汪 洋，王勁松，劉天海，張雅君

（淮滬煤電有限公司田集發(fā)電廠，安徽 淮南 232098)

0 引言

伊拉克某電廠共有6臺燃油(氣)機組，由上海電氣集團總包、上海電力運營公司承運。此項目是伊拉克戰(zhàn)后國家重建重點工程，發(fā)電量占伊拉克總發(fā)電量的1/4左右，可提供巴格達1/2左右的電力供應(yīng)，其總裝機容量為2 540 MW。

1 設(shè)備概況

繼電保護動作跳機事故發(fā)生期間，1期4×330 MW機組已經(jīng)商業(yè)運行；2期2×610 MW機組中5號機組處于并網(wǎng)后試運行階段，即伊拉克電力行業(yè)RTR階段(相當于中國機組商業(yè)運行前的“168 h試運行”階段，由調(diào)試單位負責)。該電廠400 kV 1期升壓站由5串構(gòu)成，為4臺機組、4條出線和2個聯(lián)絡(luò)變出線間隔，采用3/2接線，母線編號為ⅠA母線、ⅡA母線。400 kV 2期升壓站由2串構(gòu)成，為2臺機組與2條出線間隔，母線編號為ⅠB母線、ⅡB母線。1，2期400 kV母線通過4101，4202母線分段開關(guān)相連。5號發(fā)變組接4083，4082開關(guān)。整個400 kV升壓站示意圖如圖1所示。

事故前400 kV系統(tǒng)運行方式為ⅠA/ⅡA母線及5串運行、ⅠB/ⅡB母線運行，母線分段4101，4202開關(guān)合閘。5號主變、線路串中，5號機組運行，線路停運，4081，4082，4083開關(guān)合閘；6號主變、線路串未投運，3個開關(guān)均處于分閘狀態(tài)。

圖1 400 kV升壓站結(jié)線示意

2 事故經(jīng)過

2014-12-15T07:52，400 kVⅠA母線母差保護動作，跳開400 kVⅠA母線所連接的開關(guān)；4083開關(guān)短引線保護動作，5號機組跳機；5號機組廠用電快切裝置切換成功后極短時間內(nèi)，132 kV 3號啟備變高壓側(cè)開關(guān)跳閘，3號啟備變失電，機組失去高壓廠用電源；高壓廠用電源失電后，保安段失電，柴油發(fā)電機組未啟動，無保安電源；為保障機組設(shè)備安全，搶送3號啟備變成功，廠用電帶電，5號機組安全停機。

3 事故分析

現(xiàn)場事故過程總體上由以下4個事件構(gòu)成：

(1) 400 kVⅠA母線母差保護動作；

(2) 4083短引線保護動作；

(3) 3號啟備變合閘成功又跳閘；

(4) 柴油發(fā)電機組未應(yīng)急啟動。

下面依次對這4個事件進行分析。

3.1 400 kVⅠA母線母差保護動作分析

事故發(fā)生后，調(diào)試人員檢查各故障報告與記錄，發(fā)現(xiàn)4083開關(guān)短引線保護與400 kVⅠA母線母差保護同時動作。首先查看了400 kVⅠA母線母差保護，母差保護裝置采用的是南京南瑞繼保電氣有限公司的RCS-915E型設(shè)備，由母差保護動作記錄可知：故障時C相差流達到了8.77 A，遠遠大于母差保護動作定值，保護動作行為正確；從故障開始到故障完全切除的時間為2.5個周波，即故障持續(xù)的時間為50 ms左右。

根據(jù)保護的動作信息，立即到升壓站對400 kVⅠA母線進行仔細檢查，發(fā)現(xiàn)由于冷水塔離升壓站很近，大風將冷水塔水汽直接吹到升壓站母線上，造成母線支柱絕緣子放電擊穿，故障點放電痕跡很明顯。圖2為升壓站故障時拍攝的氣象圖以及絕緣子放電擊穿痕跡圖。

