发电厂全厂停电案例汇编

1、发电厂全厂停电案例汇编(2014年版)中国大唐集团公司2014年12月目 录第一部分 区外故障11.对侧变电站母线故障，出线解列全厂停电22.与系统联系薄弱，线路故障致全厂停电63.线路跳闸突然停机，启动时返料器流化风室爆炸94.500kV双回线路掉闸，七台机组全部停运125.线路覆冰相继跳闸，机组被迫停运226.220kV电网故障，造成电厂全厂停电事故27第二部分 升压站故障337.刀闸支持绝缘子折断，事故扩大致全厂停电348.升压站瓷瓶折断，全厂与220kV系统解列379.分闸接触器接点卡涩，母差动作全厂停电4410.主变中压侧元件故障，连发两起全厂停电4711.绝缘子闪络放电，谐振过电压

2、致全厂停电5212.断路器无故偷跳，机构失灵全厂停电5513.支撑瓷瓶污闪放电，接地不良事故扩大6014.触头脱落闪络放电，开关爆炸全厂停电7315.雷电冲击设备损坏，保护动作全厂停电7516.刀闸绝缘子污闪放电，母差动作全厂停电80第三部分 继电保护及二次回路故障8317.TV二次回路异常，保护退出线路全停8418.TV二次反充电，保护失压全厂停电8619.线路遭雷击，保护越级跳闸全厂停电8920.水淹灰浆泵房，保护越级跳闸全厂停电9321.修后试验措施不当，保护误动全厂停电9522.遭雷击避雷器放电，发电机保护误动全厂停电9823.零序功率方向接反，保护误动全厂停电（一）10424.零序功

3、率方向接反，保护误动全厂停电（二）108第四部分 DCS及热工保护故障11225.DCS公用域服务器失电，事故扩大致全厂停电11326.DCS公用交换机故障，机组被迫全部停运11627.DCS公用系统故障，循泵跳闸双机停运11928.通讯故障处置不当，网络阻塞全厂停电12329.水冷壁爆管蒸汽泄漏，DCS控制柜误动全厂停电13030.超速保护误动跳机，起备变保护误动全厂停电13331.厂房漏雨保护误动，两台机组相继停运13832.停电措施不全，引发全厂停电140第五部分 直流系统故障14233.检修人员误接线，交流串直流致全厂停电14334.操作箱内交流串直流，开关跳闸全厂停电14735.升压

4、站交流串直流，断路器跳闸全站失压15136.调试人员误碰，交流串直流全厂停电15537.直流消失故障无法切除，机组烧毁全厂停电158第六部分 辅助公用系统故障16038.某电厂循环水中断，连发四起全厂停电16139.误操作致循泵跳闸，保护跳机全厂停电16340.下游电站放水检修，循环水中断全厂停电165第七部分 事故保安电源故障16841.柴油机、直流油泵综合故障，机组断油烧瓦16942.直流油泵未联起，一台机组断油烧瓦17443.厂用电运行方式不合理，事故扩大全厂停电177第八部分 违章作业案例18244.违章作业机组跳闸，开关拒动全厂停电18345.试验人员短接CT绕组，保护误动全厂停电1

5、8646.操作人员走错间隔，误分带电设备致全厂停电19147.沙带坠落封母短路，开关故障全厂停电19648.误入带电间隔人身触电，保护拒动全厂停电19949.焊接作业母线接地，出线跳闸全厂停电201第九部分 其他事故案例20550.电缆着火线芯短路，失灵保护动作全厂停电20651.风机特性不匹配，两机组相继跳闸20852.俄罗斯萨扬水电站817事故212219第一部分区外故障对侧变电站母线故障，出线解列全厂停电【事故经过】某热电厂11、12号机组为哈汽生产的三缸、两排抽汽式汽轮机，型号为CC140/N200-130/535/535。厂区内配升压站，两台机组共用两条母线出线。2002年12月11

6、日，由于对侧变电站220kV母线故障，造成邯来III、IV解列，但机组主开关未断开，DEH系统切至手动方式，控制系统仍按照机组在网上运行进行调整，机组转速不断下降，造成#11、#12发变组保护“过激磁”反时限部分动作，机组解列灭磁，全厂停电。【原因分析】1、从12.11事件分析，在线路故障后机组负荷无法向外输送，而控制系统仍按机组在电网上运行来对机组进行控制，造成系统控制紊乱（两台机组同时带厂用电，相互扰动，对负荷的调节不同步），最终不能使机组带厂用电运行。因此，机组能够准确判断出线路故障，并将主开关断开，顺利切换至单元机组各自带厂用电运行是问题的关键。2、从现有的电网结构来看，频率达到50.

7、8Hz几乎是不可能的。由此可以判断，当主开关未断开，而机组转速达到3050rpm时，线路（厂界外）肯定出现故障。此时，机组就可以主动将主开关断开，使单元机组各自带带厂用电运行。3、在机组切换至厂用电运行方式时，机组负荷将迅速减少，为了使锅炉也能够响应此方式而不使再热器过度超温、安全门长期打开等情况产生，锅炉能够稳定燃烧，可以将锅炉跳闸。此时汽轮机利用锅炉蓄热带厂用电，运行人员可根据实际情况重新点火、投油、投粉，使机组带厂用电稳定运行。 4、对于发变组保护，由于在基建过程中电气保护和电液调节系统没有顺畅的接口，发变组保护的出口只能作用于机组停运，这不利于机组的安全、稳定运行。DEH系统改造后通过

