大唐甘肅發(fā)電有限公司碧口水力發(fā)電廠 袁建軍

某日，電站A 1號機失磁保護動作事故停機，2號機過電壓保護動作事故停機；造成電站B 3臺機組甩負(fù)荷后運行于“頻率模式”。經(jīng)調(diào)查分析，事故原因為220kV 線路A A 相事故跳閘，而220kV 線路A 保護裝置未啟動，造成電站A、電站B 安全自動裝置未收到保護切機信號，導(dǎo)致電站A 1號機、電站B 2號機保護切機未動作，最終導(dǎo)致地區(qū)孤網(wǎng)運行。

本文針對線路事故跳閘造成的地區(qū)孤網(wǎng)運行事件，分析地區(qū)水電機組保護、線路保護、機組勵磁系統(tǒng)、安全自動裝置的動作情況，對事故原因進行詳細(xì)分析，判斷機組保護、線路保護、機組勵磁系統(tǒng)及安全自動裝置動作的正確性。

1 事故前系統(tǒng)運行方式

電站A 運行方式為：1F（80MW）、2F（80MW）、4B、運行于220kV 線路1（有功167MW、電壓233kV、電流498A、頻率50.04Hz）；3F（80MW）運行于220kV 線路2（有功80MW、電壓232kV、電流258A、頻率50.05Hz），母聯(lián)開關(guān)冷備用，1XF（5MW）、2XF（5MW）、4XF（1.5MW） 運行于35kV 母線，3XF（檢修），54B 帶6kV，63B 帶0段、I 段、III 段，92B 帶II 段。遠(yuǎn)切壓板投1號機。

電站B 運行方式為：110kV 母線、110kV 線路1、110kV 線路2運行，1B、2B、3B 運行，1F、2F、3F 運行，總出力75MW；遠(yuǎn)切壓板投2號機；f=50.07Hz，110kV 母線電壓116kV；廠用11B 帶400VI 段，13B 帶400VIII 段，10B 停運。地區(qū)系統(tǒng)圖如圖1所示。

圖1 地區(qū)系統(tǒng)圖

2 事件發(fā)生詳細(xì)過程及處置情況

2.1 事故發(fā)生時的現(xiàn)象

06時47分55秒，電站A 220kV 線路1頻率上升至57Hz、電壓246kV，1號機有功負(fù)荷由80MW降為零、無功由3MVar 降至-30MVar，轉(zhuǎn)速上升、機端電壓下降，10秒左右后轉(zhuǎn)速、電壓恢復(fù)正常；2號有功負(fù)荷由80MW降 至22MW、無功由1MVar 升至13.5MVar，機端電壓下降、轉(zhuǎn)速上升，10秒左右后恢復(fù)正常。電站B 3臺機組總出力由75MW 降至-17.1MW 運行（導(dǎo)葉開度均為0），無功值在10～20MVar 擺動。兩站機組調(diào)速器均自動切至“頻率模式”運行。110kV 母線電壓在107～120.6kV 之間擺動，頻率顯示在50～52Hz波動。220kV1母電壓224kV，220kV 線路1電壓227kV，有功19MW，無功-30MVar。

06時48分，1號小機過速140%動作，601開關(guān)跳閘，蝶閥全關(guān)，1號小機事故停機；2號小機過速140%動作，602開關(guān)跳閘，蝶閥全關(guān)，2號小機事故停機；4號小機過速115%動作，502開關(guān)跳閘，蝶閥全關(guān)，4號小機事故停機。