圖2 400 kV升壓站氣象及400 kVⅠA母瓷瓶放電痕跡

從圖2(a)可以看出，當時400 kV升壓站水汽彌漫，現(xiàn)場相當潮濕，極大地影響了電氣設(shè)備的絕緣性能。圖2(b)為故障點的情況，可以看出瓷瓶與支座之間有明顯的放電擊穿痕跡，此擊穿瓷瓶為C相，與母差保護記錄相符合，母差保護動作正確。

3.2 4083開關(guān)短引線保護誤跳機分析

短引線保護主要針對3/2接線方式，當一串開關(guān)中一條線路(或主變)停用，則該線路(或主變)側(cè)的隔離開關(guān)將斷開。此時保護用電壓互感器也停用，線路(或主變)主保護停用，因此在短引線T區(qū)范圍內(nèi)的故障，將沒有快速保護來切除。為此，設(shè)置了短引線差動保護，在T區(qū)范圍內(nèi)故障時，該保護可快速動作切除故障。

對于該電廠項目，短引線保護采用的是180°差電流回路接線。當5號機組檢修，正常合環(huán)運行時，由于4083，4082開關(guān)電流互感器中流過的電流幅值相等且向量和為0，即差流為0，保護不會動作。當短引線T區(qū)出現(xiàn)故障時，2電流向量和不為0，出現(xiàn)差流，保護能可靠動作以切除故障。

當5號機組正常運行時，由于機組分別通過4083，4082開關(guān)向ⅠB，ⅡB母線送出負荷。4083，4082開關(guān)電流方向相反，類似于短引線區(qū)內(nèi)的短路故障情況，所以需要退出短引線保護，防止保護誤動。一般設(shè)計院設(shè)計時，短引線的投退方式有以下2種：

(1) 通過主變(或線路)隔離刀閘的常閉接點串入跳閘出口回路中，以實現(xiàn)自動投退短引線保護；

(2) 在跳閘出口回路中串入保護投退硬壓板，運行人員根據(jù)實際運行方式手動投退短引線保護。

該電廠短引線保護的投退方式采用主變(或線路)隔離刀閘的常閉接點和保護投退硬壓板并聯(lián)的方式。短引線保護投入時，主變(或線路)隔離刀閘常閉接點閉合或者手動投入保護硬壓板任一條件滿足即可；退出時，必須主變(或線路)隔離刀閘常閉接點打開并且手動打開保護硬壓板2個條件同時滿足。短引線保護跳閘回路如圖3所示。實際接線采用隔離刀閘常閉接點的重動接點與投退壓板并聯(lián)，并經(jīng)光耦隔離環(huán)節(jié)后接入短引線保護出口回路，將強電、弱電部分隔離。

圖3 短引線保護跳閘回路

事故分析時，通過詢問調(diào)試人員，發(fā)現(xiàn)調(diào)試人員在保護調(diào)試過程中，未能檢查清楚保護出口回路部分。調(diào)試人員根據(jù)以往工作經(jīng)驗，認為跳閘回路為主變側(cè)隔離刀閘常閉接點和外接保護投退壓板是串接后出口跳閘，如圖4所示。調(diào)試人員誤認為只要主變隔離刀閘合上后，主變隔離刀閘常閉接點打開，保護自動退出，不需要運行人員手動斷開壓板退出保護。

圖4 調(diào)試人員誤認為的短引線保護跳閘回路

在5號機組運行時，雖然主變隔離刀閘常閉接點打開，但調(diào)試人員沒有手動退出短引線保護硬壓板，造成短引線保護一直處于投入狀態(tài)，是造成此次短引線保護誤動作，5號機組跳機的最直接原因。