8、将发变组保护分类，保护出口分别作用于机组停运或锅炉灭火，可使得机组在不同的故障状态下采取不同的措施，有利于机组快速恢复运行。【防范措施】1、电网故障超速的判断及动作出口在DEH系统内完成，当并网信号和转速超过3050rpm同时存在时，即可判断为“电网故障超速”。该信号在DEH系统内增加历史追忆点，同时上光字牌报警。“电网故障超速”信号通过发变组保护跳主开关。为了保证保护正确动作，并网信号和转速信号进行三取二处理。同时，DEH的输出继电器接点可串接，继电器线圈采用相反的动作方式（接点在动作前均断开，线圈一个带电，一个不带电）。同时保证在机组负荷突变30%时机组能够切至阀位方式，运行人员可以手动设

9、定阀位给定值。2、改进、完善热工保护与发变组保护之间的联系（1）发电机内部故障“发电机内部故障”作用于全停和程序跳闸两个电气保护出口。同时，“发电机内部故障”信号送热工保护系统，使汽机跳闸、锅炉灭火。其中出口方式为全停的电气保护有：发电机差动、主变差动、发变组差动、厂变差动、发电机定子匝间保护、发电机转子两点接地保护、3U0发电机定子接地保护、主变重瓦斯、高厂变重瓦斯。出口方式为程序跳闸的有：对称过负荷反时限、反时限负序过流保护、发电机失磁t1保护。 “发电机内部故障”信号送至ETS柜，在柜内的所有接线及信号去向均保持不变。（2）发电机甩负荷“发电机甩负荷”作用于解列灭磁和解列两个电气保护出口

10、。同时，“发电机甩负荷”信号送热工保护系统。此前，“发电机甩负荷”与“发电机内部故障”一样均作用于汽机跳闸、锅炉灭火。但发电机甩负荷信号代表的是发电机不很严重的故障，可能是由外部原因引起，可以通过检查并在排除故障后重新并网，此时汽轮机可以在3000rpm状态下运行。因此，“发电机甩负荷”不作用于汽机跳闸，只需使锅炉灭火。锅炉灭火是为了使机组更容易控制，当机组脱网时，汽轮机的负荷迅速减少，锅炉在燃烧状态下很难控制。锅炉灭火后利用其蓄能保持汽轮机的转速，反而有利于机组快速恢复运行。 其中出口方式为解列灭磁的电气保护有：发电机程序逆功率、励磁机反时限过负荷、发电机过激磁保护、主变高压侧阻抗保护、主变

11、零序电压保护、主变零序电流保护、高厂变复合电压过流保护、主变间隙零序电流保护、断水保护、汽机跳闸。此外增加发电机逆功率T2下100 解列灭磁，因为发电机逆功率用于保护汽轮机，当主汽门误关闭或机组保护动作于关主汽门关闭，而出口断路器拒动时，发电机将变为电动机运行，从系统吸收有功功率，此时由于鼓风损失，汽机尾部叶片可能过热，造成汽轮机损坏。原出口方式：T1 1.5发信，T2 100 解列。但此时解列后，由于发电机未灭磁，汽轮机仍未进汽，将变为转子带厂用电惰走发电，频率越来越低，严重威胁发电机、变压器及厂用电设备，此时V/f升高可能会使“过激磁”动作于解列灭磁，但时间过长。因此，决定出口方式改为：T

12、1 1.5发信，T2 100该定值整定的不合理，一般以60s为宜。 解列灭磁。出口方式为解列的有：高压侧断路器非全相保护、主变冷却器全停。此外，将新增加的“电网故障超速”信号作为解列的一个信号。这是因为当“电网故障超速”信号出现时，意味着机组脱网（指厂界外电网）运行，但此时主开关未断开，DEH控制系统仍按照机组在电网上运行，以功率控制方式进行调节，两台机组均带厂用电运行，互相干扰最终造成控制的紊乱，从而重复12.11事件。将“电网故障超速”信号作为解列的一个信号，使该机组主开关断开，DEH控制系统将以转速控制方式各带本机的厂用电运行，避免控制系统的紊乱。“发电机甩负荷”信号送至ETS柜，在柜内

13、按以下原理进行改进：从ETS柜内扩展的“发电机甩负荷”信号送FSSS系统跳炉。此信号与“水位高”、“炉压低”等主保护信号在FSSS系统中的作用一致（包括硬件接线与软件组态的结构）。该信号纳入首跳记忆，在锅炉灭火时能分别出首跳原因。增加硬件投切开关和软件的投切按钮，操作画面作相应的修改。同时，保证DEH系统内有并网信号存在时才启动FCB功能，无并网信号时不启动FCB功能。这样既能保证当锅炉灭火时，机组能够快减负荷，保证机组不脱网，同时又能保证当发电机甩负荷时机组带厂用电运行。（3）失磁T0保护将失磁T0保护从发电机失磁保护中分出来，保护的出口方式变更为： 厂用电切换；锅炉灭火并通过FCB快减负荷

14、到5-80MW，以避免发电机吸收无功引起定子电流超过额定电流，但是如果励磁电流不能在10分钟恢复，则应由运行人员手动停机。 “失磁T0保护”信号直接送FSSS系统跳炉，该信号在FSSS系统里的组态和接线方式与“发电机甩负荷”一致。在原设计中，失磁T0保护出口为厂用电切换并快减负荷，现在将失磁T0保护从发电机失磁保护中分出来并作用于灭火是因为将“失磁T0保护” 单独分出来，可以快速查找锅炉灭火的原因，同时通过锅炉灭火利用FCB功能快减负荷比之其它方式运行更有利于机组的快速恢复。3、为了保证在主开关断开后，机组能够更平稳的进行处理，在DCS内增加以下功能：主开关断开联关三抽、采暖抽汽逆止门。4、所

