何 熙

（福建晉江天然氣發(fā)電有限公司，福建晉江 362251）

0 引言

某燃?xì)怆姀S一期裝有4 臺(tái)S109FA 350 MW 燃?xì)狻羝?lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組。高廠變高壓側(cè)與發(fā)電機(jī)出口斷路器GCB出線及主變壓器低壓側(cè)相連接，其低壓側(cè)與6 kV 廠用母線相連接，機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)由高廠變向6 kV 廠用母線供電，電量保護(hù)采用兩套獨(dú)立的國電南自公司DGT801UB 保護(hù)裝置。4 臺(tái)機(jī)組共用1 臺(tái)高備變，其低壓側(cè)分為8 路，分別與4 臺(tái)機(jī)組的6 kV 廠用母線相連接，電量保護(hù)采用兩套獨(dú)立的國電南自公司DGT801UB 保護(hù)裝置。6 kV 高給泵電機(jī)型號(hào)為西門子1LA4562-2CN60-Z，保護(hù)裝置為上海AREVA 電力自動(dòng)化的MICOM P241 保護(hù)裝置。2021 年6 月15 日14：16：00，1 號(hào)機(jī)組負(fù)荷336 MW，1 號(hào)主變及高廠變跳閘，機(jī)組甩負(fù)荷；廠用電切換后，01#高備變相繼跳閘。

1 事件經(jīng)過

2021 年6 月15 日14：16：00，1#機(jī)滿負(fù)荷運(yùn)行，負(fù)荷336 MW。2#機(jī)滿負(fù)荷352 MW，3#機(jī)調(diào)啟（14：12 并網(wǎng)），負(fù)荷40.7 MW。

14：16：18，1#發(fā)電機(jī)、主變、高廠變跳閘，01#高備變自動(dòng)切換帶1#機(jī)6 kV IA、IB 段母線后跳閘，1#機(jī)組廠用電全失，機(jī)組轉(zhuǎn)速最高升至3050 r/min。檢查直流潤滑油泵、直流密封油泵聯(lián)啟正常，柴油發(fā)電機(jī)自動(dòng)啟動(dòng)成功，380 V 工作保安MCC 與MCCE 段母線電壓恢復(fù)正常（工作保安MCC 從失電到電壓恢復(fù)用時(shí)約18 s），潤滑油泵B 自動(dòng)聯(lián)啟正常，潤滑油系統(tǒng)、密封油系統(tǒng)運(yùn)行正常，恢復(fù)工作保安段上UPS，直流系統(tǒng)及其它負(fù)荷，保安段電流最大528 A，停運(yùn)直流潤滑油泵和直流密封油泵。期間，潤滑油油壓最低降至0.093 MPa（跳閘前0.22 MPa，油壓低報(bào)警值0.068 95 MPa），密封油油氫差壓最低降至0.012 5 MPa（跳閘前0.046 5 MPa），1#、2#瓦瓦溫呈上漲趨勢且溫度最高為1#瓦BTJ1_1 從92.3 ℃上升至98.1 ℃；軸封壓力最低降至0.005 MPa；220 V 直流母線電壓最低降至201 V。停機(jī)過程中，就地手動(dòng)搖開真空破壞閥，真空至零后退軸封。關(guān)閉通往管擴(kuò)和本擴(kuò)的所有疏水（管擴(kuò)最高溫度至121 ℃，機(jī)組運(yùn)行中為80 ℃；本擴(kuò)最高溫至94 ℃，機(jī)組運(yùn)行中為35 ℃）。

14：27，關(guān)閉循環(huán)水回水閥，關(guān)閉爐側(cè)主蒸汽電動(dòng)閥。

14：53，啟動(dòng)輔機(jī)停機(jī)冷卻水泵往凝汽器水室注水，DCS 上關(guān)閉循泵出口蝶閥（循泵A/B 跳閘后蝶閥仍有15%、11%開度顯示）；就地關(guān)閉化學(xué)取樣架一次閥，控制鍋爐汽包壓力，高壓包壓力由10.11 MPa 上升至最高10.761 MPa，中壓包供輔汽壓力未上升，低壓包壓力由0.32 MPa 上升至最高0.45 MPa。

