机组因汽机PCI段失电掉闸

1、#2 机组因汽机PC I 段失电掉闸一、故障前机组运行工况2008 年 6 月 20 日 12 时 03 分， 2 机组 AGC 自动方式，负荷 546MW ，汽机保安 MCC 由汽机 PC 21 段带；22 、 23 、24 、25 、26 磨煤机运行， 21 、22 汽泵并列运行， 21 、 22 汽泵均为 1 交流润滑油泵运行， 2 备用；电泵跟踪备用；21 氢冷升压泵运行， 22 备用；21 汽侧真空泵运行， 22 、23 备用； 21EH 油泵运行， 22 备用； 22 定子冷却水泵运行，21 备用； 21 空侧交流密封油泵运行，空侧直流密封油泵备用； 22 火检冷却风机运行，21

2、备用。二、汽机 PC I 段所带主要运行负荷1、汽机 MCC 21段2、汽机保安MCC 段3、 21 汽侧真空泵4、 22 汽侧真空泵（备用）5、 21 氢冷升压泵6、 21 小机 1 交流润滑油泵7、开式水注水泵控制柜电源8、高压旁路油站电源9、高压备用密封油泵（备用）10 、 21 定子冷却水泵（备用）汽机 MCC I段所带主要运行负荷：1、 21EH 油泵2、主变冷却器电源（一）3、励磁系统整流柜通风电源4、 21 小机油箱排烟风机汽机保安段所带主要运行负荷：1、电动给水泵润滑油泵2、 22 火检冷却风机3、空侧交流润滑油泵4、汽机所有电动门配电箱电源5、 DCS 系统电源6、 BPS

3、系统控制电源7、 DEH 系统电源8、机组 220V 直流 2 浮充电器柜9、机组 110V 直流 1 充电器柜10 、机组 110V 直流 2 充电器柜11 、 1 热控控制电源12 、主机盘车（备用）13 、 21 汽泵 2 交流润滑油泵（备用）14 、 22 汽泵 2 交流润滑油泵（备用）15 、 21 氢侧交流润滑油泵（备用）16 、 21 、22 顶轴油泵（备用）17 、低旁油站电源（二）18 、主机交流润滑油泵（备用）19 、 21 、22 小机顶轴油泵（备用）三、故障发生经过12 ： 03 ：36.73521汽机变保护跳闸信号来。12 ： 03 ：37.083汽机变高压侧开关 2

4、0BBA09开关分闸反馈来。12 ： 03 ：36.82821氢冷升压泵运行信号消失。12 ： 03 ：36.86421氢冷升压泵停反馈来。检查22氢冷升压泵联启。12 ： 03 ：37 汽机 PC 21 段、汽机 MCC21 段、汽机保安 MCC 失电、汽机所有电动门配电盘失电、 所有电动门、电动调门失电（给水系统、凝结水系统电动门、抽汽、循环水等）电泵润滑油泵跳闸21 汽泵 1 润滑油泵跳闸21EH 油泵跳闸空侧交流密封油泵跳闸21 主机润滑油冷却水升压泵跳闸22 火检冷却风机跳闸21 小机油箱排烟风机跳闸12 ： 03 ：37.276电泵辅助润滑油泵自启动，但由于此时保安 MCC 段无电

5、压，启动超时。12 ： 03 ：42.025电泵辅助润滑油泵自启动成功。12 ：03 ：37.95521 小机 #2 润滑油泵自启动，但由于此时保安 MCC 段无电压，启动超时。12 ： 03 ：41.739#2 润滑油泵自启动成功。12 ：03 ：41.716汽机保安MCC 进线开关20BMB02开关合闸，保安段切换成功。12 ： 03 ：4221 小机直流油泵启动，但小机润滑油压已降至 0.136Mpa，润滑油压低二值来12 ： 03 ：4221 汽泵润滑油压低跳闸，触发RB，检查 26 、 23 磨煤机跳闸，控制方式切为汽机跟随降负荷，电泵未联启， 快速强启电泵， 但电泵没有启动允许，