15、有增加、修改的输入、输出点均在事故追忆系统和SOE系统做相应的修改和完善，以方便查询历史记录。与系统联系薄弱，线路故障致全厂停电某发电厂共有4台机组，采用“两机一变”扩大单元接线，出线共有两回，一回220 kV出线至清远站，一回110kV 出线经1.5 km短线路至电厂的北寮站，然后通过北寮线送至110kV源潭站。正常运行方式为1，2号机组通过1号主变送电至220 kV飞清线，3，4号机组通过2号主变和1号主变也送电至220 kV飞清线；即正常运行方式为4台机组均向220 kV飞清线送电，110 kV短线121 A开关处于热备用状态，同时110 kV系统电源送电至电厂厂用10 kV段进线开关处

16、作为电厂的备用电源。当220 kV线路故障或维修时，才从110 kV系统送电。因与系统联系薄弱，四次因恶劣天气下线路跳闸而造成全厂停电。【事故经过】1、2000年6月8日，枢纽用电全部消失30 min。当时为雷雨天气，飞清线线路遭雷击引起A、C相出现瞬间短路故障，线路保护启动，跳开飞清线2387开关，1，2号机组甩负荷停机，同时备用110 kV主电源由于北寮站主变故障检修无法送到厂用10 kV段，从而导致枢纽用电全部消失。 2、2002年4月5日，枢纽用电全部消失40 min。当天，电厂1号主变在检修，3号机组向110 kV系统送电。14:08，由于110 kV系统变电站遭受冰雹袭击，造成母线

17、保护动作，跳开清源线开关，导致3号机组仅带枢纽用电而过频跳闸停机，枢纽用电全部消失。 3、2004年5月28日，枢纽用电全部消失15 min。当时220 kV线路与110 kV线路环网运行，由于清源线检修，由飞北线带升平站和黎溪站负荷；相当于只有1路主电源与电厂相连。14:58，由于狂风夹杂暴雨将电厂室外1号主变低压侧母线槽的盖板吹开,并将大量水气吹入母线槽内,1号主变低压侧隔离开关柜顶部安装有一块环氧绝缘板,绝缘板朝向母线槽的表面上粘有灰尘,灰尘遇到水气后,引起10 kV相间放电闪烁弧光短路导致主变差动保护动作,跳开2387开关。由于此时3，4号机组电能只能经飞北线送出，而升平、黎溪站的负荷

18、较小，导致3，4号机组过频跳闸，从而导致枢纽用电全部消失。 4、2004年9月22日，枢纽用电全部消失15 min。220 kV线路与110 kV线路环网运行，由飞北线带升平站和黎溪站负荷；此时只有1路主电源与电厂相连。19:39，飞清线遭雷击，引起A相出现瞬时性接地故障，飞清线两套保护均启动，跳飞清线A相开关，电厂侧单相重合闸因设备故障而被闭锁。机组因过频保护动作，甩负荷停机，造成枢纽用电全部消失。【原因分析】1、几起事故均发生在较为恶劣的天气，尤其是雷雨大风天气。 2、几起事故均发生在电厂与系统联系较为薄弱的情况下(电厂仅与系统一个主电源连接)，电厂处于非正常运行方式。 3、电厂与系统联系

19、的两条主电源线路在异常天气时可靠性不高，尤其是110 kV线路发生故障的几率较高。主电源的可靠性是枢纽供电安全的重要保障。 4、电厂设备的完好率和可靠性不高。2004年出现的两起停电事故均由电厂设备故障引起，尤其是9月22日发生的事故仅仅是一个小小的继电器故障引起。飞清线出现单相接地后，线路保护启动，单相重合闸(整定值为0.8 s)重合该相，但由于飞清线2387开关机构本身带有三相不一致保护，其时间正常整定为1.5 s后动作跳开三相，由于三相不一致保护的时间继电器故障，其动作时间仅为0.187 s，也就是说在重合闸(0.8 s)未动作时，三相不一致保护已经跳开三相，三相跳闸后自动闭锁单相重合闸

20、。 5、线路发生故障后机组转孤网运行无法保持稳定，频率上升较快。【防范措施】 1、设备系统方面 (1) 发电厂制定了保厂用电措施，正常运行时应由本机带本机厂用电，并有可靠的厂用备用电源自投装置。 (2) 加强继电保护装置和开关的检修、维护、运行管理，确保主要电气保护保持完好，严防保护、开关拒动或误动，防止事故扩大。 (3) 加强柴油发电机备用电源的管理，确保事故时起到备用作用。 (4) 采取措施保证通讯备用电源在事故时能可靠投入，确保通讯畅通。 2、鉴于目前清远电网中清源线长期过载，无法满足负荷发展的需求，必须依靠电厂带一部分负荷，此时，系统110 kV主电源必须与电厂断开，电厂仅与220 k

21、V系统连接，因此，必须加强设备的维护检验力度，确保设备和装置可靠运行，加强事故预想和反事故演习，对非正常运行方式，事先制定安全措施，提高事故处理的能力。 3、明确恢复枢纽厂用电的处理原则。当前电厂仅有1路主电源，中调和地调应从运行方式上考虑一旦枢纽用电消失后恢复供电的途径和方案；同时，电厂应充分做好枢纽用电消失后的保枢纽用电的各种方案。 4、电厂应对线路开关跳闸后机组转孤网运行的转换方式及孤网运行的能力进行试验验证。 5、加强技术管理工作 (1) 加强设备台帐的建立工作。明确设备的功能及性能标准，可能的设备功能故障，功能故障发生时，有哪些现象伴随发生，其影响如何等。 (2) 制定维修计划和方案

