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1、电厂南热线跳闸事件分析报告 1、事发前运行方式（1）110kV 5M：3、4、10、11机满负荷运行，6机备用；西热线、丽热线运行；切机压板投：6、10、11机。（2）110kV 6M：1、2机压负荷运行（1机运行98MW）；01高变运行；山热线运行；切机压板投：1、2机。（3）110kV 7M：5、7、8、9机满负荷运行；03高变运行；南热一线运行，南热二线冷备用状态，蛇热线充电状态；无机组投切机压板。（4）母联开关1057、1067在热备用状态。（5）6kV 、段由01高变供电，6kV 、段由03高变供电，02高变充电状态，各6KV快切联锁均投入。2、事件经过（1）10:49:21，三控照
2、明闪烁，1161开关跳闸，南热一线失压，对侧重合闸失败，主要设备情况如下：1）5甩负荷，逆功率保护动作，机组解列维持空载运行；2）8机甩负荷至5MW左右，转速最高升到3158转；3）7机甩负荷至3MW，15.5MVar，电压升至11.4kV，TNH最高升至105.38；4）9机甩全负荷，转速最高到3160。汽机保护动作、汽机超速光字牌亮，电气保护柜主汽门关、热工保护出口、灭磁开关联跳报警灯亮，机组跳闸；5）3机超温跳机；6）03高变零序过流I段t1报警，6.6kV各段快切装置闭锁（系统电压波动，备用电源低电压引起）；7）4042、4043开关跳闸，4033开关联锁合闸；4OH4跳闸，4OH7联
3、锁合闸；8）11机1轴风风机跳闸，2未联锁；9）4机9L4Q、9L4E、9L4HMCC进线上口开关联锁切换；10）其它机组设备运行正常。（2）10:50时，8机手动打闸紧急停机；10:51时，4机快速减负荷停机，5机维持空载，7机调节电压、频率带110kV 7M、03高变孤网运行。（3）10:53时，查南热一线1161相间距离II段保护动作，故障类型为三相故障，测距7.26km。同时零序、高频保护也有启动，从波形图观察故障第一时间为B、C相接地短路，约265ms后发展为三相短路，308ms后发跳闸指令。（4）10:54时，询问调度外部线路情况，其交代南热一线短时间内不能恢复送电，具体原因未讲，
4、向其申请合1057，同意。10:59时，同期合上1057开关。令5机重新并网，7机恢复出力。11:07时，5机并网。11:32时，8机并网。11:40时，9机并网。根据线路电流调整各机组出力。（5）11:15时，接调度令将南热一线1161开关转冷备用，11:20时操作完毕。3、原因分析（1）3机超温跳机：1）MKV报警记录10:49:21 4042开关跳闸（过流保护跳闸）10:49:21:343 1轻油泵入口压力差值高报警（应为联锁启动1 88FD）10:49:21:343 备用重油泵运行10:49:22:093 抑矾剂试验阀开启（试验用回罐的再循环阀）10:49:22:000 重油泵出口压力
5、低10:49:23:375 快切轻油10:49:23:843 VS1前燃油压力低10:49:27:718 轻油泵出口压力低10:49:29:625 轻油泵出口压力低报警复归10:49:31:093 排烟温度高报警10:49:31:625 VS1前燃油压力低报警复归10:49:31:968 排烟温度高跳机2）原因分析：10:49:21因系统（故障）电压低，造成4042过流跳闸，4043低电压跳闸，4033联锁合闸。在此过程中3机MCC出现短暂停电，10:49:22:093发抑矾剂试验阀开启INHIBITOR TEST VALVE OPEN报警，该试验阀是离线试验打循环时使用（开启），该阀的位置开
