某热电联产电厂双机组跳闸事故分析及解决措施

宋 正,余文彦,杨 林

(河南师范大学,河南 新乡 453007)

0 引言

热电联产电厂机组既生产电能,又可利用汽轮发电机作过功的蒸汽对用户供热,具备同时生产电能、热能的工艺过程,较分别生产电能、热能方式节约燃料。以热电联产方式运行的火电厂称为热电厂,该机组称为热电联产机组,该类型机组在北方得到普遍应用,冬季时效率达到最高值。

电力系统运行中经常发生较大的干扰或事故,因此国内外针对电厂机组跳闸的研究从未停止。文献[1-4]评估了灾害天气的线路安全风险、极端情况下电网遭受外部破坏的风险,提出了相关建议;文献[5]研究了受雷击后发电机复合电压过流保护越级跳闸的具体原因;文献[6]分析了发电机组跳闸对电网频率和潮流的影响;文献[7-9]指出了断路器分合闸绕组烧损故障原因,并提出了相应改进措施;文献[10-11]研究了交流串入直流系统时,造成直流短路,设备跳闸、烧毁;文献[12]论述了主蒸汽压力设定值突增使汽轮机调节门关闭导致机组跳闸;文献[13]分析了水-氢-氢冷却方式的发电机线棒损坏及转子振动突变引起机组跳闸;文献[14-20]分析了导致发变组跳闸联跳汽轮发电机组等多种励磁系统、失磁保护动作跳闸事故的原因;文献[21-22]通过上海电网并网发电机组20年间发生的机组跳闸事故,归类分析并总结规律,提出了一些建议,采取相应措施极大提高了机组运行可靠性。

为保证热电联产机组可靠运行,本文针对某热电联产电厂双机组跳闸事故,对其跳闸原因进行分析并提出解决措施,避免类似事故在电网中重复发生。

1 事故概况

津门电厂2×135 MW供电供热机组通过双回110 kV线路接入220 kV沙河变110 kV电网,Ⅰ河津线导线规格LGJQ-300,长为8.6 km,Ⅱ河津线导线规格LGJQ-300,长为8.5 km,导线排列方式均为三角布置,津门电厂110 kV双母并列运行,配置微机型母差保护,正常投入。3号、4号主变压器随3号、4号发电机组运行,1台主变压器中性点接地。110 kV联络线路Ⅰ、Ⅱ河津线配置光纤纵差保护,相间、接地距离保护Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段,零序保护Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段,检无压、检同期重合闸。事故前,3号发电机有功功率为109 MW,无功功率为56.7 Mvar,功率因数为0.89;4号发电机有功功率为121 MW,无功功率为65.6 Mvar,功率因数为0.88。系统事故前运行方式如图1所示。

图1 系统事故前运行方式

2022年10月27日20：42：49,220 kV沙河变Ⅱ河津1断路器差动保护动作跳闸,重合闸未动作,2 s后,Ⅰ河津1断路器零序电流Ⅱ段保护动作跳闸,20：43：03,Ⅰ河津1断路器重合,重合不成功,110 kVⅠ、Ⅱ河津1相继跳闸,津门电厂与系统解列并失去厂用电。21：32,Ⅰ河津线试送成功,津门电厂逐步恢复厂用电,检查3号机设备均正常。次日04：06,津门电厂3号机并网成功,4号机锅炉发生干锅事故,3日后恢复正常。

a.电网侧

20：42：49.786,Ⅱ河津1保护启动,18 ms差动动作,事故相别AN,2496 ms差动动作,事故相别ABC,14.06 s差动动作,事故相别ABC,事故测距为7.01 km。

20：42：49.983,Ⅰ河津1保护启动,1624 ms零序Ⅱ段动作,13.98 s重合闸动作,事故测距为7.10 km,1608 ms零序Ⅱ段动作,事故测距为7.10 km。

b.电厂侧

20：42：25.284,Ⅱ河津2保护启动,20 ms差动动作,事故相别AN,1024 ms距离Ⅱ段动作,事故相别AN,1312 ms零序Ⅱ段动作,事故相别AN,2496 ms差动动作,事故相别ABC,2512 ms距离加速动作,事故相别ABC,2592 ms零序加速动作,事故相别ABC,14.06 s差动动作,事故相别ABC,14.08 s距离加速动作,事故相别ABC,14.15 s零序加速动作,事故相别ABC,事故测距为7.20 km。