6、查找原因。12 ： 04 ：13 真空至 76.6kpa ，23 真空泵联启。12 ： 04 ：29 锅炉 MFT ，汽包水位低三值。12 ： 04 ：32 负荷降至 450MW ，汽轮机跳闸，发变组解列，汽轮机跳闸首出为“低压凝汽器真空低”。12 ： 05 ：05 手启主机交流润滑油泵，高压备用密封油泵失电启不来 ,检查为汽机 PC 21 段失电，派巡检配电室检查。12 ： 05 ：47手打 22 汽泵。12 ： 06 ：17复位电泵首出，复位后电泵仍不能启，将出口电动门关闭，勺管关到零，启动电泵，锅炉上水。12 ： 06 检查汽机跳闸后联锁动作情况，发变组动作正确，励磁开关跳开、500KV

7、 开关跳闸；调节轴封压力，恢复真空；检查EH 油泵切换运行正常；密封油系统运行正常；定冷水系统运行正常。12 ： 06检查锅炉MFT 联锁正常，恢复锅炉风烟系统及磨煤机挡板，准备锅炉吹扫。12： 07经查汽机PC 21 段失电原因为21 汽机变差动保护动作， 立即检查21 汽机变压器本体及汽机 PC21 段、MCC21段负荷情况， 发现 21 氢冷升压泵 “速断保护” 灯亮，运行人员立即将其开关摇至隔离位，测其绝缘为零，挂禁止合闸牌并通知电气室检查电机本体情况。将PC21 段所有负荷拉至隔离位、 20BBA09 开关摇至隔离位，测量变压器高压侧及高压电缆绝缘正常， 测量汽机 PC21 段母线绝

8、缘正常。退出 21汽机低压变的差动保护12： 25申请调度同意后，开始恢复 2号机组。12：30锅炉吹扫完毕，投入 B 层、 E 层、 C 层油枪点火。13： 04试给 21汽机变送电成功。13： 09等离子拉弧，启动 22 磨煤机。13： 11汽机 PC 21 段母线送电，汽机MCC 21 段送电，恢复负荷送电，退出21 汽机变差动保护。14 ： 37主机转速至0，投入主机盘车。四、机组掉闸后检查情况1、2 号机汽机 PC21 段上的 21 氢冷升压泵MT 开关上有“速断保护”动作信号。检查电机三相绝缘为零，接线柱有明显短路痕迹。2、2 号机 6KV 21 汽机变 20BBA09开关柜上的变

9、压器差动综保装置（WDZ-441）上报“比率差动保护动作”信号， B 相差动保护动作。故障后 21 汽机变差动保护装置上动作记录：DIA=0.01AA 相差流DIB=0.21AB 相差流DIC=0.01AC 相差流HIA=0.08AA 相高压侧电流3、发变组故障录波器上在21 汽机变跳闸时没有启动录波。只有发电机跳闸时启动的录波图。4、密封油系统之前是空侧交流密封油泵(汽机保安MCC段)运行， 22 氢侧交流密封油泵（汽机PC II 段）运行，在汽机 PC I 段及汽机保安 MCC 失电后， 22 氢侧交流密封油泵运行正常。空侧交流密封油泵在保安段切换过程中失电，直流密封油泵联启正常，维持氢油

10、差压正常。保安段切换完成后，空侧交流密封油泵自启动正常。5、 EH 油系统之前为 21EH 油泵（汽机 MCC II 段）运行，汽机 PC I 段失电后， 22EH 油泵联动正常， EH 油压正常。6、 21汽泵之前是1 油泵运行（汽机PC I段），2油泵备用（汽机保安 MCC ），PC I 段失电后， 1 油泵跳闸，2 油泵联启，但 2 油泵因保安段切换有时间差（ 4S）也未出力，尽管直流油泵也启动，但小机润滑油压降至低二值汽泵跳闸， 保安段带电后， 2 油泵自启动， 油压恢复正常。五、暴露问题及原因分析从事故追忆上查得：汽机PC 21段、汽机 MCC 21段、汽机保安 MCC 失电的时间是