22、时，对维修的设备和项目要具体化，尤其是对结构较复杂的设备，要明确具体维修哪些部分或部位以及维修级别。 (3) 对设备维修，明确检验标准和验收规范、标准，用于设备检修后的质量验收和投入运行的依据。 (4) 进一步提高运行维护技能，加强技术培训工作，并从日常安全、技术管理工作中吸取经验。 6、建议系统调整运行方式，采取配电自动装置，确保用户的可靠供电。线路跳闸突然停机，启动时返料器流化风室爆炸2010年9月19日，某热电厂单机运行时因线路跳闸全厂停电，恢复过程中返料器流化风室发生爆炸。【事故经过】某热电厂事故前运行方式为：#2机组单机运行，电负荷120MW， 115钢钰回线、116钢钰回线通过中钢

23、#2变电站联网运行，113钢钰回线、114钢钰回线向中钢#3变电站送电，中钢#2、3变电站联络开关在分位置，两变电站开环运行。2010年9月19日01：34：47 系统受雷雨冲击，钢钰、回线115、116开关和对侧开关掉闸，重合后复掉；系统电压降低，高压厂用电压瞬间由6.34kV降为5.5kV，主汽压力明显升高。01：34：48汽机“OPC防超速保护”动作；#2发电机102开关、励磁开关和厂用电掉闸，负荷到零；全厂失电，主、辅机转动设备全部停运，同时中钢#3变电站失电；集控和厂房事故照明正常；过热器安全门动作，后运行人员就地手动操作打开对空排汽门。02：07：05 汽轮机转度到零。02：29，

24、#3变电站恢复供电，通过钢钰I回线给110kV东母、西母充送电成功。逐级恢复厂用电系统；为避免炉内有可燃气体，经长时间吹扫后，启动高流风机，当压力增大时，突然听到巨响，检查发现两台返料器的流化风室爆破，立即停止#2炉的启动，进行详细检查。【原因分析】1、事故的起因是下雨闪电，造成钢钰、两回线路短路，短路瞬间，保护动作，使线路115、116开关和对侧开关掉闸。造成机组突甩负荷，汽轮机转速升高，引起“OPC防超速保护”动作，作用于调速汽门关闭。2、汽轮机转速下降至3000转/分以下，为了维持机组正常3000转/分的转速，“OPC保护”作用调速汽门打开20%，但因联网线钢钰、线路掉闸，而#2、3变电

25、站联络开关未合，该电厂已和系统解列，虽然调速汽门打开，但仍不足以克服转子惯性将转速拉回，造成汽轮机转速继续下降。3、当汽轮机转速低于2850转/分，引起发电机保护动作；造成发电机主开关、励磁开关和厂用电源开关掉闸，联锁汽轮机掉闸、锅炉MFT动作；4、厂用电源开关掉闸后，联络变作为备用电源，因刚钰、联网线掉闸，使电厂110kV系统无电压而闭锁备用电源投运，造成高、低压厂用电系统失电，引起全厂停电。5、因全厂失电，盘车不能投运；高低旁路门不能打开，造成主汽超压，安全门动作。6、返料器流化风室爆炸分析为炉突然停运，返料器内的返料灰中含有大量的入炉煤粉，因返料灰温度较高（在900以上），煤中的挥发份会

26、析出，另煤在突然停炉缺氧环境下燃烧会释放大量一氧化碳，释放出的挥发份和一氧化碳因返料灰较厚，有很大部分会通过风帽沉积在流化风室。锅炉启动时，为防止炉内有积煤引起放炮，虽启动吸风机进行了50多分钟抽吸，但因流化风室上部有很厚返料灰，相当于封闭了风室，使风室内的可燃气体不能被抽走，流化风室又没有排汽设施，故风室内可燃气体一直存在。启动高流风机后，混入空气，使可燃气体的浓度达到了爆炸浓度范围，返料灰温度高，具备了火源，引起爆炸。【防范措施】1、认真分析钢钰、回线短路的原因，检查线路和避雷线系统是否存在问题。2、认真考虑#2、#3变电站和系统的运行方式，保证中钰电厂和系统可靠联网，避免因部分线路掉闸而

27、造成机组解网运行，引起机组事故。3、两台机组必须有可靠的交流保安电源，避免全厂失电引起重大设备损坏。4、针对本次典型的全厂停电事故，召开专题学习，认真分析原因，总结经验，并完善全厂停电事故处理预案。5、认真分析返料器流化风室爆炸事件，做好防止返料风室、水冷风室、炉膛、烟道放炮的措施。因返料风室、水冷风室内可燃气体靠吸风机不能排出，且比空气轻，必须加装负压抽吸系统。 500kV双回线路掉闸，七台机组全部停运2013年7月20日，某发电厂因天气原因500kV双回线掉闸，七台运行机组相继停运，损失负荷1560MW。【事故经过】1、事故前运行工况220 kV系统运行方式：220kV四、五母线并列运行，

28、旁路2246开关及220kV六母线备用；220kV沙岛双回线为黄金岛侧开关合入，电厂侧开关断开空充备用；220kV沙闫双回线为电厂侧开关合入，阎家屯侧开关断开空充备用；1号机组通过220kV 2201开关并列于四母线运行；5-2联变2250开关合入；2200甲、2200已、2200丙、2200丁启备变正常运行；2200戊、2200己脱硫变正常运行。500 kV系统运行方式：500kV 5052、5053开关及万沙线检修，其它开关正常运行；沙南一线（5021、5022开关）、沙南二线（5041、5042开关）正常运行，500kV沙南一线负荷642MW, 500kV沙南二线负荷691MW,全厂总出