Ⅰ河津2保护无启动,事故后11.3 s,4号发变组保护启动,53 ms,4号发变组保护A柜、B柜“热工保护”动作,事故后11.4 s,3号发变组保护启动,54 ms,3号发变组保护A柜、B柜“热工保护”动作。

2 原因分析

2.1 现场检查及试验分析

事故发生后,对电厂一、二次设备开展外观检查和试验分析。

a.一次设备检查

Ⅱ河津2断路器为LW36-126/T3150-40 AIS型,2004年5月生产,2004年12月投入运行,已接近设备30年安全运行年限。Ⅱ河津2外观检查无异常,有轻微焦煳味道,拆掉Ⅱ河津2机构箱边门进行检查,发现断路器柜内跳闸绕组烧损,如图2所示。

图2 Ⅱ河津2跳闸绕组烧损情况

b.二次设备传动试验

津门电厂更换Ⅱ河津2断路器分闸绕组并对机构润滑后,远方及就地分、合断路器试验正常,远传信号正常。开展Ⅱ河津2断路器特性试验,重点检查合闸同期、合闸电阻、分合闸时间、分合闸绕组动作电压、模拟事故实际传动出口跳闸等,均正确。

2.2 沙河变侧事故录波分析

a.Ⅱ河津1录波分析

20：42：49.786,Ⅱ河津线A相故障,Ⅱ河津线差动保护启动,Ⅱ河津1保护A相出现事故电流,事故电压波动不明显(A相电压由57.8 V降至55.7 V)为高阻接地,差动动作跳闸,沙河变Ⅱ河津1跳闸录波如图3所示,跳闸后事故电流消失。2.496 s,津门电厂发变机组强励磁,如图4所示,导致事故电弧重燃,Ⅱ河津2电流升高,Ⅱ河津1差动保护第2次动作,保护动作接点变位如图5所示。

图3 沙河变Ⅱ河津1跳闸录波

图4 津门电厂发变机组强励磁

图5 沙河变Ⅱ河津1差动保护第2次动作

13.98 s,Ⅰ河津1断路器重合事故点处,Ⅱ河津线绝缘再次击穿,Ⅱ河津2重新有电流,14.06 s,Ⅱ河津1差动保护第3次动作,如图6

图6 沙河变Ⅱ河津1差动保护第3次动作

所示。

b.Ⅰ河津1录波分析

第1次事故后1.624 s,因为Ⅱ河津2断路器动作出口,跳闸绕组烧坏,断路器未断开,事故未从系统中完全切除,且津110合位,系统向事故点流入电流,Ⅰ河津1零序2段动作(Ⅱ段范围内、时限达到、正方向事故),跳Ⅰ河津1断路器三相,如图7所示,三相跳开后,Ⅰ河津1事故电流消失。

图7 沙河变Ⅰ河津1跳闸录波

Ⅰ河津1零序2段动作后,津门电厂孤网运行,频率超速,电压降低,发电机强励磁,电压升高,不满足重合闸检无压及检同期的要求,约11.3 s,津门电厂3号、4号发电机热工保护和断水保护动作出口跳3号、4号发电机,电厂机组均甩掉后,检无压条件满足,Ⅰ河津1重合闸(投检无压和检同期),延时2.5 s重合闸动作,重合在事故点,Ⅰ河津1零序2段经1.6 s延时再次跳闸,如图8所示。

图8 沙河变Ⅰ河津1重合闸动作

Ⅰ河津1断路器重合在事故点,此时事故点绝缘部分恢复,经50 ms后重新击穿,故零序保护未加速动作,1.6 s延时后零序Ⅱ段动作出口,如图9所示。

图9 沙河变Ⅰ河津1零序保护动作

2.3 津门电厂侧事故录波分析

10月27日20：42,Ⅱ河津2断路器保护启动,线路A相电流增大,零序电流随之增大,幅值一致,11 ms,保护装置三跳开出,111 ms,跳闸位置反馈至保护柜。系统侧Ⅱ河津1断路器跳闸,本侧Ⅱ河津2断路器因分闸绕组烧毁导致断路器未分闸,引起对侧Ⅰ河津1后备保护动作,如图10所示。事故1.6 s,Ⅰ河津1断路器零序Ⅱ段动作跳闸,如图11所示,本侧Ⅰ河津2断路器因事故在区外属于反方向,没有动作出口跳闸。