06時53分43.00秒，電站A 1號機組失磁保護動作，901開關(guān)跳閘，1號機FMK 跳閘，1號機事故停機，1號機過速限制器動作，動作前無功功率為-73MVar，動作前有功功率為-21.4MW；06時53分42.87秒，電站A 2號機組過電壓保護動作，2202開關(guān)跳閘，902開關(guān)跳閘，2號機FMK 跳閘，2號機事故停機（轉(zhuǎn)速最高至189轉(zhuǎn)/分鐘），2號機過速限制器動作，動作前無功功率為83MVar，動作前有功功率為29.9MW。220kV 線路1電壓、頻率顯示為零。電站A UFV-2F 安全自動裝置輸出2（過頻）紅燈亮，動作指示燈、PT 斷線紅燈亮，220kV線路1UFX-902高頻收發(fā)信機啟動，RCS-923 A、B、C 三相過流動作指示燈亮，CSC-103 TV 斷線告警，事故照明啟動。

從監(jiān)控調(diào)取的事件摘要如下：06時53分43.00秒，1號機組A 套保護失磁保護一段啟動；06時53分43.00秒，1號機組A 套保護失磁保護二段啟動；06時53分43.00秒，1號機組出口開關(guān)跳閘；06時53分43.00秒，1號機組滅磁開關(guān)跳閘；06時53分42.87秒，2號機組過電壓保護啟動；06時53分43.87秒，2號機組出口開關(guān)跳閘。

2.2 事故處置經(jīng)過

事故發(fā)生后，電站A 運行人員在系統(tǒng)孤網(wǎng)運行狀態(tài)下，未及時采取有效措施控制1、2機組搶有功、搶無功的異常情況。當(dāng)1、2號機組事故停機發(fā)生時，電站A 運行人員立即對1、2號機的停機過程進行監(jiān)視，立即倒廠用為93B 帶全站。

電站B 與電站A 運行人互相通報事故信息后，電站B 運行人員立即按現(xiàn)場規(guī)程及調(diào)令斷開該站1、2號機出口開關(guān)、3B 高壓則開關(guān)，倒廠用至13B 帶全廠。同時安排運行人員對機組保護、勵磁、線路保護動作情況、開關(guān)變位情況等進行檢查和數(shù)據(jù)記錄。

事故處理告一段落后，立即向調(diào)度匯報事故前期處置情況及現(xiàn)象，并向調(diào)度詢問得知220kV 線路A 的A 相事故跳閘、重合閘失敗。

3 事故原因分析

電站A 機組失磁保護值單：靜穩(wěn)動作阻抗Z1A 3.45Ω、靜穩(wěn)動作阻抗Z1B -10.38Ω、異步動作阻抗Z2A-2.466Ω、異步動作阻抗Z2B -12.15Ω、機端低電壓85V、系統(tǒng)低電壓90V、勵磁低電壓103V、凸極功率81.22W、ULP 斜率0.24、延時t1 1.5s、延時t2 0.1s、延時t3 0.1s；電站A 機組過電壓保護值單：過電壓投退1、動作電壓130V、延時時間0.3s。

事故發(fā)生后，檢修及維護人員、二次專工及時查看保護動作信息和運行人員記錄的現(xiàn)象及數(shù)據(jù)，對此次事故過程進行了詳細(xì)分析。

220kV 線路A 發(fā)生事故跳閘前，電站A、電站B 各保護及安全自動裝置裝置運行正常，安全自動裝置通訊通道均正常，兩站機組切機連片均按規(guī)程規(guī)定投入。220kV 線路A 發(fā)生A 相事故跳閘時，220kV 變電站220kV 線路A 保護裝置只發(fā)信號、保護未啟動，造成電站A、電站B 安全自動裝置未收到220kV 變電站的保護切機信號，從而導(dǎo)致電站A 和電站B 的保護切機均未動作。

根據(jù)省電力調(diào)度中心下發(fā)的地區(qū)電磁環(huán)網(wǎng)運行方式規(guī)定：主網(wǎng)電磁環(huán)網(wǎng)運行時，電站A 安全穩(wěn)定裝置的過頻切機功能在三臺機組運行時投入過頻切機壓板。而事故發(fā)生前1、2號機組送220kV 線路A 運行，3號機送220kV 線路B 運行，電站A 的機組不具備投入過頻切機出口壓板的條件。因此，220kV 線路A 事故跳閘時，電站A 的安全自動裝置只有過頻動作告警，過頻切機不會動作切機。