29、力1560MW；5-2联变正常方式运行；电网稳控装置投入3、4、6、7、8号机组切机压板。附图 全厂电气系统机组运行工况：2号机组检修，其他机组正常运行，运行机组厂用电为本机组高厂变带，全厂公用系统供电方式为正常方式。机组负荷：1号机组负荷246MW；3号机组负荷241MW；4号机组负荷150MW；5号机组负荷239MW；6号机组负荷221MW；7号机组负荷230MW；8号机组负荷220MW。2、事故经过（1）沙南二线：7月20日16：30分，变电站NCS报警：“沙南二线P544保护柜总跳闸，沙南二线MCD保护柜总跳闸，5042 RCS921A重合闸动作，沙南二线电抗器保护I零序过流，沙南二线

30、电抗器保护II零序过流,沙南二线电抗器保护I小电抗过流，5041、5042断路器分闸动作”， 5041、5042开关事故掉闸，NCS上开关绿闪。保护动作情况：P544保护柜纵联差动跳B动作,RCS902A跳B灯亮。MCD保护柜纵联差动跳B动作，RCS902A跳B灯亮，EF接地灯亮。5041失灵屏RCS-921跳A、B、C灯亮。5042失灵屏RCS-921跳A、B、C灯亮，重合闸灯亮。重合闸动作不成功，跳A、B、C三相。（2）沙南一线：7月20日16:36分，变电站NCS报警：“沙南一线P544保护柜总跳闸，沙南一线MCD保护柜总跳闸，5021、5022断路器分闸动作”。 5021、5022开关

31、事故掉闸，NCS上开关绿闪。保护动作情况：P544保护柜纵联差动跳B相，跳C相，三跳灯亮。RCS902A跳A、B、C灯亮。MCD保护柜纵联差动跳B、C灯亮，EF接地灯亮。RCS902A跳A、B、C灯亮。5021失灵屏RCS-921 跳A、B、C灯亮。5022失灵屏RCS-921 跳A、B、C灯亮。（3）电网稳定控制装置主机A、B套：跳闸出口灯亮。（4）网控开关： 16:30:21 500kV 沙南二线开关5042、5041跳闸；16:36:55 沙南一线开关5021、5022跳闸；16:36:56 4号机出口开关5031、5032跳闸；16:36:56 7、8号机组出口开关5062、5061、

32、5063跳闸；16:36:56 3号机出口开关5023跳闸；16:36:56 6号机出口开关5051跳闸；16:36:58 5号机出口开关5043跳闸；16:37:54 1号机出口开关2201跳闸。 （5）一单元：16:36 1号机组负荷由250MW突降至145MW，并在150MW-30MW之间大幅摆动，发电机频率、转速大幅摆动，汽包水位低III值，MFT保护动作锅炉灭火。16:37 机组掉闸，厂用电失去，所有辅机掉闸，柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护B柜过激磁反时限t2保护动作灯亮。（6）二单元：16:36 3号机组掉闸，发电机解列、汽机掉闸，锅炉MFT动作，厂用电切换正常。随后厂用电

33、失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护C柜高周失步保护动作灯亮。16:36 4号机组掉闸，发电机解列，汽机掉闸，锅炉MFT动作，厂用电切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护C柜高周失步保护动作灯亮。（7）三单元：16:36 5号机组跳闸，发电机解列、汽机掉闸，锅炉MFT动作，厂用电切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护B柜程跳逆功率动作灯亮。16:36 6号机组跳闸，发电机解列、汽机掉闸，锅炉MFT动作，厂用电切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护C柜高周失步保护动作灯亮。（8）四单元：16:36 7号机组跳闸，发电机

34、解列、汽机掉闸，锅炉MFT动作，厂用电切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护C柜高周失步保护动作灯亮。16:36 8号机组跳闸，发电机解列、汽机掉闸，锅炉MFT动，厂用电切换正常。随后厂用电失去柴油机联启带保安段运行。检查发变组保护C柜高周失步保护动作灯亮。（9）辅控：16:37 辅控设备失电，程控上位机上所有设备停运。【原因分析】事故当时输电线路故障点附近天气较为恶劣，为雷雨、暴风、冰雹天气，线路故障点附近直径25厘米左右杨树连根拔起，成片玉米倒伏，并有冰雹，天气情况相当恶劣。事故过后的沙南二线跳闸查线结果为：39号塔B相导线小号侧2米处3号子导线、铁塔左侧曲臂K点上

35、方1米处主台及斜铁有放电痕迹。沙南一线跳闸查线结果为：34号塔B相导线大号侧2米处3号子导线、铁塔左侧及右侧曲臂上方1米处塔台、C相导线大号侧1.5米处2号、3号子导线有放电痕迹。电网公司判断为：沙南一线、二线故障原因均为风偏所致。1、沙南二线掉闸分析（1）保护装置动作分析：由于天气原因，2013年7 月20日16:30:21，沙南二线发生 B相接地，沙南二线线路纵联差动保护（P544）装置，发出跳B令，保护装置动作正确；沙南二线线路纵联差动保护（MCD）装置，发出跳B令，保护装置动作正确；后备保护（902A两套）装置保护动作，发出跳B令，保护装置动作正确。（2）线路重合闸分析：张南侧先重合于

36、故障线路（B相永久接地），沙南二线纵联差动保护（MCD、P544）装置判断为永久故障，发跳A、B、C三相令，保护动作正确。电厂侧16:30:34:858 5042开关B相重合成功，16:30:34:790沙南二线纵联差动保护（MCD）跳A、C相，沙南二线纵联差动保护（P544）发跳B相，16:30:37:358 电抗器零序过流动作，跳5042开关B相。电抗器零序过流动作，跳5042开关B相原因分析：在沙南二线张南侧重合于故障，对端保护动作跳开开关后，B相接地故障消失，此时电厂侧5042开关B相重合闸命令发出，B相合闸成功。具体原因分析：B相开关先收到合闸信号，开关合闸；沙南二线纵联差动保护（M