图10 津门电厂Ⅱ河津2保护录波

图11 津门电厂Ⅰ河津2保护录波

事故后2469 ms,线路再次出现A相电流增大,零序电流再次随之增大,幅值一致,保护装置再次三跳开出,断路器仍处于合闸状态。此时,Ⅰ、Ⅱ河津线均因电源侧断路器跳闸引起2台机组孤网运行,且因Ⅱ河津2断路器没有分闸,导致一直向事故点提供事故电流,2台机组因维持不住机端电压、频率,导致2台机组震荡后引起全停,持续时间11 s。

事故后11.3 s,4号机组发变组保护首出“热工保护动作跳机”(汽轮机主蒸汽门关闭信号触发),53 ms,4号机组停机,4号汽轮机危急遮断系统(emergency trip system,ETS)首出“发电机故障跳机”。因机组转速下降至2385 r/min,主机调速油压下降,高压油泵联启后油压无明显提高(因电压低),安全油压低至0.65 MPa左右,造成汽轮机主蒸汽门关闭,ETS发信号至发变组保护跳主断路器。

事故后11.4 s,3号机组发变组保护首出“热工保护动作跳机”(汽轮机主蒸汽门关闭信号触发),54 ms,3号机组停机。因机组转速下降至2369 r/min,主机调速油压、润滑油压下降,高压油泵联启后油压无明显提高(因电压低),安全油压低至0.63 MPa左右,造成汽轮机主蒸汽门关闭,ETS发信号至发变组主断路器跳闸,同时“润滑油压低跳机”压力开关动作,主断路器跳闸,3号机ETS同时出“润滑油压低保护动作跳机”。

Ⅰ河津1断路器在事故发生后13.98 s重合闸成功,14.03 s,Ⅱ河津线路再次出现A相电流增大,零序电流再次随之增大,幅值一致,14.06 s,Ⅱ河津2保护装置再次三跳开出,但由于Ⅱ河津2断路器未分闸,继续向事故点提供事故电流,Ⅰ河津2于当前时刻1.6 s后再次跳闸,15.58 s,事故电流消失,电厂与系统解列。

经过巡线检查,在Ⅱ河津线路下方发现有一辆大型自卸翻斗车在施工,其自卸翻斗竖起搭接至Ⅱ河津线路上,导致线路A相接地,事故点形成并长期存在。在Ⅱ河津2保护动作后,由于断路器跳闸绕组烧毁引起断路器没有分闸到位,引起Ⅰ河津线及3号、4号机组均通过Ⅱ河津2断路器向事故点提供事故电流,在2台机组全停及Ⅰ河津重合后再次跳闸后,手动断开Ⅱ河津2断路器,事故点被彻底隔离。

发电机组及断路器动作时序如图12所示。

图12 系统发电机组及断路器动作时序

2.4 综合原因分析

20：42：49.786,Ⅱ河津线发生A相高阻接地事故,Ⅱ河津线两侧线路差动保护动作,Ⅱ河津1断路器出口跳闸,Ⅱ河津2断路器保护动作出口跳闸绕组励磁,断路器因机构卡涩,分闸不到位,由于此时辅助触点发生变位,断路器合闸回路常闭触点闭合,造成跳位继电器动作,保护柜发出断路器跳闸位置变位信号,断路器常开触点没有打开,造成断路器跳闸绕组长时间带电而烧毁,断路器拒动,不能断开事故电流点,事故未能从系统中切除。

Ⅱ河津线与Ⅰ河津线并列运行,津门变侧津110断路器合位,Ⅱ河津1断路器跳开后,沙河变侧电源仍通过Ⅰ河津线持续提供事故电流,1.624 s,Ⅰ河津1零序Ⅱ段动作跳闸出口,Ⅰ河津1断路器跳开,沙河变侧大电源系统与事故点及津门发电系统第1次隔离,Ⅰ河津线事故电流消失,Ⅱ河津线事故点处绝缘逐渐恢复。