另外一個需要分析的問題是：機組正常運行時，短引線保護沒有動作，而在母線出現(xiàn)接地故障時，保護會出現(xiàn)誤動。

通過檢查短引線保護定值，差動保護啟動值為0.3 A，跳閘時間為0，CT變比為2 500/1，折算成主變出力為：此新建機組試運行期間，發(fā)電機出力沒有達到此負荷值，所以短引線差動保護沒有啟動及出口跳閘。

而400 kVⅠA母線C相出現(xiàn)接地故障時， 5號機組通過2條途徑向故障點提供故障電流。第1條途徑:通過4083開關(guān)、4202開關(guān)以及1期400 k V完整運行串向故障點提供故障電流；第2條途徑：通過4082開關(guān)、4081開關(guān)、4101開關(guān)向故障點提供故障電流。所以4082，4083開關(guān)電流會瞬間變大，即短引線保護的故障電流變大。從4083短引線保護動作記錄可知：故障時2個開關(guān)C相電流明顯變大，2個開關(guān)電流都大于1 A，且相位相同，差流為2電流向量之和，所以故障瞬間短引線保護采集到的差流大于2 A，遠遠大于短引線保護定值0.3 A；另外故障電流持續(xù)時間約為2.5個周波，即約為50 m s，和400 kVⅠA母線保護完全切除時間大致相等。由此得出，在母線出現(xiàn)接地瞬間，短引線保護和母線保護同時動作。短引線保護動作跳開4083，4082開關(guān)，5號機組跳機。

按照設(shè)計要求，當母線故障時，母線保護動作，跳開故障母線，隔離故障點。400 kVⅠA母線C相故障點不屬于4083短引線保護范圍內(nèi)，短引線保護動作的原因是機組正常運行時應(yīng)該退出短引線保護，而調(diào)試人員沒有實際檢查保護裝置跳閘回路的邏輯，只是根據(jù)個人經(jīng)驗，未退出短引線保護，從而導(dǎo)致保護動作，5號機組跳機。

3.3 備用電源快切成功后啟備變跳閘分析

該電廠2期2×610 MW機組備用電源3號、4號啟備變?nèi)∽?32 kV母線。事故發(fā)生當天，3號啟備變運行，4號啟備變未投運。其中3號啟備變間隔斷路器通過132 kV高壓電纜接到3號啟備變高壓側(cè)，距離比較遠。132 kV高壓電纜保護采用光纖差動保護，兩側(cè)裝有國電南京自動化股份有限公司的PSL-621U型保護裝置，實現(xiàn)光纖差動以及遠傳、遠跳等功能。啟備變保護動作時，通過遠傳、遠跳保護來實現(xiàn)3號啟備變132 kV高壓側(cè)開關(guān)的跳閘。其中，遠傳保護是用于啟備變非電量跳閘，即：當啟備變出現(xiàn)非電量保護動作時，啟動遠傳保護將跳閘指令通過光纖傳到對側(cè)保護裝置，跳開啟備變高壓側(cè)開關(guān)。遠跳保護是用于電氣量跳閘，即：當啟備變電氣量保護動作時，啟動遠跳保護將跳閘指令通過光纖傳到對側(cè)保護裝置，跳開啟備變高壓側(cè)開關(guān)。

查看廠用電快切過程中故障錄波器記錄的波形可知：3號啟備變低壓側(cè)A分支三相電流持續(xù)時間約234 ms。說明快切成功大約234 ms后，3號啟備變跳閘。

檢查啟備變跳閘原因時，發(fā)現(xiàn)3號啟備變高壓側(cè)電纜保護裝置PSL-621U電纜保護中遠傳保護動作。而遠傳保護必須由啟備變非電量保護動作后才能啟動。檢查啟備變非電量保護裝置，無任何報警、跳閘信號，裝置內(nèi)也無任何相關(guān)報文，相關(guān)DCS、故障錄波器中也未記錄任何非電量保護動作信號。因此，遠傳保護動作原因不明。