37、CD及P544）动作跳A、B、C相，接收到跳闸令，因开关B相机构正在进行储能，保护动作后B相无法跳开，最终由电抗器零序保护动作跳开。2、沙南一线掉闸分析保护装置动作分析：由于天气原因，2013年7 月20日16:36:55沙南一线发生B相接地。沙南一线线路纵联差动保护（P544）装置，发出跳B令，保护装置动作正确；沙南一线线路纵联差动保护（MCD）装置，发出跳B令，保护装置动作正确。后备保护（902A两套）装置保护动作，发出跳B令，保护装置动作正确。沙南一线线路发生转换性故障（B相接地转为C相接地）。沙南一线纵联差动保护（MCD）装置判断为转换性故障，发跳A、C相令，保护动作正确。纵联差动保护

38、（P544）装置判断为转换性故障，发跳A、B、C相令，保护动作正确。后备保护（902A两套）装置判断为转换性故障，发跳A、B、C相令，保护装置动作正确。3、电网稳控装置分析沙南双回线全部跳闸，跳闸前机组总出力1560MW，满足装置动作条件（N-2,400MW）,电网稳控装置动作。由于2号机停备，运行方式保留1、5号机，稳控装置主机发出了切4、7、8、3、6号机指令。各单元从机在执行主机切机命令时会实时检测各台机组是否运行来判定需切机组，判定机组运行的条件是发电机实时功率大于75MW，由于沙南双线已跳闸，各机组送出通道电流瞬间变的很小，从机判定机组全部为停运，所以从机未发切机指令，故3、4、6、

39、7、8号机组由高周保护动作切除。 4、4、7、8、3、6号机组掉闸分析由于沙南双回线跳闸，本厂频率最高52.8Hz。高周及失步切机保护动作，机组跳闸的顺序依次为4、7、8、3、6号机。4、7、8号机组高周失步定值52 Hz；3、6号机组高周失步定值52.25 Hz。5、5号机组掉闸分析（1）高周及失步切机未投（运行方式要求），机组掉闸。经检查为发变组保护B柜程跳逆功率动作。程跳逆功率动作逻辑为汽轮机主汽门关闭与发电机逆功率两个条件同时满足，保护正确动作。（2）在1、5号机组单独带全厂厂用电的情况下，由于DEH不具备孤网运行的调节条件，机组转速最高升至3180转，机组超速至103%后OPC动作，

40、机组抗燃油压波动较大，造成3个保安油压力开关动作，停机电磁阀ZS2带电动作，主汽门、调速汽门全关，在发电机逆功率后，程序跳闸逆功率动作，机组掉闸，联动锅炉MFT。6、1号机组掉闸分析（1）高周及失步切机未投（运行方式要求），机组频率降至41.7Hz，机组掉闸。经检查为发变组B柜过激磁反时限t2保护动作跳闸（定值1.2倍60s，1.25倍30s，1.3倍5s），保护正确动作。（2）在1号机组单独带全厂厂用电的情况下，机组负荷由250MW突降至145MW，并在150MW-30MW之间大幅摆动，由于DEH不具备孤网运行的调节功能，造成OPC动作及一次调频频繁动作达到5次，小机进汽基本中断，汽泵转速下

41、降，给水流量降低，使给水自动调整在三冲量与单冲量之间频繁切换，汽泵再循环门打开，使汽包水位下降；同时，机组OPC动作后，机组调门快速关闭，负荷骤降，造成汽包压力快速上升，汽泵打水困难加剧，在以上两个因素的影响下，最终造成汽包水位低三值锅炉MFT动作，随后CCS自动切除，DEH逻辑要求保持了当前高压调门开度不变，接近关闭，中压调门全开的状态，蒸汽量不能满足负荷要求，使得汽轮机转速逐渐下降，最终过激磁保护动作跳闸。【暴露问题】1、5042开关B相重合后，主保护动作未跳开，单相运行，最后由电抗器保护动作跳开。在沙南二线B相故障后，沙南二线对端开关与电厂侧5042开关的重合闸均动作，对端开关先重合于故

42、障，对端保护动作跳开开关，同时电厂侧两套主保护也发出了跳闸令，但此时电厂侧5042开关B相重合闸动作成功，同时接地故障消失。此时主保护的跳闸令与5042开关控制回路断线同时出现，造成5042开关B相未跳开，最后控制回路断线报警消失后由电抗器保护动作跳开5042开关 B相。5042开关非全相保护未动作原因，由于时间继电器采用开关本体继电器（定值2.5s），时间定值整定不准，在B相合闸2740ms后开关非全相保护未动作，而由电抗器保护动作跳开。在7月27日， 将5042开关转冷备，检测非全相保护时间继电器动作时间为3.06秒，随后对时间继电器进行调整传动，现非全相保护动作时间为2.5秒（定值为2.