此时津门电厂孤网运行,频率超速,电压降低,但津门电厂侧及Ⅰ河津线仍有电压,不满足Ⅰ河津1重合闸检无压及检同期条件,故Ⅰ河津1重合闸不启动。2.48 s,津门电厂发变机组强励磁启动,2.49 s,事故点处绝缘击穿,Ⅱ河津线差动保护第2次动作,Ⅱ河津2距离、零序保护Ⅱ段加速动作,Ⅱ河津2加速动作并不代表断路器有跳开重合后再动作的过程,这是因为Ⅰ河津1断路器跳开后,Ⅱ河津线事故点处绝缘逐渐恢复,Ⅱ河津2事故电流消失,保护以为断路器分闸,Ⅰ河津1断路器重合时,造成Ⅱ河津2断路器突然再次有电流,故开放加速保护动作。3号、4号机组孤网运行,因维持不住机端电压及频率,11.3～11.4 s,津门电厂3号、4号发电机热工保护和断水保护相继出口动作,跳3号、4号发变机组,津门电厂2台热电联产机组全停,与系统解列。

事故后13.98 s,津门电厂失电压,Ⅰ河津线路无电压。沙河变侧Ⅰ河津1保护重合闸检无压条件满足,启动重合闸,延时2.5 s重合闸,因Ⅱ河津2断路器未分闸,重合在事故点,重合不成功。此时事故点绝缘部分恢复,50 ms重新击穿,故零序保护加速未动作,系统继续向事故点提供电流,Ⅱ河津线差动保护第3次动作,1.6 s,Ⅰ河津1零序Ⅱ段动作再次跳闸,沙河变侧与事故点及津门发电系统彻底隔离。

综合分析本次事故可知：①Ⅰ河津、Ⅱ河津线两侧继电保护装置动作均正确,符合预设逻辑;②Ⅰ、Ⅱ河津1保护动作正确;③电厂侧Ⅰ河津2反方向事故不动作,动作正确;④Ⅱ河津2保护动作正确,但断路器拒动,最终不正确。

3 解决措施

a.加强电厂并网联网线路巡视检查,重点关注施工工地现场,发现大型机械车进行特别提醒,保证联网线路安全可靠运行,特殊天气加强110 kV升压站一次设备巡视频次,及时发现并解决问题,一次设备存在重大安全隐患及时进行治理。

b.加强一次设备运行检修维护,开展变电一次设备导电电阻、机械动作特性、分合闸绕组电阻及合闸同期、分合闸时间、最低动作电压、绝缘电阻、SF6气体检测等相关工作,对断路器机构清灰并润滑,模拟各类事故进行断路器传动,确保各项试验数据合格。

c.加强涉网一次设备状态评价,根据设备运行年限进行动态评价,一次设备存在重大安全隐患及时进行技术改造,保持一次设备状态运行良好。加强一次设备维护检查,对重要的运行年限超长的老化一次设备主、辅件进行更换,避免断路器发生卡涩,对不满足断路器特性要求的,结合停电计划进行维护更换,提高一次设备可靠性。

d.GB 50660—2011《大中型火力发电厂设计规范》规定200 MW级以上机组应设置应急保安电源,但该厂建厂较早,设计时未予考虑,后期未进行整改,仅有直流蓄电池电源作为机组安全停机使用。为保证机组安全,为电网提供稳定可靠电源支撑,完善改造保安电源,制定应急保安电源改造计划,必要时增设2台柴油发电机组或从其他电厂及变电站接入1路保安电源,提高发电机组辅机保障应急能力,避免发生锅炉干锅事故。

4 结语

基于以上多源数据分析,针对两侧保护及事故录波波形,提出了解决措施,电厂采购了相应设备,结合电网运行方式,申报停电计划,更换一次高压断路器,进行保安电源改造,提升了发电机辅机冗余度,杜绝了类似事故发生,满足了热电联产电厂机组并入电网的安全运行要求,有效提高了热电联产电厂机组的稳定性和可靠性。