（和田烏魯瓦提水力發(fā)電廠和田市848000）

水電廠一起事故跳閘分析

汪大慶

（和田烏魯瓦提水力發(fā)電廠和田市848000）

在水電廠運(yùn)行的過程中對可靠性有著相當(dāng)高的要求，但是難免會出現(xiàn)故障，特別是在改造后的不穩(wěn)定期更是容易出現(xiàn)很多問題。文章就水電廠改造后運(yùn)行期間一起跳閘事故所暴露出的問題進(jìn)行了分析研究。

事故分析處理

某電廠建于20世紀(jì)90年代，許多設(shè)備、設(shè)施都是根據(jù)當(dāng)時(shí)的和田電網(wǎng)情況設(shè)計(jì)，經(jīng)過自動化改造后，運(yùn)行管理人員可在監(jiān)控室進(jìn)行監(jiān)視及進(jìn)行少量的鍵盤和鼠標(biāo)操作，減少了工作量，甚至可實(shí)現(xiàn)無人值班。但因設(shè)備改造后還處于不穩(wěn)定期，于2011年5月21日發(fā)生一起跳閘事故后暴露出了很多問題。

1 事故前設(shè)備運(yùn)行情況

（1）設(shè)備運(yùn)行情況：1#～4#發(fā)電機(jī)組自動并網(wǎng)運(yùn)行，10kV廠區(qū)1線、10kV廠區(qū)2線分段運(yùn)行，1CB廠變、2CB廠變分段運(yùn)行，110kV1#主變、2#主變運(yùn)行，110kV烏和線1929、110kV烏拉線1918、110 kV烏兵線1925運(yùn)行，110kV分段斷路器1150在合閘位置。

（2）設(shè)備負(fù)荷情況：1#發(fā)電機(jī)組有功負(fù)荷：15600kW,無功負(fù)荷：2500kVar；2#發(fā)電機(jī)組有功負(fù)荷：15500kW，無功負(fù)荷：2500kVar；3#發(fā)電機(jī)組有功負(fù)荷：15800kW，無功負(fù)荷：3000kVar；4#發(fā)電機(jī)組有功負(fù)荷：15600kW，無功負(fù)荷：2300kVar；110kV烏和線1929有功負(fù)荷：25600kW,無功負(fù)荷：-200kVar；110kV烏拉線1918有功負(fù)荷：24000kW，無功負(fù)荷：-1100kVar;110kV烏兵線1925有功負(fù)荷：11800kW,無功負(fù)荷：5400kVar。

（3）系統(tǒng)電壓及頻率情況：10kVⅠ、Ⅱ段母線電壓為10.7kV，110kVⅠ、Ⅱ段母線電壓117kV，系統(tǒng)頻率為50.04Hz。

2 事故發(fā)生時(shí)設(shè)備情況

（1）事故跳閘發(fā)生時(shí)間：2011年5月21日17點(diǎn)54分。

（2）保護(hù)動作情況：1#～4#發(fā)電機(jī)組保護(hù)裝置復(fù)壓過流一段動作、1#～4#發(fā)電機(jī)組過速保護(hù)動作、1#～4#機(jī)組蝶閥關(guān)閉、緊急停機(jī)電磁閥及事故配壓閥動作、機(jī)組油壓裝置測控屏內(nèi)發(fā)故障信號、110kV1號主變及2號主變保護(hù)裝置發(fā)復(fù)合電壓保護(hù)動作信號、110kV烏和線1929保護(hù)裝置發(fā)縱聯(lián)保護(hù)動作（測距超出范圍）、110kV烏拉線1918接地距離一段保護(hù)出口動作（B相接地，18.67km，經(jīng)詢問調(diào)度110kV烏拉線1918--103號桿子B相絕緣子擊穿）、110kVII段母差動保護(hù)動作和復(fù)合電壓動作及交流斷線。

（3）斷路器跳閘情況：1#～4#機(jī)組出口斷路器01DL-04DL、110kV2號主變高壓側(cè)斷路器1102、110kV烏和線斷路器1929、110kV烏拉線斷路器1918、110kV分段斷路器1150跳閘，廠用電消失，樞紐區(qū)停電。