11、12 ：03 ：37 ，锅炉 MFT 时间为 12 ： 04 ： 29 ，汽轮机跳闸时间是12 ： 04 ： 32 ，整个从失电到跳机的时间仅为55 秒，时间非常之短。1、汽机 PC 21 段失电暴露问题及原因分析：21 氢冷升压泵保护动作应该跳开该开关，而实际情况是越级跳开了21 汽机变高压侧开关，使整个汽机PC 21 段失电、汽机 MCC 21段失电、汽机保安MCC 失电，扩大了事故范围，造成停机。1）、21 氢冷升压泵MT 开关控制器上的速断保护动作跳开 21 氢冷升压泵开关原因：停机后检查21 氢冷升压泵电机，三相绝缘为零，接线柱无明显短路痕迹，电气专业迅速组织人员更换备用电机。解体检

12、查发现电机内部非驱动端端部绕组槽口部位下部发生短路接地，事故前21 氢冷升压泵电机一直在运行状态。2）、汽机 PC 21 段失电原因初初步分析：21 汽机低压变B 相差动保护在近区区外短路故障时误动作，造成2 号机组汽机PC21 段失电。检查差动保护CT二次接线回路未见异常，保护定值检查无误。21 汽机低压变B 相差动保护误动作原因：可能由于近区短路故障造成汽机变低压侧 CT 饱和，引起传变不正确， 达到了差动的动作值。21PC 段失电，汽机 PC21 段母线 PT 低电压动作信号延时 2 秒报出，同时汽机 PC21 段至汽机保安 MCC 的馈线开关跳闸；汽机保安 MCC 来自汽机 PC21

13、段的进线开关在汽机 PC 母线低电压信号报出 2 秒后跳闸，同时来自汽机 PC22段的进线开关合闸，2 号机组汽机保安MCC 切换成功。2、锅炉灭火原因分析1）、21 汽泵跳闸原因主要是：两台汽泵之前均为1 交流润滑油泵运行，在汽机PC 21段失电后，21 小机1 交流润滑油泵失电，应联锁启动2 交流润滑油泵，而2 交电，虽汽机保安MCC4 秒的时间差，在这4段能自动切换到汽机 PC 22 秒内小机润滑油压降到了段，但有 0.08Mpa跳汽泵值。2）、在 21 汽泵跳闸后， RB 动作，机组切为机跟随方式，26 、23 磨煤机相继跳闸，负荷下降。但21 汽泵跳闸后，电泵未联启，由于电泵润滑油泵

14、在汽机保安MCC 段带，汽机保安失电切换过程中，电泵润滑油泵跳闸，使电泵跳闸首出中出现润滑油压低，汽机保安失电切换后电泵润滑油泵虽启动，但油压低首出存在，闭锁了电泵的联启。3）、在 21 汽泵跳闸电泵未联启的情况下，22 汽泵虽未跳闸，但其出力在之前546MW负荷下已经接近额定出力，虽然在 21 汽泵跳闸后22 汽泵给水流量增大， 但增加的很有限，不能弥补给水流量的降低。21 汽泵跳闸后给水流量从之前 546MW 负荷下的 1338t/h 迅速下降为 594t/h ，汽包水位直线下降， 由之前的 1.3mm 直降为 300mm ，汽包水位低三值锅炉 MFT 。3、汽轮机掉闸暴露问题及原因分析汽