14：20，檢查1#主變保護(hù)保護(hù)A、B 屏報(bào)“高廠變零序電流t11、t12”，01#高備變保護(hù)A/B 屏報(bào)“高備變低壓側(cè)零序t11、t21”保護(hù)動(dòng)作信號(hào)（以上保護(hù)定值均為2 A，1 s），保護(hù)裝置實(shí)際動(dòng)作值均為2.7 A 達(dá)到保護(hù)動(dòng)作值，1020 ms 后開關(guān)跳閘，保護(hù)動(dòng)作正確。6 kV IA/IB 段母線上僅“高壓給水泵A”報(bào)“零序保護(hù)發(fā)信（定值0.1 A，0.5 s），實(shí)際零序電流0.29 A 達(dá)到發(fā)信值”，經(jīng)保護(hù)動(dòng)作情況初步判斷為高給泵A 電機(jī)接地故障。

14：37，檢查6 kV IA、IB 母線上工作電源及備用電源進(jìn)線開關(guān)在斷開位，低廠變A/B 高壓側(cè)開關(guān)及勵(lì)磁變開關(guān)在合閘位，其余負(fù)荷在分閘位（運(yùn)行泵組開關(guān)因低電壓保護(hù)動(dòng)作跳閘），斷開低廠變A/B 高低壓側(cè)及勵(lì)磁變開關(guān)，斷開380 V PC A/B 段母線上的負(fù)荷電源開關(guān)，斷開380 V GE 配套MCC1/2、工作MCC A/B/C 母線電源開關(guān)。

14：45，因01#高備變做為其余3 臺(tái)機(jī)的備用電源，根據(jù)保護(hù)動(dòng)作及現(xiàn)場目視檢查情況，判斷01#高備變無接地故障，向省調(diào)申請后，合上01#高備變高壓側(cè)21G 開關(guān)，恢復(fù)其余3 臺(tái)機(jī)的6 kV 備用電源。

14：54，盤車投入正常，檢查盤車電流61.6 A，惰走時(shí)間37.3 min，偏心0.034 mm。

15：00，將6 kV 母線工作電源及備用電源進(jìn)線開關(guān)轉(zhuǎn)冷備用，退出母線PT 后，分別測量6 kV IA、IB 段母線對地絕緣均合格。合上6 kV IA、IB 母線備用電源進(jìn)線開關(guān)，恢復(fù)母線正常運(yùn)行。

15：08，分別測量跳閘時(shí)運(yùn)行的輔機(jī)高給泵A 電機(jī)絕緣為0 MΩ（6 月8 日定期測高給泵A 絕緣為921 MΩ/2.51 GΩ，吸收比2.72，合格），凝泵B、閉冷泵B、循泵A/B 絕緣合格，啟動(dòng)凝泵B、閉冷泵B、中給泵B、高給泵B，往高中低壓包上水?；謴?fù)380V PC A/B 段、GE 配套MCC 1/2、工作MCC A/B/C 母線電源。潤滑油泵切至A 運(yùn)行，頂軸油泵切至B 運(yùn)行，停運(yùn)柴油發(fā)電機(jī)（14：16 啟動(dòng)，15：47 停運(yùn)，總運(yùn)行時(shí)間91 min，油箱油位下降約80 mm），380 V 工作保安MCC 切至380 V PC-A 段帶。將380 V 廠用電切至正常接線運(yùn)行方式，投入相關(guān)連鎖。檢查UPS、直流系統(tǒng)已切至正常主路運(yùn)行。