3 事故處理過程

（1）廠用電消失后，值長安排值班人員對1#～4#號機(jī)組停機(jī)加閘情況進(jìn)行監(jiān)視，值長對所有保護(hù)信號進(jìn)行查看并及時(shí)與值班廠領(lǐng)導(dǎo)進(jìn)行了溝通。副廠長命令恢復(fù)1#機(jī)組帶廠用電，但由于風(fēng)閘未解除和事故信號未復(fù)歸而沒有執(zhí)行。

（2）由系統(tǒng)帶廠用電處理過程，110kV烏和線1929線路帶電（對側(cè)沒有跳閘），副廠長命令系統(tǒng)帶廠用電。18∶07經(jīng)調(diào)度同意合上110kV烏和線斷路器1929。18∶08安排人員檢查1#機(jī)組，并開啟1號蝶閥。18∶09上位機(jī)操作110kV烏兵線斷路器1925分閘成功。18∶10上位機(jī)操作110kV分段斷路器1150合閘兩次，均未成功。上位機(jī)操作分10kV廠區(qū)1線斷路器1011成功。

（3）1#發(fā)電機(jī)恢復(fù)廠用電處理過程。由于110kV分段斷路器1150操作合閘不成功，值長向值班領(lǐng)導(dǎo)申請恢復(fù)1#發(fā)電機(jī)帶廠用電。①值長復(fù)歸1#發(fā)電機(jī)事故信號；②18∶17上位機(jī)操作1#發(fā)電機(jī)自動開機(jī)并網(wǎng)發(fā)電操作成功,帶廠用電Ⅰ段，對1#主變充電正常。

（4）廠領(lǐng)導(dǎo)命令用3#發(fā)電機(jī)零起升壓對2#主變進(jìn)行充電。

①18∶29值長將3#、4#發(fā)電機(jī)組保護(hù)動作信號復(fù)歸后，安排人員檢查3#、4#發(fā)電機(jī)組，并開啟3、4號機(jī)蝶閥。②18∶51上位機(jī)操作3#發(fā)電機(jī)空轉(zhuǎn)操作成功。③18∶53上位機(jī)操作無壓合3#發(fā)電機(jī)組出口斷路器03DL（閘成功）。④18∶54時(shí)，3#發(fā)電機(jī)零起升壓給2B主變充電操作（操作成功，2B主變升壓正常）。⑤19∶20時(shí)，上位機(jī)操作3#發(fā)電機(jī)自動解列停機(jī)操作（成功）。

（5）其他處理。

22∶02～22∶19，接調(diào)度令，110kV，1918烏拉線由熱備用轉(zhuǎn)為檢修狀態(tài)操作，②22∶16應(yīng)電力公司建議退出110kV母差保護(hù),已申請調(diào)度；23∶18經(jīng)調(diào)度同意將母線保護(hù)柜內(nèi)以下保護(hù)壓板退出：①母線保護(hù)跳分?jǐn)嗦菲?150；②母線保護(hù)跳烏拉線斷路器1918；③母線保護(hù)跳烏兵線斷路器1925；④母線保護(hù)跳1號主變高壓側(cè)斷路器1101；⑤母線保護(hù)跳烏和線斷路器1929；⑥母線保護(hù)跳2號主變高壓側(cè)斷路器1102。

4 事故跳閘原因分析

（1）直接原因：1918線路18.67km處發(fā)生B相接地使接地距離一段保護(hù)、零序一段保護(hù)、縱聯(lián)距離、縱聯(lián)零序出口，1918斷路器跳閘，引起線路甩負(fù)荷3萬kW。

（2）主要原因：開關(guān)樓2號主變高壓側(cè)電流互感器端子箱內(nèi)，到110kVII段母差保護(hù)屏的端子N相（BP-1D:57）松動。

（3）II段母差保護(hù)動作分析：1918線路發(fā)生B相接地故障時(shí)，B相電流增大，A、C兩相電流增大，故障點(diǎn)離電廠只有18.67km，故障電流非常大，該廠110kV母線也受到?jīng)_擊，正常情況下差動保護(hù)在外部短路時(shí)，能夠克服不平衡電流，差流處于正常值，但由于2#主變高壓側(cè)電流互感器端子箱內(nèi)N相（BP-1D:57）松動，B相所產(chǎn)生的大電流不能經(jīng)N相流回，而通過A、C相流回，因而引起A、C相電流參量發(fā)生變化，而此時(shí)其他支路中A、C相電流并未發(fā)生異常，這樣流經(jīng)差動保護(hù)的AC相電流就會增大，查保護(hù)動作時(shí)差流A相為2A以上、C相為4A以上，大于實(shí)際整定值2A，因電流異常僅為II段，從而引起110kV2段母差保護(hù)范圍內(nèi)動作，1150、1929、1102斷路器跳閘。