3.4 柴油發(fā)電機組未應(yīng)急啟動分析

在正常情況下，當啟備變跳閘、廠用電失電后，保安段2路主電源失電時，柴油發(fā)電機系統(tǒng)應(yīng)該自動啟動為保安段供電。但此次事故中柴發(fā)設(shè)備并沒有啟動。檢查發(fā)現(xiàn)，機組在試運行期間，調(diào)試單位將柴發(fā)控制權(quán)限放在“就地”位置，調(diào)試結(jié)束后并沒有將控制方式還原到“遠方”位置。致使在保安段失電時，柴發(fā)控制系統(tǒng)不能執(zhí)行遠方啟動的邏輯，使保安段完全失電。

為了保護設(shè)備安全，使發(fā)電機組可以安全停機避免主設(shè)備損壞，調(diào)試人員搶送3號啟備變成功，廠用電帶電，才使機組安全停機。

4 結(jié)束語

通過此次事故的分析處理，得到如下經(jīng)驗總結(jié)。

(1) 力戒“經(jīng)驗主義”。此次事故中短引線保護誤動作，是由于調(diào)試人員經(jīng)驗主義造成的，所以電力工作人員一定要摒棄憑經(jīng)驗干活的陋習(xí)。經(jīng)驗很重要，但不能脫離實際。任何現(xiàn)場的邏輯、回路都需要通過嚴謹?shù)脑囼?、檢查來驗證。特別對于短引線保護這種對系統(tǒng)運行方式有嚴格要求的保護，一定要嚴格把控，核對清楚回路及邏輯。

(2) 加強設(shè)備運行方式管理。柴油發(fā)電機系統(tǒng)未能啟動，完全是由于設(shè)備管理出現(xiàn)問題造成的。電氣管理人員一定要重視并加強設(shè)備運行管理工作。特別是對設(shè)備運行方式的操作、保護定值及投退壓板管理等，容不得半點麻痹大意。此次事故發(fā)生時，如果啟備變不能搶送成功，很有可能造成發(fā)電機組損壞事故，造成巨大損失。

(3) 不放過任何疑點。雖然為了機組設(shè)備安全，搶送3號啟備變成功，但遠傳保護動作具體原因并未檢查出來，在以后設(shè)備的運行中要加強觀察、分析，查明快切裝置動作異常原因。作為繼電保護工作人員，必須認真對待任何一個疑點，通過一切可能的手段與方法進行相關(guān)試驗和論證，消除設(shè)備隱患，確保設(shè)備運行安全。

(4) 認真執(zhí)行設(shè)備防污閃事故措施。上述事故是一次由母線閃絡(luò)引起的連鎖故障。母線支柱絕緣子閃絡(luò)故障在國內(nèi)很多地方都曾發(fā)生，特別是在大霧、暴雨、大雪天氣，更容易造成此類絕緣事故的發(fā)生。由于伊拉克地處中東，干旱少雨，灰塵比較大，支柱絕緣子積灰情況比較嚴重，碰到大霧以及雨季，很容易發(fā)生閃絡(luò)故障，這也給日常維護工作敲響了警鐘。對于常見的瓷瓶積灰現(xiàn)象，電氣工作人員應(yīng)該根據(jù)實際情況，仔細觀察、檢查瓷瓶和絕緣子的污臟情況，并制定相應(yīng)的應(yīng)對措施，如加強巡檢、定期清掃等。

(5) 注重細節(jié)。很多電氣事故的發(fā)生都是由于忽視細節(jié)引起的。最簡單、基礎(chǔ)的工作往往最容易被忽視。因此，電氣工作人員一定要注重細節(jié)，才能防止失誤及事故的發(fā)生。

1 國家電力調(diào)度通信中心．電力系統(tǒng)繼電保護實用技術(shù)問答[M]．北京：中國電力出版社，2004.

2 崔家增，孟慶炎，熊炳耀，等．電力系統(tǒng)繼電保護與安全自動裝置整定計算[M]．北京：中國電力出版社，2006.