6、关为一交流电磁式开关，由MCC供电，控制程序中如在线运行时该阀开启则闭锁烧重油，机组将快切轻油。别一方面，轻油主泵在厂用电切换时也因短时失电造成轻油压力低联锁启备泵。机组快切轻油后因轻油压力低，燃油流量由正常约7.4kg/s最低降至7.29kg/s，机组为维持负荷自动将FSR由正常约56瞬时增大到72。但是在备用轻油泵连锁启动后，造成两台轻油泵同时运行，使油压又迅速增高，燃油伺服阀因调节不及时，燃油质量流量瞬时增大至8.77kg/s，机组因燃油过量引起瞬时超温跳机。（2）9机跳机原因：1）9机跳机后控制盘上发汽机保护动作、汽机超速光字牌报警，检查机械超速、电超速均未动作；9机最高转速（3160
7、rpm）也没有达到超速动作值；校验电超速保护，在3270rpm（整定值）动作正确；故排除超速动作的可能性。汽机超速光字牌报警定值为3150rpm，本次报警属动作正确；2）事故记录仪上的9机事件记录顺序为：发电机跳闸发电机主动 主汽门关闭。事后进行保护传动试验，在以电气保护传跳出口开关及汽机的情况下事故记录仪上记录顺序与此相同。因此判断9机跳机是由发电机保护动作引起。查本次事件中电气保护柜内保护动作历史记录中有负序过流动作记录，从该记录情况判断9机跳机原因可能为负序过流动作，但当时值班员检查到电气保护柜上只有主汽门关、热工保护出口、灭磁开关联跳报警灯亮，后对负序过流保护进行通流试验，每次通流后信
8、号灯报警正常，但发现保护柜内的负序过流保护动作报警文本则有时能发出，有时却发不出；另一方面：发电机负序过流保护的时间定值为4秒，而从线路保护记录的录波来看，从故障开始至线路开关跳开用时为435ms，且9机跳闸时间较8机跳闸时间晚38秒（事故记录议内时间），由此判断负序过流可能性不大，因而不排除9机是由于电气其它保护引起跳闸，如：励磁系统故障等。所以对9机保护装置还需进行进一步的检查与分析以最终查明跳机原因。4、防范措施（1）增加3机备用轻油泵运行报警文本。（2）修改3机轻油泵控制程序，增加备用轻油泵联锁启动且轻油压力恢复正常后延时停止主泵功能，防止因双泵运行而引起轻油压力升高。（3）3机轻油泵
9、自安装投运以来因出力大，其出口阀长期节流运行（约开两格），经今年5月份进行改造，去掉一级叶轮后，现为全开位运行，但轻油泵出力仍显偏大，目前在3机重油运行时轻油泵出口压力为6kgf/cm2左右，轻油压控阀为全开位，所以如果出现轻油压力升高时压控阀已无调节的余度，可考虑将轻油泵出口阀进行适当节流，使压控阀开度保持在70%开度左右，使其在压力升高时能够起到调压作用（轻油泵出口阀调至何开度，待进行实验后决定），或在今年大修期间对轻油泵管路进行改造：在泵出口处增设一路回油管回至泵前，回油量由节流孔板进行控制，以确保轻油压控阀有调节余量。（4）化水MCC低电压联锁回路增加延时继电器，并选取合理的延时时间，
10、提高厂用电的运行稳定性。（5）11机轴封风机联锁的组态中因参数设定不合理引起联锁失败。运检二部应根据现场情况重新调整参数。（6）运行部对机组机械超速、锅炉安全门等的整定及动作情况进行详细记录（设专用登记本），且对每次的动作值进行比较，如不符合要求，及时进行调整。（7）运行部应根据电厂线路的检修情况合理调整机组、厂用电的运行方式及切机保护压板的投退，并作好特殊运行方式下的事故预想，重点为系统故障时如何保厂用电系统。（8）机组跳闸后必须对各类保护装置的报警信息进行全面抄录，主保护动作报警必须经值长（或单元长）现场确认后方可复归。对不明原因或存在疑问的主保护动作报警，应联系检修人员现场确认，并查明原因，排除故障后才可重新启机。（9）新更换的9发变组、7主变、01高变的微机保护装置均未配置打印机，在其操作面板上可查看的报警信息量非常有限（只能存8条），且一经复位无法保存，大量的历史信息需要靠手提电脑联机提取，但厂家尚未提供相关软件，目前还无法查看历史记录，应尽快完善。（10）3机抑矾剂试验阀的位置开关应改为直流供电，提高动作可靠性。
电厂南热Ⅰ线跳闸事件分析报告