2 原因分析及存在問題

2.1 原因分析

2.1.1 電氣繼電保護(hù)動(dòng)作分析

燃?xì)怆姀S1#機(jī)一次系統(tǒng)如圖1 所示，1A 高壓給泵電機(jī)零序保護(hù)配置為：零序電流定值為0.1 A（二次側(cè)，變比100/5），接地動(dòng)作時(shí)間0.5 s，出口邏輯投發(fā)信；1#高廠變零序保護(hù)配置為：零序電流定值為2 A（二次側(cè)，變比10/5），接地動(dòng)作時(shí)間1 s，出口邏輯投跳閘；01#高備變零序保護(hù)配置為：低壓側(cè)零序電流保護(hù)定值為2 A（二次側(cè)，變比10/5），接地動(dòng)作時(shí)間1 s，出口邏輯投跳閘。

圖1 燃?xì)怆姀S1#機(jī)一次系統(tǒng)

高壓電機(jī)接地時(shí)，二次側(cè)實(shí)際零序電流為0.29 A，超過定值，發(fā)信正確。因保護(hù)邏輯非跳閘，1A 高給泵電機(jī)未跳閘，導(dǎo)致6 kV IAIB 段母線接地。接地時(shí)，1#高廠變低壓側(cè)零序電流實(shí)際2.7 A 超過保護(hù)定值，零序電流保護(hù)動(dòng)作后，1#主變及1#發(fā)電機(jī)跳閘。廠用電快切裝置啟動(dòng)，切換合01#高備變低壓側(cè)開關(guān)后因高壓電機(jī)6106 開關(guān)未跳閘，1A 高給泵電源接地故障點(diǎn)仍存在，01#高備變保護(hù)裝置檢測到低壓側(cè)零序電流2.7 A 超過保護(hù)定值，零序電流保護(hù)動(dòng)作，01#高備變跳閘。廠用電零序保護(hù)方案不合理，1A 高壓給泵電機(jī)接地故障，導(dǎo)致高廠變零序保護(hù)動(dòng)作，越級(jí)跳主變、發(fā)電機(jī)，同時(shí)由于電機(jī)持續(xù)接地，廠用電快切至01#高備變時(shí)，高備變零序保護(hù)動(dòng)作，高備變跳閘是事故的主要原因之一。

2.1.2 高壓電機(jī)定子線圈絕緣損壞故障原因分析

6 月16 日，通過現(xiàn)場耐壓試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)電機(jī)內(nèi)部有放電點(diǎn)，當(dāng)日運(yùn)往維修廠，整體更換線圈，拆卸繞組銅線時(shí)發(fā)現(xiàn)匝間短路點(diǎn)在W 相第40 槽上層繞組槽口處。電機(jī)定子繞組接地的原因應(yīng)該是繞組輕微匝間短路所引起，導(dǎo)致主絕緣損壞發(fā)生接地。造成電機(jī)定子繞組匝間短路與接地短路故障主要有以下4 種情況：

（1）電機(jī)在運(yùn)行中線圈經(jīng)常承受有高次諧波DV/DT 沖擊，DV/DT 導(dǎo)致產(chǎn)生瞬間的高電壓，這會(huì)給電機(jī)的絕緣長期帶來沖擊，使得線圈絕緣匝間損壞形成短路。

（2）電機(jī)運(yùn)行中啟動(dòng)或斷開時(shí)瞬間產(chǎn)生不同步合閘，可能產(chǎn)生相電流不平衡，不平衡的電流導(dǎo)致絕緣老化損壞。

（3）電機(jī)頻繁過載，使得定子線圈頻繁承受大電流，造成線圈過熱從而導(dǎo)致匝間絕緣損壞短路。

（4）電機(jī)定子線圈的漆包線在制造過程中絕緣性能不可能是一樣的，可能存在檢測儀器和試驗(yàn)不能檢測到的薄弱點(diǎn)，在長時(shí)間的電、熱、力作用下，出現(xiàn)絕緣劣化。