43、5秒），调整后传动正常。2、电网稳控装置切机未动作。沙南双回线跳闸前机组总出力为1560MW，满足稳控装置动作条件。但稳控装置控制方案是主机动作后，再由单元从机判断机组是否运行，并且由从机发出切机指令。稳控装置为2006年建设。根据当时电网运行方式，装置设计具备N-1及N-2的功能，控制策略相对现在较为复杂。此控制方案在设备安装调试中，当时进行了模拟两条线路跳闸工况，主机正确发出了切机指令，单元从机接收到主机切机指令，并判断机组运行（有功负荷大于75MW），同时发出切机指令，确认从机装置出口有跳闸信号，从而得出结论稳控装置动作正确。但现在看来此模拟线路跳闸调试过程与实际线路跳闸过程存在本质区别

44、，在模拟调试中不能发现当沙南双回线切除后，机组的电流消失或很小，从而使从机判断机组为停运状态，不满足装置动作条件，不发切机指令。电网稳控装置未正确动作，暴露出专业技术人员不了解装置动作原理，对控制方案不了解，没有意识到此保护对于保全厂主机设备安全的重要性，埋下设备隐患。另外，在设备安装调试中，未能做到全面模拟实际状态下传动，只注重了双线跳开主机动作，机组接受跳令等的正确性，未能发现其在双线切除后，机组电流消失或很小使从机判机组为停运状态，不发跳机令的严重问题，同样暴露出专业人员技术水平差，技术水平有待提高的问题。3、厂用电失去的原因分析（1）2010年沙岛线切改后，为保证电厂厂用电，与调度沟通

45、在220kV沙岛一、二线（2211、2212开关）增加一套自投装置，当沙南双回线跳闸后进行自投。但由于电厂220kV系统所带4台启备变及2台脱硫变为分级绝缘变压器，中性点接地刀闸在正常运行中为断开位置。当220kV失电时，若沙岛一、二线自投动作将造成6台变压器全电压冲击，有可能造成变压器靠近中性点处绝缘损坏，致使设备故障。因此，此方案无法实施。（2）电厂稳控装置正常运行时保留两台机组（1、2号机组）不切机。1号机在2003年7月联变故障时曾单带地区负荷，但因1号机中压调节汽门的结构问题，在压力高的情况下打不开，此问题在机组检修中已进行了改进，在此次事故中未再发生。但此次1号机组掉闸暴露出DEH

46、不具备孤网运行的功能，发电机出口开关合闸状态时DEH的控制方式始终在功率回路，当发生线路掉闸时1号机组单带厂用负荷运行相当于单机带孤网运行，但此时DEH的控制模式为功率控制方式，造成机组转速大幅摆动，直至汽包水位无法维持锅炉灭火时，DEH逻辑判断为故障状态，汽机调门维持灭火前开度不再进行任何调整，因灭火前瞬间汽轮机调门几乎为全关状态，造成汽机进汽量小于厂用负荷的需求，汽机转速下降直至低频保护动作停机。暴露出的问题主要有，一是在机组运行工况剧烈变化、调门大幅摆动的情况下，参数变化已超出了给水自动调整的范围，水位难以控制；二是1号机组在沙南双回线跳闸后25秒锅炉水位低灭火，35秒后汽机跳闸，运行人

47、员很难在这么短的时间内准确判断故障进行手动调整，需进一步优化控制策略。（3）在设备隐患治理上存在死角，对沙南双回线掉闸时的厂用电运行方式认识不足。需要进一步研究在沙南双回线掉闸时，机组保留台数、保留顺序。4、网控NCS系统改造投运已接近10年，设备老化严重，部分测控板SLC卡件输出数值不准确，NCS上相关数据显示不准确，操作中问题多，延长了事故处理时间。且该型号测控板卡件在南瑞科技公司已停产，卡件更换和维护都存在一定的困难。5、网控及各单元的保护装置、DCS、NCS上时钟不统一，给事故分析带来了困难。6、在设备管理上存在漏洞，部分设备检修维护不到位，未能及时发现设备隐患。5、6、7号机组柴油机

48、在带负荷运行一段时间后发生柴油机冷却液温度高跳闸，暴露出设备维护保养不到位。正常运行中柴油机定期试验无法全面检验柴油机的状况，需研究柴油机带负荷试验方法，确保柴油机可靠备用。【防范措施】1、联系厂家及电科院，研究单带厂用电的机组如何强化和完善DEH的调节性能，使其能够满足带孤网运行的功能。同时对相关热力系统进行改造，对自动调整控制逻辑进行完善，使其能够适应孤网运行。2、为了避免联变掉闸对厂用电源的不利影响，降低单台联变情况下500kV与220kV合环的风险，已开始研究增加1台联变技术方案，正常保持两台联变并列运行。3、针对此次稳控装置出现的问题，已经联系厂家、电科院及电网公司，认真分析其未正确

49、动作的原因，认真论证取消从机动作判据的可能，保证事故情况下装置的可靠动作。进一步研究稳控装置切机方式与机组高周及失步保护投入方式之间的相互配合关系，确定更加合理的运行方式。4、认真分析沙南双回线掉闸时的厂用电运行方式。根据此次事故中保留的1、5号机组自动调整状况，同时参考事故中全厂厂用电负荷，研究运行机组的保留台数、保留顺序，并将保留机组方案上报电网公司。5、做好以下几种异常情况下保厂用电的研究，并制定具体的方案：1号机组运行，沙南双回线跳闸如何保厂用电；1号机组运行，联变掉闸时如何保厂用电；1号机组停运状态下，沙南双回线跳闸如何保厂用电；1号机组停运状态下，联变掉闸时如何保厂用电。6、完善全

50、厂GPS时钟装置，使网控及单元NCS、DCS上的时钟统一，满足生产需求。7、针对NCS系统运行已接近10年，相关测控元件老化严重，缺陷频发的现状，对NCS系统进行升级改造。8、加强对单元机组柴油机的维护及保养，保证在事故情况下可靠运行。在机组检修期间进行带负荷试验，检验柴油机运行的可靠性。9、加强设备管理，对设备暴露出的缺陷，认真分析，及时消除设备隐患。对缺陷、隐患进行更深层次的分析，做到举一反三。保证设备的可靠运行。10、根据全厂生产系统的实际和改造情况，不断完善应急预案内容，层层把关，为生产人员提供足够的技术支持。11、加强对事故预案的演习、不断发现、总结和纠正演习中的问题，提高生产人员团