（4）1#～4#機(jī)組復(fù)合電壓過流一段保護(hù)動作分析：從動作數(shù)據(jù)分析可以看出4臺機(jī)組均為A相電流超過整定值，Uab電壓降到80V左右；該廠復(fù)合電壓過流保護(hù)均為帶記憶電流功能，當(dāng)線路發(fā)生故障時(shí)，電流保護(hù)元件啟動、同時(shí)故障電流的強(qiáng)大沖擊使機(jī)端電壓下降，電流元件記憶自鎖，啟動計(jì)時(shí)器，本應(yīng)在故障消失后恢復(fù)，但在計(jì)時(shí)后的3.1s內(nèi)，機(jī)組又發(fā)生過速停機(jī)跳滅磁開關(guān)機(jī)端電壓消失，因而復(fù)壓閉鎖過電流保護(hù)滿足動作條件而動作。

5 暴露的問題

5.1 設(shè)備方面

①上位機(jī)合1101、1102斷路器由于需要判別低壓側(cè)斷路器，合閘不方便。②110kV母線PT并列裝置在分段斷路器拉開后無法退出PT并列。③全廠失電、水機(jī)層事故照明不足。④調(diào)速器無法在線路和主變高壓側(cè)跳閘時(shí)控制機(jī)組頻率，導(dǎo)致過速。⑤調(diào)速器失靈+ 115%過速保護(hù)、不能真實(shí)反映調(diào)速器失靈，容易誤動。⑥故障錄波裝置部分?jǐn)嗦菲魑恢眯排c實(shí)際相反，如斷開位置接合閘位置，且故障錄波裝置無GPS對時(shí)，時(shí)間無法與保護(hù)設(shè)備對應(yīng)，給分析帶來較大困難，故障錄波裝置機(jī)組頻率錄波異常，故障時(shí)為50.03Hz。⑦載波機(jī)采用交流市電供電，可靠性不高。⑧主變高壓側(cè)CT回路保護(hù)級線圈和計(jì)量級接反，存在安全隱患。

5.2 人員方面

（1）運(yùn)行人員對自動化改造的設(shè)備系統(tǒng)不熟，對設(shè)備操作和微機(jī)并網(wǎng)流程不熟悉，導(dǎo)致處理事故反應(yīng)比較慢。

（2）運(yùn)行人員對110kV斷路器現(xiàn)地手動合閘條件和合閘方法掌握的不夠。

（3）當(dāng)調(diào)度通訊中斷時(shí)，運(yùn)行人員沒有掌握如何恢復(fù)與調(diào)度通訊的相關(guān)知識。

（4）事故處理中，運(yùn)行人員存在嚴(yán)重違反調(diào)度規(guī)程，不經(jīng)過調(diào)度，擅自操作。

（5）在處理問題時(shí)，凸顯出在雙休日進(jìn)行事故處理時(shí)人員不足。且人員的心理素質(zhì)差，存在嚴(yán)重的忙、亂、慌等問題。

（6）運(yùn)行人員在發(fā)生事故后，調(diào)度人員要求提供數(shù)據(jù)和參數(shù)時(shí)，打印機(jī)不能正常工作。

5.3 管理方面

（1）設(shè)備管理工作不足，設(shè)備在運(yùn)行中端子松動，但在日常的檢查中卻沒有發(fā)現(xiàn)。

（2）事故應(yīng)急管理薄弱。運(yùn)行人員缺乏必要的有針對性的事故預(yù)想和事故演練，導(dǎo)致自動化改造完成后，發(fā)生全廠停電事故時(shí)，運(yùn)行人員在面對問題時(shí)顯得無所適從，只有等候領(lǐng)導(dǎo)的命令，值長在處理問題時(shí)缺乏主見。

（3）新設(shè)備的技術(shù)培訓(xùn)工作不足。對于一些新設(shè)備的相關(guān)技術(shù)，掌握的人比較少，因此發(fā)生事故時(shí)，當(dāng)參加過培訓(xùn)的技術(shù)人員不在現(xiàn)場，事故處理工作相當(dāng)被動。