電機(jī)頻繁承受大電流沖擊加劇絕緣受損電機(jī)在運(yùn)行過程中由于受到熱脹冷縮及電磁力的共同作用，線圈在槽內(nèi)會(huì)發(fā)生一定的變化，定子繞組對地絕緣層在槽內(nèi)與鐵芯之間發(fā)生摩擦，使絕緣開始慢慢損傷，而電機(jī)長期運(yùn)行，最薄弱的部位就會(huì)加速損傷，最終導(dǎo)致絕緣燒壞對地?fù)舸┦鞘鹿实闹饕蛑弧?/p>

2.1.3 定值定期校核不到位

自投產(chǎn)以來，繼電保護(hù)定值經(jīng)過3 次的定期校核，且每年機(jī)組檢修時(shí)均有對高廠變進(jìn)行保護(hù)校驗(yàn)。但因6 kV 電機(jī)與高廠變不屬于同一個(gè)系統(tǒng)，且電氣班人員分工不同，分別由兩部分人來執(zhí)行保護(hù)檢驗(yàn)，未能發(fā)現(xiàn)保護(hù)級(jí)配不合理問題，是事故的次要原因。

2.2 存在問題及改進(jìn)方向

2.2.1 人員組織方面

（1）事發(fā)時(shí)某值包括值長僅7 人，事故發(fā)生后緊急聯(lián)系住廠運(yùn)行人員，此時(shí)增援人員較多，未經(jīng)當(dāng)值值長進(jìn)行有效的統(tǒng)籌安排，基本是自發(fā)性的商議分工，較為無序。改進(jìn)方向：值長應(yīng)明確運(yùn)行機(jī)組、調(diào)啟機(jī)組負(fù)責(zé)人，根據(jù)現(xiàn)場應(yīng)急處置及人員情況，按輕重緩急進(jìn)行合理的人員安排。

（2）運(yùn)行機(jī)組監(jiān)盤人員更換為增援人員。改進(jìn)方向：當(dāng)事故發(fā)生時(shí)，除非有特殊需要，原則上不更換運(yùn)行機(jī)組監(jiān)盤人員；切忌因事故處理，忽視運(yùn)行機(jī)組的安全。

（3）事故處理機(jī)組負(fù)責(zé)人與現(xiàn)場人員溝通不順暢。改進(jìn)方向：機(jī)組負(fù)責(zé)人應(yīng)熟練事故處置的流程，整個(gè)處置過程應(yīng)以其為主，其指令應(yīng)準(zhǔn)確、清楚，現(xiàn)場人員須確認(rèn)無誤方可操作；若出現(xiàn)不明確的情況應(yīng)請示值長。

（4）事故處理過程存在多頭指揮的情況。改進(jìn)方向：在事故處理過程中，具體細(xì)節(jié)由機(jī)組負(fù)責(zé)人把握，但關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)仍應(yīng)匯報(bào)值長知曉、批準(zhǔn)。

（5）因現(xiàn)場人員不足，查找故障及恢復(fù)時(shí)較為緩慢。改進(jìn)方向：人員足夠時(shí)，應(yīng)及時(shí)安排兩組人員進(jìn)行母線和泵組的絕緣測量，盡早恢復(fù)廠用電正常運(yùn)行。

（6）現(xiàn)場操作人員位置分配不合理。改進(jìn)方向：合理分配現(xiàn)場操作人員位置，如6.5 m 層和0 m 層各安排一組人員操作，避免操作人員上下跑動(dòng)，影響及時(shí)恢復(fù)廠用電。

2.2.2 操作方面

（1）機(jī)組跳閘后真空破壞閥失電，就地手搖力矩太小且破壞閥位置處于高度，開啟緩慢，未能迅速破真空從而影響退軸封蒸汽的時(shí)間，致軸加無凝結(jié)水冷卻（凝泵已跳閘）的情況下無法及時(shí)隔離熱源。改進(jìn)方向：將真空破壞閥電源由380 V GE 配套MCC-2 段改接至保安段帶，防止廠用電失去后緊急破真空時(shí)遠(yuǎn)方無法操作問題。