15、机 PC 21 段失电后， 21 真空泵未跳闸， DCS 画面显示仍然为运行状态，但电流为 0 ，表明其已经停止工作，但21 真空泵入口快关电磁阀未关闭。真空泵已经不工作，而入口快关阀未关，真空泵入口又无止回阀，大量空气漏入凝汽器，导致真空急剧下降，低压凝汽器真空低至67kpa ，保护动作，汽轮机跳闸，发变组解列。六、采取的措施1、故障发生后，继电保护专业人员在第一时间检查了高、低压侧CT 二次回路，测量了回路直阻，保护定值设置情况，未见异常。同时，上报京能国际，联系电科院专家协助解决。需对 21 汽机变高、 低压侧 CT 伏安特性、 饱和特性等进行试验；需对 21 汽机变差动保护装置进行全部

16、校验，检查装置本身是否存在问题。2、为稳妥起见，暂将21 汽机低压变的差动保护退出，待误动原因彻底查明、消除之后，再投入差动保护。3、对损坏电机更换备用电机保证设备正常运行，并对故障电机进行检修，更换电机定子绕组。对同批产品22 氢冷升压泵电机内部绝缘情况进行解体检查。在电动机检修时，要加强对定子绕组端部特别是槽口部位检查试验，发现问题及时处理；4、继续研究单台汽泵跳闸不联起电泵情况下RB 的逻辑，完善和优化水位自动回路，寻找合适时机组织试验，力争近早实现这种情况下RB 成功；5、为了防止再次发生真空泵失电后入口蝶阀无法关闭的问题，计划增加入口蝶阀的关闭逻辑：本台真空泵的低电压信号和电流信号消

17、失相与，确保再次出现类似问题后蝶阀及时关闭。七、后续检查处理情况1、6 月 25 日至 6 月 29 日，在京能国际领导、电科院、厂家帮助下，进行了相关检查：1）、在#2 机组 6KV 配电室 20BBA09开关柜（ 21 汽机变）端子排上打开高、低压侧CT 电流端子中间滑块，用高精度万用表测试CT 侧、保护装置侧的二次直阻数值与C 级检修二次直阻测试数值对比，未见异常。2）、保护人员核对21 汽机变差动保护装置内定值设置，与定值清单一致。保护定值清单：被保护设备名称：汽机低压变额定容量：2000kVA保护型号：WDZ-441低压变压器差动保护装置高侧 CT 变比： 800/1A低侧 CT 变

18、比：4000/1A保护名称整定值变压器容量 S2000MVA高侧额定电压 U1N6300V低侧额定电压 U2N400V变压器钟点数 KMODEd,YN11高侧 CT 额定一次值 CT11800A高侧 CT 额定二次值 CT121A低侧 CT 额定一次值 CT214000A低侧 CT 额定二次值 CT221A差动电流起动值 Icdqd0.15A差动速断定值 Isdzd1.84A比率差动制动系数 Kb10.5二次谐波制动系数 Kxb0.15CT报警门槛值Ibj0.1A投差动速断CDSD投入投比率差动BLCD投入CTDX闭锁比率差动DXBS投入3）、将 21 汽机变检查保护装置电源停电，将装置内部的

19、板件拉出进行外观检查、板件上元器件接触情况检查，均未见异常。4）、检查高、低压侧 CT 二次接地点，高压侧接地点在CT 盘柜端子排上；低压侧接地点在CT 本体处。5）、检查差动保护二次回路接线与图纸一致，接线正确。6）、检查差动保护二次回路接线接触状况，接线紧固。7）、检查 21 汽机变差动保护高、低压侧CT 准确级情况如下：高压侧 CT 保护用变比为800/1准确级 10P20型号：LZZBJ-12/185H/4容量： 15VA短时热电流50/2 KA/S动稳定电流125 KA生产厂家：大连第一互感器厂。低压侧 CT 保护用变比为4000/1准确级：10P型号：LN8-0.66容量： 40V

