对侧变电站母线故障出线解列全厂停电.docx

对侧变电站母线故障，出线解列全厂停电【事故经过】某热电厂 11、12 号机组为哈汽生产的三缸、两排抽汽式汽轮机，型号为 CC140/N200-130/535/535。厂区内配升压站，两台机组共用两条母线出线。2002 年 12 月 11 日，由于对侧变电站 220kV 母线故障，造成邯来 III、IV 解列，但机组主开关未断开，DEH 系统切至手动方式，控制系统仍按照机组在网上运行进行调整，机组转速不断下降，造成#11、#12 发变组保护“过激磁”反时限部分动作，机组解列灭磁，全厂停电。【原因分析】1、从 12.11 事件分析，在线路故障后机组负荷无法向外输送，而控制系统仍按机组在电网上运行来对机组进行控制，造成系统控制紊乱（两台机组同时带厂用电，相互扰动，对负荷的调节不同步） ，最终不能使机组带厂用电运行。因此，机组能够准确判断出线路故障，并将主开关断开，顺利切换至单元机组各自带厂用电运行是问题的关键。2、从现有的电网结构来看，频率达到 50.8Hz 几乎是不可能的。由此可以判断，当主开关未断开，而机组转速达到 3050rpm 时，线路（厂界外）肯定出现故障。此时，机组就可以主动将主开关断开，使单元机组各自带带厂用电运行。3、在机组切换至厂用电运行方式时，机组负荷将迅速减少，为了使锅炉也能够响应此方式而不使再热器过度超温、安全门长期打开等情况产生，锅炉能够稳定燃烧， 可以将锅炉跳闸。 此时汽轮机利用锅炉蓄热带厂用电，运行人员可根据实际情况重新点火、投油、投粉，使机组带厂用电稳定运行。4、对于发变组保护，由于在基建过程中电气保护和电液调节系统没有顺畅的接口，发变组保护的出口只能作用于机组停运，这不利于机组的安全、稳定运行。DEH 系统改造后通过将发变组保护分类，保护出口分别作用于机组停运或锅炉灭火，可使得机组在不同的故障状态下采取不同的措施，有利于机组快速恢复运行。【防范措施】1、电网故障超速的判断及动作出口在 DEH 系统内完成，当并网信号和转速超过 3050rpm 同时存在时，即可判断为“电网故障超速”。该信号在 DEH 系统内增加历史追忆点，同时上光字牌报警。“电网故障超速”信号通过发变组保护跳主开关。为了保证保护正确动作，并网信号和转速信号进行三取二处理。同时，DEH 的输出继电器接点可串接，继电器线圈采用相反的动作方式（接点在动作前均断开，线圈一个带电，一个不带电） 。同时保证在机组负荷突变 30%时机组能够切至阀位方式，运行人员可以手动设定阀位给定值。2、改进、完善热工保护与发变组保护之间的联系（1）发电机内部故障“发电机内部故障”作用于全停和程序跳闸两个电气保护出口。 同时， “发电机内部故障”信号送热工保护系统，使汽机跳闸、锅炉灭火。其中出口方式为全停的电气保护有：发电机差动、主变差动、发变组差动、厂变差动、发电机定子匝间保护、发电机转子两点接地保护、3U0 发电机定子接地保护、主变重瓦斯、高厂变重瓦斯。出口方式为程序跳闸的有：对称过负荷反时限、反时限负序过流保护、发电机失磁 t1 保护。 “发电机内部故障”信号送至 ETS 柜，在柜内的所有接线及信号去向均保持不变。（2）发电机甩负荷“发电机甩负荷”作用于解列灭磁和解列两个电气保护出口。 同时， “发电机甩负荷”信号送热工保护系统。此前，“发电机甩负荷”与“发电机内部故障”一样均作用于汽机跳闸、 锅炉灭火。 但发电机甩负荷信号代表的是发电机不很严重的故障，可能是由外部原因引起，可以通过检查并在排除故障后重新并网，此时汽轮机可以在 3000rpm 状态下运行。因此，“发电机甩负荷”不作用于汽机跳闸， 只需使锅炉灭火。 锅炉灭火是为了使机组更容易控制，当机组脱网时，汽轮机的负荷迅速减少，锅炉在燃烧状态下很难控制。锅炉灭火后利用其蓄能保持汽轮机的转速，反而有利于机组快速恢复运行。其中出口方式为解列灭磁的电气保护有：发电机程序逆功率、励磁机反时限过负荷、发电机过激磁保护、主变高压侧阻抗保护、主变零序电压保护、主变零序电流保护、高厂变复合电压过流保护、主变间隙零序电流保护、断水保护、汽机跳闸。此外增加发电机逆功率 T2 下 100 解列灭磁，因为发电机逆功率用于保护汽轮机，当主汽门误关闭或机组保护动作于关主汽门关闭，而出口断路器拒动时，发电机将变为电动机运行，从系统吸收有功功率，此时由于鼓风损失，汽机尾部叶片可能过热，造成汽轮机损坏。原出口方式：T1 1.5发信，T2 100 解列。但此时解列后，由于发电机未灭磁，汽轮机仍未进汽，将变为转子带厂用电惰走发电，频率越来越低，严重威胁发电机、变压器及厂用电设备，此时 V/f 升高可能会使“过激磁”动作于解列灭磁，但时间过长。因此，决定出口方式改为：T1 1.5发信，T2 100 解列灭磁。出口方式为解列的有：高压侧断路器非全