（4）信息溝通不暢，缺乏全廠性的事故信息和事故處理能力共享，經(jīng)過多次事件表明，在運(yùn)行中即使多次發(fā)生同類型的問題，僅僅只有當(dāng)事人員能夠了解情況，而沒有參與的人員則無法從前次的事件處理中學(xué)習(xí)到相關(guān)的處理問題知識和技能。

（5）事故應(yīng)急處理程序不清，指揮混亂。設(shè)備改造后，原有全廠黑啟動預(yù)案存在與現(xiàn)有的設(shè)備運(yùn)行方式不同之處，沒有及時(shí)進(jìn)行整改，同時(shí)在本次事件及前幾次事件中，在處理事故時(shí)都或多或少存在缺乏統(tǒng)一的協(xié)調(diào)指揮，處理問題時(shí)思路不明、程序不清。

6 防范及整改

（1）加強(qiáng)現(xiàn)地手動操作的培訓(xùn)力度，并進(jìn)行模擬演練，提高突發(fā)事件處理能力。

（2）設(shè)備整改：

①退出110kVPT并列裝置，分段斷路器斷開后不能退出PT并列裝置的原因查找。②應(yīng)對本次事故1150分段、1號主變高壓側(cè)1101斷路器上位機(jī)合閘判斷條件由原來4臺斷路器，改為判別發(fā)電機(jī)組斷路器，并要求以后若對主變充電應(yīng)在保護(hù)屏上操作，通過電腦鑰匙輸入程序后，進(jìn)行操作。③水機(jī)層事故照明存在接地現(xiàn)象，應(yīng)進(jìn)行檢查，并恢復(fù)水機(jī)層事故照明電源。④接入調(diào)速器的斷路器接點(diǎn)目前已經(jīng)由原單一的發(fā)電機(jī)斷路器接點(diǎn)，改為串入主變高壓側(cè)斷路器接點(diǎn)，以提高調(diào)速器在主變高壓側(cè)斷路器跳閘時(shí)的接負(fù)荷能力，即便如此，還需要進(jìn)一步聯(lián)系調(diào)速器廠家，對線路側(cè)發(fā)生跳閘情況下的調(diào)速器調(diào)節(jié)規(guī)律參數(shù)進(jìn)行調(diào)整，提高跳閘調(diào)速器處理甩負(fù)荷的能力。⑤載波機(jī)采用交直流供電。⑥故障錄波裝置需聯(lián)系廠家進(jìn)行處理，外部斷路器接點(diǎn)不對應(yīng)問題應(yīng)進(jìn)行處理。⑦2號主變高壓側(cè)CT回路保護(hù)級線圈和計(jì)量線圈已經(jīng)進(jìn)行糾正，還需對1#主變高壓側(cè)CT進(jìn)行整改。⑧退出調(diào)速器失靈+115%過速保護(hù)。

（3）本次全廠停電后，發(fā)現(xiàn)水機(jī)層沒有事故照明，另外，運(yùn)行人員使用的手電筒也多數(shù)充不上電或已塤壞，給運(yùn)行人員的操作帶來很大的不便。需更換運(yùn)行人員的手電筒，保證事故處理中有充足的照明。

（4）對于自動化流程在事故操作時(shí)不能順利執(zhí)行，需要查明原因，針對性解決。

（5）加強(qiáng)事故應(yīng)急處理程序的學(xué)習(xí)教育。通過學(xué)習(xí)教育，使每一個人員能夠明確事故處理的原則、程序、方法，例如在發(fā)生全廠設(shè)備停電時(shí)，到底是該先處理問題還是先匯報(bào)？要匯報(bào)又應(yīng)該如何匯報(bào)？什么樣的事故應(yīng)該匯報(bào)到哪一級？等等諸如此類的問題都要通過對事故應(yīng)急處理程序的學(xué)習(xí)教育才能得以解決。

（6）中控室考慮裝設(shè)1臺傳真機(jī)，確保在周末當(dāng)發(fā)生類似問題時(shí)可以與調(diào)度傳送相關(guān)文件。

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2017-03-10）

汪大慶（1975-），男，甘肅武威人，大學(xué)本科，工程師，研究方向：水利發(fā)電。