20、A 生产厂家：苏州鼎浩8）、随后将此变压器差动保护退出，保留变压器过流速断保护，恢复了 21 汽机低压变及2 号机汽机PC21 段带电。带负荷检查相量、差流，核实差动保护二次接线正确。重新启动后21 汽机变差动保护装置记录：IAH=0.04AIBH=0.05AICH=0.04AIAL=0.15AIBL=0.15AICL=0.14ADIA=0.00ADIB=0.00ADIC=0.00AHIA=0.04AHIB=0.04AHIC=0.04AA 相高压侧电流B 相高压侧电流C 相高压侧电流A 相低压侧电流B 相低压侧电流C 相低压侧电流A 相差流B 相差流C 相差流A 相制动电流B 相制动电流C 相

21、制动电流9）、6月26日电科院人员到达现场。在做好了2 号机汽机PC21段的负荷转移及安全措施后，将21 汽机低压变停运。检查情况如下：A 、电气专业对21 汽机低压变中性点接地电阻进行了检查，未发现问题。B、继电保护专业对相关的CT 二次回路又进行了检查，包括： CT 回路的接线、绝缘、接地情况等，未发现问题。打开低压侧CT 的电流端子中间滑块，用 1000V摇表在380V汽机配电室进行低电压侧CT上送开关柜的电缆绝缘测试，测试结果如下：A 相对地：大于2000M B 相对地：大于2000M C 相对地：大于2000M N 相对地：大于2000M A 相对 N 相：大于2000M B 相对

22、N 相：大于2000M C 相对 N 相：大于2000M A 相对 B 相：大于 2000M A 相对 C 相：大于2000M B 相对 C 相：大于 2000M 9.2.2 对高压侧CT 进行绝缘测试，测试结果：A 相对地：大于2000M B 相对地：大于2000M C 相对地：大于2000M N 相对地：大于2000M A 相对 N 相：大于2000M B 相对 N 相：大于2000M C 相对 N 相：大于2000M A 相对 B 相：大于 2000M A 相对 C 相：大于2000M B 相对 C 相：大于 2000M C、对 21 汽机低压变20BBA09开关柜上的变压器差动综保装置

23、（ WDZ-441）进行了静态校验。发现装置的采样与实际输入的电流存在差异：采样显示值为实际输入电流的2 倍。将差动保护装置停电，检查装置内部板件，确证装置交流模件上的CT 多绕一匝。装置送电后进行了差动保护的启动定值及相关的拐点等定值的校验，在检查过程中均存在上述问题。由于电厂设备的特殊情况，为了使21 汽机低压变差动综保装置采样及设置更准确，保护厂家人员对WDZ-441内部小 CT 人为的增加了一倍的二次线圈匝数，所以其采样也扩大了一倍。与此相匹配的定值在输入保护装置时也应该相应的扩大一倍，定值通知单上启动值为0.4Ie ，对应装置内差动电流启动值应为0.19A ，实际装置内差动电流启动值

24、为0.15A与定值通知单略有偏差，但该启动值对应CT 匝数增加后的32.5%,定计算导则DL/T684-1999中规定：采用比率制动原理的差动保护启动值在工程实用整定计算中可取20% 50% 额定值，一般工程宜采用不小于30% 额定值， 21 汽机变差动保护动作与此定值无关。，对差动保护的采样、定值及逻辑进行了检查，未发现问题。由于现场运行情况及试验设备的原因，没有能够对CT的本体进行饱和特性及传变特性的试验。2、原因分析21 汽机低压变B 相差动保护动作原因为：21 汽机变WDZ-441变压器差动保护装置静态校验未见异常，但受现场条件限制无法做到故障再现，装置内部信息较少，还需要进行在故障状态下WDZ-441变压器差动保护装置动作行为测试，不排除由于装置故障导致差动保护误动的可能性。在条件允许的情况下还需对21 汽机变高、低压侧CT的铭牌进行检查确认，并进行相关CT试验，以进一步明确B 相出现差流的原因是否是因为较大短路电流的情况下21汽机变某一侧CT传变特性不好或饱和所致。3、暴露出的问题1）、WDZ-441变压器差动保护装置是南京东大金智公司早期