锁 |
4 |
低电压定值 |
UL |
V |
70 |
|
5 |
零序电压定值 |
3U0 |
V |
8 |
||
6 |
负序电压定值 |
U2 |
V |
6 |
||
启动元件 |
7 |
电流突变定值 |
Δir |
A |
0.24 |
录波波形
图2 母线保护装置录波波形
动作行为分析:
故障发生后,调取保护动作录波数据及事件记录进行分析,根据保护装置录波及记录分析如下:
2018年4月12日16时29分44秒左右,330kV母线上发生故障,故障发生时刻A相和电流(所有支路电流绝对值之和)均发生突变,均满足突变量启动门槛定值(0.24A),母线保护装置保护启动。根据母线保护装置调取的录波分析可知,录波显示Ⅱ母上的A相差电流先出现,且大于差电流门坎值,电压开放,满足差动动作条件,母线保护Ⅱ母差动动作出口,将母联及Ⅱ母上联接的元件切除。紧接着Ⅰ母上的A相差电流出现,同时大于差电流门坎值,电压开放,满足差动动作条件,母线保护Ⅰ母差动动作出口,将Ⅰ母上联接的元件切除。
分析结论:
根据母线故障波形及动作行为分析可知,本次故障属于母线区内故障,且Ⅰ、Ⅱ母A相均有较大的差电流,差电流远大于差电流门坎值,电压开放,保护满足动作条件,差动保护动作出口,迅速将母联及Ⅰ、Ⅱ母上联接的元件切除。
上述情况与现场装置逻辑原理一致,保护装置保护动作行为正确。
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