黃菊珠

（福建省泉州市山美水庫管理處，福建 泉州 362000）

1 概述

山美水電站位于福建省南安市晉江東溪中游，水庫總庫容6.55 億m3，裝有2 臺16.5 MW 及1 臺30 MW 水輪發(fā)電機組，機端電壓10.5 kV。3 臺機組分別與3 臺主變壓器組成單元接線方式，經(jīng)主變壓器升壓后，通過電力電纜與開關(guān)設(shè)備相連接向電網(wǎng)送電，電站主要采用單母線分段接線方式，其電氣主接線如圖1所示。2014年6月22日因110千伏山井線A相瞬時接地，零序保護Ⅱ段動作，山井線164開關(guān)跳閘，開關(guān)跳閘后山美水電站3 臺機組機端頻率上升到52 Hz以上，3臺機組高頻保護動作引發(fā)機組甩負荷，造成#1、#2機過速停機，#3機轉(zhuǎn)到空載。

圖1 山美水電站主接線示意圖

2 故障前系統(tǒng)運行方式

故障發(fā)生前，山美電站#1、#2、#3機均在運行狀態(tài)且分別帶負荷16.5 MW、16.5 MW、30 MW，#1、#2、#3主變在運行狀態(tài)；110 kVⅠ、Ⅱ段母聯(lián)160開關(guān)合閘狀態(tài)，110 kV 山井線、山春線在運行狀態(tài)，110 kV山泉線166開關(guān)在熱備用狀態(tài)；35 kVⅠ、Ⅱ段母聯(lián)300 開關(guān)分閘，#1 主變35 kV 側(cè)負荷10.4 MW，#2主變35 kV側(cè)負荷13.3 MW。

3 故障時保護裝置及現(xiàn)場開關(guān)的動作情況

3.1 故障經(jīng)過

2014年6月22日08：30：39，110 kV山井線164開關(guān)跳閘；隨后#1、#2 機開關(guān)、MK 跳閘，關(guān)閉主閥，停機；#3 機開關(guān)跳閘、機組空載位置；08：34 因110 kV永春線對方側(cè)開關(guān)跳閘，至此35 kV饋線及廠用電消失。

3.2 故障時保護動作情況

（1）8：30 時110 kV 山井線A 相瞬時接地零序保護Ⅱ段動作跳開164 開關(guān)（對方零序Ⅳ段也動作開關(guān)跳閘，對方開關(guān)無壓重合閘成功）。

（2）#1 機高頻Ⅰ、Ⅱ段保護動作（機端電壓頻率54.14 Hz、機端AB 線電壓106.93 V），601 開關(guān)跳閘引起機組甩負荷，機組轉(zhuǎn)速迅速上升造成電氣過速155%保護動作緊急停機，滅磁開關(guān)跳閘，主閥關(guān)閉機組停機。

（3）#2 機高頻Ⅰ、Ⅱ段保護動作（機端電壓頻率54.13 Hz、機端AB 線電壓106.40 V），602 開關(guān)跳閘引起機組甩負荷，機組轉(zhuǎn)速迅速上升造成電氣過速115%且主配拒動引起水機事故保護動作緊急停機，滅磁開關(guān)跳閘，主閥關(guān)閉機組停機。

（4）#3 機高頻Ⅰ、Ⅱ段保護動作（機端電壓頻率54.14 Hz、機端AB 線電壓104.22 V），603 開關(guān)跳閘，機組轉(zhuǎn)到空載位置（滅磁開關(guān)沒有跳閘）。

（5）山井線164開關(guān)跳閘及山美#1、#2、#3機甩負荷后，山美廠用電及35 kV 饋線由110 kV 山春線倒送供電，08：34由于110 kV永春線對側(cè)開關(guān)跳閘，至此35 kV饋線用電及廠用電消失。

4 故障原因分析

（1）引發(fā)本次故障高頻動作的原因。110 kV山井線164 開關(guān)未跳閘前永春側(cè)倒送負荷約36 MW，山美3 臺機組帶負荷63 MW，扣除山美電站35 kV饋線負荷約25 MW，永春側(cè)及山美電站共向系統(tǒng)輸出負荷近75 MW，當山井線故障164開關(guān)跳閘后，近75 MW 的負荷疊加在永春及山美電站形成的小系統(tǒng)上，造成母線頻率急劇升高，引發(fā)機組繼電保護高頻保護動作。

（2）正常情況下機組甩負荷后，會引起機組轉(zhuǎn)速和機端電壓升高，但在調(diào)速器和勵磁系統(tǒng)作用下，應(yīng)最終維持機組在空載狀態(tài)穩(wěn)定運行。

本次故障中按照保護定值設(shè)定[高頻一段動作（頻率52 Hz 時間0.5 s）、高頻二段保護動作后跳發(fā)電機開關(guān)、跳滅磁開關(guān)]#1、#2機甩負荷后應(yīng)在空轉(zhuǎn)狀態(tài)不會停機。通過查找機組的監(jiān)控報告發(fā)現(xiàn)，#1機在高頻切機后機組轉(zhuǎn)速上升到155%引起水輪機事故保護動作緊急停機，而#2 機在高頻切機后機組轉(zhuǎn)速上升時電氣過速115%且主配拒動引起水輪機事故保護動作緊急停機；說明此次保護動作是正確的。