220kV 線路A 事故跳閘時，電站A 的2臺運行的大機組和電站B 的3臺運行機組突然甩負(fù)荷，電站A 的3臺小機過速停機。當(dāng)機組甩負(fù)荷后，由于機組轉(zhuǎn)速的迅速上升，調(diào)速器應(yīng)迅速關(guān)閉導(dǎo)葉[2]，經(jīng)短時間自動調(diào)整后再自動開導(dǎo)葉至空載，而電站B 的3臺機組發(fā)生甩負(fù)荷后導(dǎo)葉未能自動打開，造成機組導(dǎo)葉全關(guān)、機組出口開關(guān)在合的電動機運行狀態(tài)（調(diào)相），該運行狀態(tài)下機組必然從電網(wǎng)吸收有功維持機組的異步運行，此時機組的振動和損耗都將突增。

現(xiàn)場運行規(guī)程規(guī)定，非調(diào)相機機組禁止調(diào)相運行，此時運行人員立即采取措施使機組脫離電動機運行狀態(tài)。在孤網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生劇烈時，電站A 運行人員未對調(diào)速器運行模式進行控制，致使兩臺運行機組一直運行在頻率模式，這是導(dǎo)致系統(tǒng)持續(xù)振蕩的主要原因之一。因此，事故發(fā)生初期，電站B 運行人員按調(diào)令及時斷開三臺機組出口開關(guān)處置得當(dāng)，而電站A 的運行人員處置不及時。

電站A 兩臺機組事故停機后，運行人員記錄的相關(guān)監(jiān)控數(shù)據(jù)如下：2號機事故停機前有功為29.9MW，導(dǎo)葉開度正常，事故停機時轉(zhuǎn)速最高至189轉(zhuǎn)/分鐘；1號機事故停機前有功-21.4MW、導(dǎo)葉開度為0。技術(shù)人員對事故前后記錄的機組有功及轉(zhuǎn)速數(shù)據(jù)進行分析后得出如下結(jié)論：220kV 線路A 事故發(fā)生后，電站B 3臺機組和電站A 2臺機組脫離主系統(tǒng)、負(fù)荷劇減，導(dǎo)致機組頻率上升，所有機組均切換為頻率模式運行。電站B 3臺機和電站A 2臺機及地區(qū)電網(wǎng)部分負(fù)荷形成孤網(wǎng)運行。因安全自動裝置未將電站A1號機組切除，使容量很小的地區(qū)孤網(wǎng)內(nèi)存在兩臺大容量調(diào)頻機組持續(xù)開展調(diào)頻調(diào)壓，導(dǎo)致孤網(wǎng)頻率劇烈振蕩，在2臺機組帶孤網(wǎng)運行45秒后，由于孤網(wǎng)未能維持穩(wěn)定運行，最終使得機組過速限制器動作，但由于當(dāng)時電站A1號機組導(dǎo)葉開度為0，因此對電站A1號機組的115%過速回路可能存在問題。

檢查1號機組保護動作時現(xiàn)場記錄的數(shù)據(jù)為：電站A1號機組失磁動作時機端電壓降至67.479V（二次側(cè)電壓），角度為358°，定子電流升高至7.266A（二次側(cè)電流），角度為108°，動作阻抗9.287Ω（定值10.38Ω），角度240°，動作阻抗在靜穩(wěn)圓內(nèi)第三象限。檢查保護動作前電站A 的機組有功及無功功率為：1號機有功降低至-21.4MW，無功降低至-73MVar。