（2）輔機(jī)停機(jī)冷卻水泵啟動(dòng)不及時(shí)。改進(jìn)方向：循泵跳閘后應(yīng)立即啟動(dòng)輔機(jī)停機(jī)冷卻水泵或由臨機(jī)供循環(huán)水，保證凝汽器循環(huán)水供應(yīng)，防止熱源對鈦管沖擊。

（3）MKVIe 上部分泵組或風(fēng)機(jī)因電源失去后停運(yùn)，但合閘指令一直存在，母線送電后，盤面未點(diǎn)擊STOP 按鈕，致該部分泵組或風(fēng)機(jī)電源開關(guān)送電后即自啟動(dòng)。改進(jìn)方向：修訂廠用電失電應(yīng)急預(yù)案，增加泵組及風(fēng)機(jī)停運(yùn)后，及時(shí)點(diǎn)擊停止按鈕，聯(lián)系熱控修改泵組跳閘后合閘指令自保持的邏輯。

2.2.3 設(shè)備方面

（1）6 kV 輔機(jī)“高壓側(cè)零序保護(hù)”動(dòng)作發(fā)信告警未上傳DCS顯示，對故障判斷造成一定的延誤。改進(jìn)方向：將6 kV 負(fù)載動(dòng)作于發(fā)信的后備保護(hù)上傳至DCS 告警，以便運(yùn)行人員快速發(fā)現(xiàn)并做出判斷。

（2）DCS 上發(fā)“1#高廠變及01#高備變保護(hù)操作箱保護(hù)跳閘”告警，但未發(fā)“1#高廠變及01#高備變零序保護(hù)”動(dòng)作告警，經(jīng)核查為熱控DCS 后臺(tái)采樣時(shí)間較500 ms，保護(hù)動(dòng)作出口跳閘后因故障點(diǎn)不在保護(hù)范圍內(nèi)，60 ms 后信號(hào)返回，DCS 無法采集到。改進(jìn)方向：聯(lián)系熱控將DCS 后臺(tái)采樣時(shí)間縮短，電氣部分保護(hù)出口信號(hào)增加自保持功能。

（3）NCS 實(shí)時(shí)報(bào)警的遙信與SOE 時(shí)間存在2 min 的偏差。改進(jìn)方向：檢查為對時(shí)功能出錯(cuò)，已增加定期對時(shí)工作。

3 整改防范措施

（1）通過對高壓電機(jī)定子線圈絕緣損壞故障原因分析，另外根據(jù)高壓電機(jī)特點(diǎn)，西門子廠家推薦每10 年對高壓電機(jī)進(jìn)行一次抽轉(zhuǎn)子大修，每5 年進(jìn)行一次保養(yǎng)（電氣試驗(yàn)、軸承檢查等），才能有效的提高電機(jī)壽命?，F(xiàn)根據(jù)機(jī)組檢修計(jì)劃排查同類輔機(jī)設(shè)備健康狀況，優(yōu)化大型輔機(jī)維護(hù)周期及維護(hù)項(xiàng)目。

（2）根據(jù)DLT 5153—2014《火力發(fā)電廠廠用電設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》保留6 kV 輔機(jī)零序電流保護(hù)出口為信號(hào)，將1～4 號(hào)高廠變零序電流保護(hù)、01#高備變低壓側(cè)零序電流保護(hù)由跳閘改投信號(hào)。

（3）定期組織全廠保護(hù)配置校核，尤其重點(diǎn)核查保護(hù)上下級(jí)配合。

（4）組織電氣專項(xiàng)保護(hù)培訓(xùn)及保護(hù)規(guī)程學(xué)習(xí)，針對出現(xiàn)的問題，修改電氣規(guī)程、圖紙、廠用電中斷預(yù)案等。

（5）利用仿真機(jī)加強(qiáng)對運(yùn)行人員廠用電失電現(xiàn)場處置的培訓(xùn)，完善廠用電失電應(yīng)急預(yù)案。