（3）#3 機按照保護定值設(shè)定應(yīng)在高頻切機后跳發(fā)電機開關(guān)、跳滅磁開關(guān)，但603 開關(guān)跳閘，滅磁開關(guān)沒有跳閘。經(jīng)查，原因是繼保人員在整定高頻保護時沒有將滅磁開關(guān)跳閘回路接入。

（4）當110 kVⅡ段母線頻率降低引發(fā)電力線路低頻保護動作，造成110 kV 永春線對側(cè)開關(guān)跳閘后，35 kV饋線用電及廠用電消失就成為必然。

（5）3臺機組甩負荷后只有#1機電氣轉(zhuǎn)速上升到155%，而機組轉(zhuǎn)速升高的程度與機組當時導葉開度的大小與關(guān)閉速率有關(guān)。經(jīng)查看機組監(jiān)控報告，#1 機在導葉關(guān)閉過程中分段關(guān)閉裝置在開度53%時投入動作造成導葉到全關(guān)時間達32 s，而#2機分段關(guān)閉裝置沒有動作導葉到全關(guān)時間只有11 s、#3 機沒有安裝此套裝置，說明過速是由此引起。但是在以前的甩負荷試驗沒有造成過速，所以還應(yīng)進一步查明原因。

5 故障暴露的問題

（1）此次3 臺機滿負荷運行時，永春側(cè)倒送負荷約36 MW，山美3 臺機負荷63 MW，近區(qū)負荷約25 MW，永春及山美向系統(tǒng)輸出近75 MW 負荷，當山井線故障跳閘時，導致永春及山美機組甩負荷，各機組母線頻率升高，各機組繼電保護高頻保護動作，使得發(fā)電廠出力嚴重缺失，永春及山美電站形成的小系統(tǒng)功率失去平衡，小系統(tǒng)頻率下降，造成電力線路低頻保護動作，小系統(tǒng)崩潰。

（2）山美3臺機高頻保護整定值相同，造成3臺機高頻保護幾乎同時動作。

（3）裝設(shè)在調(diào)速器接力器上的導葉兩段關(guān)閉裝置#1機有動作、#2機沒有動作、#3機沒有裝設(shè)此套裝置。

（4）機組過速保護動作不正確。

（5）繼電保護整定值與實際設(shè)置不相符。

6 整改措施

（1）經(jīng)調(diào)度部門同意在保護定值未調(diào)整前將3臺機組的高頻保護退出運行。

（2）與調(diào)度部門進行協(xié)調(diào)溝通將山美電站的3臺機組高頻保護進行調(diào)整（現(xiàn)3 臺機組的高頻保護均整定為頻率52 Hz、時間0.5 s），3臺機組的高頻保護在時限、定值應(yīng)進行排序相互錯開，根據(jù)不同頻率不同時段保護動作，防止高頻保護動作3 臺機組同時甩負荷影響系統(tǒng)及電站的安全運行。

（3）對#1、#2 機進行一次反事故演練，兩臺機滿負荷時同時甩負荷試驗，通過調(diào)速器試驗分析#1機轉(zhuǎn)速上升到155%的具體原因。查明#2機導葉分段關(guān)閉裝置不能投入動作的原因，必要時予以更換；在對#3 機技術(shù)改造時應(yīng)加裝導葉分段關(guān)閉裝置，防止機組甩負荷后導葉快速關(guān)閉產(chǎn)生過大的水錘壓力，造成對壓力鋼管的破壞，影響電站的安全運行。

（4）改變機組的運行方式：如果3 臺機組同時發(fā)電運行，應(yīng)合上山泉線166 開關(guān)、斷開Ⅰ、Ⅱ段母聯(lián)160開關(guān)，#1、#2機組通過山井線164開關(guān)及山春線165 開關(guān)和系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)送電，#3 機通過山泉線166開關(guān)和系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)送電。此運行方式可以防止當線路故障時不會造成電站3 臺機組同時停機，保證系統(tǒng)和電站的安全運行。

（5）必須加強設(shè)備巡回檢查，及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備異常，尤其對有異常的保護裝置，必須及時采取措施，嚴禁投入系統(tǒng)。

7 結(jié)語

山美水電站在泉州電網(wǎng)中不僅擔負著調(diào)峰調(diào)頻的作用，而且還是電網(wǎng)的事故備用電源，對泉州電網(wǎng)的安全起著重要作用。在本次甩負荷故障發(fā)生后運行人員沉著應(yīng)對并在調(diào)度人員的指揮下很快就將機組重新投入運行，雖然沒有造成嚴重后果，但作為技術(shù)管理部門應(yīng)根據(jù)實際情況及時改變運行方式，加強繼電保護定值的審核，有異常的保護裝置不投入運行，確保電站及電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。