據(jù)此分析1號機組失磁保護動作原因為：地區(qū)孤網(wǎng)運行初期，電站A 兩臺機大容量機組調(diào)頻調(diào)壓，產(chǎn)生明顯地頻率、電壓振蕩現(xiàn)象，機組間不斷地?fù)層泄?、搶無功，而運行人員未及時采取措施。1號機組在電壓振蕩過程中，1號機組電氣參數(shù)的突變導(dǎo)致失磁，造成1號機組穩(wěn)定性破壞，當(dāng)1號機組動作阻抗達到失磁保護動作定值時，失磁保護動作機組跳閘?？梢猿醪脚卸?號機組勵磁系統(tǒng)改造后參數(shù)設(shè)置存在問題。

檢查電站A 2號機組保護動作時現(xiàn)場記錄的數(shù)據(jù)為：2號機事故停機前，保護裝置顯示機端側(cè)二次電壓為131V，2號機組無功從5MVar 增至83MVar；機端電壓由13.8kV 升至18.08kV，達到1.3倍的過電壓動作值。

據(jù)此分析2號機組過電壓保護動作的原因如下：由于孤網(wǎng)負(fù)荷輕、線路輕載，有功潮流接近于零，同時孤網(wǎng)中交流線路對地電容產(chǎn)生了一定的充電功率，若這些充電功率無法得到合理平衡，系統(tǒng)電壓就會被抬高，導(dǎo)致孤網(wǎng)過電壓。同時，電站A 的1號機失磁保護動作前的無功功率為-73MVar，06時48分17秒至6時53分50秒期間，1號機組勵磁調(diào)節(jié)器欠勵限制動作、復(fù)歸6次，負(fù)載最小勵磁電流限制動作1次。電站A 1、2號機的無功變化與事故初期相比，變化幅度很大，明顯出現(xiàn)互搶無功現(xiàn)象，也是導(dǎo)致2號機組過電壓的原因。對比2號機組保護的定值可以發(fā)現(xiàn)2號機組過電壓保護正確動作。1號機組欠勵限制動作復(fù)歸過6次，這也證明了1號機組勵磁調(diào)節(jié)器欠勵限制在孤網(wǎng)運行時未能有效參與調(diào)節(jié)。

220kV 線路A 事故跳閘、重合閘失敗導(dǎo)致碧口地區(qū)電網(wǎng)電壓、頻率波動（頻率最高上升至57Hz），受系統(tǒng)沖擊影響電站A 的35kV 系統(tǒng)電壓、頻率波動較大，導(dǎo)致1號小機、2號小機、4號小機機組過速保護動作，機組過流保護動作，3臺機組水機保護正確動作。由于1號小機調(diào)速器運行工況較差，導(dǎo)致1號小機在事故解列后，機組過速140%保護動作。

綜上，對整個事故經(jīng)過進行分析發(fā)現(xiàn)：在電網(wǎng)事故解列后地區(qū)孤網(wǎng)運行，系統(tǒng)發(fā)生振蕩，電站A運行人員未能及時采取措施控制機組有功波動。當(dāng)1、2號機組發(fā)生搶無功信號、機組勵磁裝置明顯異常運行時，運行人員未能及時采取手動切機措施。從電站A 運行人員處理事故的過程分析，可以反映運行人員對事故原因判斷不準(zhǔn)確、處理不果斷、處置能力欠缺。

因此，在今后的工作中必須加強運行人員業(yè)務(wù)技能的培訓(xùn)，做好事故演練總結(jié)工作，以便使運行人員遇到突發(fā)事故時能夠正確果斷地應(yīng)對和處置。220kV 線路A 事故跳閘后，電站A 的1、2號機組勵磁系統(tǒng)出現(xiàn)搶無功的異常運行狀態(tài)，表明勵磁系統(tǒng)改造后把關(guān)不嚴(yán)、驗收不到位，需對機組勵磁系統(tǒng)參數(shù)進行全面檢查、優(yōu)化調(diào)整和系統(tǒng)試驗，確保相關(guān)事故發(fā)生時勵磁系統(tǒng)能正常調(diào)節(jié)。電站A 沒有專用的機組故障錄波器，且機組的模擬量及開關(guān)量也未接入現(xiàn)有的線路故障錄波器，影響了事故的全面及時分析。