51、结协作的综合能力。12、继续加强运行、点检等生产岗位人员的技术技能培训，提高技术水平，提高事故处理能力和应变能力。线路覆冰相继跳闸，机组被迫停运 2011年1月29日，某发电厂双回出线出现因严重覆冰相继跳闸，两台运行机组被迫停运，【事故经过】1、事故前运行方式机组运行情况：1号机组负荷379MW,4号机组负荷378MW，其厂用电系统按正常方式运行，备用电源完好。2、3号机组停运，6kV母线由备用电源供电。500kV系统：500kV发八甲线、发八乙线运行；500kV 、母运行；5011、5012、5013、5023、5041、5042、5001、5003开关运行，5021、5022开关检修状态，

52、5031、5032开关冷备用；500kV 1、2号降压变运行。 110kV系统：110kV 101、102开关运行，110开关热备用。110kV 、母分列运行；110kV 1、2号启备变运行。2、事故经过2011年1月29日4时04分35秒 500kV发八乙线跳闸，重合闸动作后6秒跳闸。（现场检查为500kV发八乙线保护动作：主一：工频变化量阻抗；光纤差动保护动作；距离I段保护动作，主二：工频变化量阻抗；光纤纵联距离，光纤纵联零序，距离I段；载波纵联距离；载波纵联零序保护动作，测距：44.6KM）04时05分40秒500kV发八甲线跳闸，重合闸未动作；发八甲线保护动：（主一：工频变化量阻抗；光

53、纤差动保护动作；距离I段保护动作，主二：工频变化量阻抗；光纤纵联距离，光纤纵联零序，距离I段；载波纵联距离；载波纵联零序保护动作，测距：39.95KM。）1号机汽机转速从04时05分40秒至4时05分44秒汽机转速最高达3331转/分，危急保安器动作跳机（动作值3257转/分钟），电超速保护（3300转/分）动作，1号汽轮机高、中压主汽门、调门关闭。4时05分45秒柴油发电机联锁启动带保安段母线正常，4时05分43秒运行值班员手动事故全停按钮，发电机出口开关跳闸，灭磁开关跳闸，电气、热工保护联锁动作正常，主机直流油泵联锁启动正常，空侧直流密封油泵联锁启动正常。4时05分42秒4号汽机转速到31

54、90转，运行值班员手动事故全停按钮，发电机出口开关跳闸，灭磁开关跳闸。4号汽轮机高、中压主汽门、调门关闭；电气、热工保护联锁动作正常。机组柴油发电机连锁启动带吧保安段正常，主机直流油泵联锁启动正常，空侧直流密封油泵联锁启动正常。04:06分值长下令各运行机组紧急停运，将情况向南网总调及厂领导汇报。下令将各跳闸开关复位，各辅助岗位按全厂停电进行处理。04:14分厂领导下令启动全厂停电应急预案。04:50分值长申请总调用500kV发八乙线对我厂送电。04:54检查八河开关站对500kV发八乙线线路充电正常，线路电压正常。04:55调度下令合5011开关对500kV母充电正常。04:56调度下令合5

55、001开关对1号降压变充电正常。04:57调度下令合101开关对1号启备变充电正常。04:58 合1号机组6kV母线备用电源开关，恢复1号机组6kV厂用母线电压正常，按全厂厂用电中断方案逐渐恢复1、2号机组厂用电及公用系统厂用电源。05:06调度下令合5023开关对500kV 母充电正常。05:08调度下令合5003开关对2号降压变充电正常。05:10调度下令合102开关对2号启备变充电正常，逐渐恢复3、4号机组厂用电运行。06:30 全厂厂用电恢复正常，逐渐恢复系统运行。【原因分析】2011年01月27日29日，发八甲、乙线共发生14次跳闸，经咨询总调，线路无明显故障点。据总调通报发八甲线线

56、路覆冰已接近线路覆冰极限的90%，有倒塔的危险；发八乙线覆冰情况稍好，但也较严重。经分析因线路凝冻原因，造成发八甲、乙线跳闸。1、4号机组孤网运行是因为电厂接线方式只有500kV发八甲、乙线和系统连接；当两条线路跳闸以后，1、4号机组因发电机开关不跳闸，使机组脱网信号未发，OPC需延时3秒动作，机组形成孤网运行。（1）OPC保护动作条件：a、在机组未脱网时，汽机转速大于3090转/分延时3秒；b、机组已脱网状态下，汽机转速大于3090转/分直接动作；c、检测到机组刚脱网时，中排压力大于额定值（1.15MPa）的30%，OPC直接动作；d、3、4机组软、硬OPC，在机组未脱网时，汽轮机转速大于3

57、090转/分延时3秒。（2）电超速保护动作值：3300转/分动作。（3）机械超速保护动作值：（根据2010年1号机组A修试验数据）1号机组3257转/分；4号机组3288转/分。（4）1号机组超速原因分析4时4分41秒发八乙线跳闸，4时5分40秒发八甲线跳闸，此时本厂500kV与外网解列（5011、5012、5023跳闸，5021、5022本身处于检修状态），5013、5041、5042未跳闸，1、4号机组孤岛运行，此时机组实际处于甩负荷状态，汽机转速迅速升高，软OPC因延时3s未到而未动作（转速从3000达到3331实际之用了2秒）。当转速达到3120时，硬OPC动作，但是由于机组惯性及调门固有的关断时间，机组转速继续飞升而达到机组超速保护动作。（5）4号机组超速保护未动作原因分析4时4分41秒发八乙线跳闸，4时5分40秒发八甲线跳闸，此时本厂500kV与外网解列（5011、5012、5023跳闸，5021、5022本身处于检修状态），5013、5041、5042未跳闸，1、4号机组孤岛运行，此时机组实际处于甩负荷状