张家口发电厂500KV沙南双回线掉闸全厂停电事故处理经验介绍

1、2013年7月20日张家口发电厂500KV沙南双回线掉闸事故处理经验介绍2013年7月20日，因张家口地区雷雨天气，500KV沙南双回线相继跳闸，张家口发电厂对外停电。一、 事故前运行工况简介张家口发电厂共有发电机组8台（容量均为32万千瓦），其中2-8号机直接接入500KV母线，1号机接入220KV母线，通过联变并入500KV系统运行。正常方式下，张家口发电厂通过500KV沙南双回线并网运行，220KV沙岛双回线、沙闫双回线均断环备用。张家口发电厂220KV母线供全厂公用系统及脱硫系统负荷，同时做为运行机组厂用电备用电源。事故前220KV为正常运行方式，500KV系统除5052、5053开关

2、及万沙线检修外，其它开关正常运行。500KV沙南一线负荷642MW, 500KV沙南二线负荷691MW,全厂总出力1560MW。除2号机组检修外，其它7台机组并网运行。 当时天气状况为雷阵雨，温度26，风向东北，短时大风，风力5-6级，湿度80%。故障时天气为冰雹、雷阵雨、瞬时狂风，冰雹直径2-3厘米。冀北公司查线人员发现现场附近直径25厘米左右杨树连根拔起，大面积农作物被大风吹倒。二、 事故发生及处理经过7月20日16：30 500KV沙南二线跳闸，沙南二线P544及MCD差动保护动作，选B相重合闸动作不成功跳三相。16：36 500KV沙南一线跳闸，沙南一线P544及MCD差动保护动作，选

3、B相，500毫秒后转C相，直接跳三相。与此同时4、7、8、3、6、5、1号机组相继掉闸，张家口发电厂全厂停电（除2号机组检修外），甩负荷156万千瓦，厂用电靠柴油机维持。值长立即将事故情况汇报华北网调及冀北调度。同时向厂长汇报：沙南双回线掉闸，机组全部掉闸，厂用电全停。厂长立即宣布：启动全厂停电应急预案，通知各相关人员到现场配合事故处理。厂用电全部失去后，各掉闸机组运行人员按照全厂对外停电应急预案要求进行处理，保证了各台机组的安全停运，避免了设备的损坏。17:15 合入220KV沙岛一、二线2211、2212开关，220KV母线受电成功。17:17厂用系统恢复运行。18:43 500KV沙南一

4、线试送成功。18:48 500KV沙南二线试送成功。 因电网系统运行方式要求，500KV与220KV系统不允许在张家口发电厂合环运行。22:19 断开220KV沙岛一、二线2211、2212开关，220KV变电站与系统解列，22:23合上联变220KV侧2250开关，220KV四、五母线受电正常，厂用电恢复正常方式运行（由500KV联变供电）。故障发生后，张家口发电厂厂长李建东第一时间宣布启动全厂停电应急预案，并立即赶赴网控室指挥故障处理。按照全厂停电应急预案要求，发电部、设备部、安监部、检修公司、实业公司等部门主要负责人及时赶赴网控室协调处理。事发时间正直周六，发电部、设备部、检修公司等各部

5、门迅速组织休假人员赶到现场进行事故处理，组织相关技术人员赶赴现场进行事故分析及指导。相关人员到达现场后，按照全厂停电应急预案要求各司其职，准确到位，保证了事故处理高效有序。张家口发电厂厂用电由220KV母线提供电源，在张家口发电厂全停后失去厂用电后。我们积极与两级调度部门沟通，为及早判断事故原因，及时为我厂反送电争取了时间，在第一时间恢复了张家口发电厂的厂用电（厂用电中断共计37分钟）。厂用电恢复后，我们立即安排1、5、7、8、3、4、6号机组相继点火启动。第一台机组（5号机组）于7月21日06:02 并网，至7月22日13:19 6号机组并网，7台机组全部并网运行，共计用时31小时。在电网夏

6、季大负荷期间，机组及时恢复并网运行，为电网的安全稳定运行做出了贡献。三、 事故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。华北电网认定故障原因为：沙南一线、二线故障均为风偏所致。四、 事故中暴露出的问题1、在设备日

7、常管理上存在漏洞，设备定期试验工作不能完全校验设备完好状况， 7.20事故处理中5、6、7号机组柴油机在带负荷运行一段时间后发生柴油机冷却液温度高跳闸，柴油机带负荷后冷却液温度高要进行大循环，5、6、7机柴油机节温器存在故障无法进行大循环，造成冷却液温度高。正常运行中柴油机定期试验每月一次，由运行人员手动启动空载运行半小时，在柴油机空载运行时冷却液温度不会高，冷却液只走小循环，在柴油机定期试验中无法检验柴油机带负荷运行和柴油机节温器的工作状况。2、5042开关B相重合闸后，因故障未消失保护动作未跳开5042开关B相，单相运行，最后由电抗器保护动作跳开5042开关B相。在沙南二线发生B相单相接地

8、故障后，我侧保护和对侧保护均跳开开关B相，沙南二线对端开关与我侧5042开关的重合闸均动作，对端开关先重合于故障，对端保护动作跳开开关，同时我方两套主保护也发出了跳闸令。此时主保护的跳闸令与5042开关控制回路断线（弹簧压力低闭锁分闸）同时出现，跳闸令先于控制回路断线消失，造成5042开关B相未跳开，同时B相单相接地故障消失，控制回路断线报警消失后由电抗器零序保护动作跳开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，由电抗器保护动作跳开。在7月27日，将5042开关转检修，

9、检测非全相保护时间继电器动作时间为3060ms。3、沙南双跳闸后，电网稳控装置切机未动作，4、7、8、3、6号机高周保护动作造成机组掉闸。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。但稳控装置控制策略是主机动作后，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。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。在沙南双回线切除后，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。4、7、8、3、6号机组转速升高最终由高周保护动作切机。4、沙南双掉闸后，1、5号机是被保留机组，但无法维持运行，机组先

10、后跳闸。5号机组掉闸，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，保护动作。在1、5号机组单独带全厂厂用电的情况下，由于机组出力和当时所带负荷及不匹配，机组转速最高升至3180转，机组超速至103%后OPC保护动作，机组抗燃油压快速下降，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。5号机两个中调门开度分别为100%和102%，中调门油动机伺服阀由于开度指令过大，伺服阀PID调节器积分饱和， OPC动作时，伺服阀全开，抗燃油由中调门油动机伺服阀通过泄荷阀大量卸掉，导致抗燃油压低，同时高压蓄能器中有一个皮囊损坏

11、，使通过蓄能器维持系统抗燃油压的时间缩短，抗燃油系统压力跌落至保护动作值，造成主汽门关回，机组掉闸。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，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，汽机转速下降直至过发电机过激磁保护动作停机。5、网控及各单元的保护装置、DCS、NCS上时钟不统一，造成各系统时间记

12、录上存在偏差，给事故分析带来了困难。五、 事故处理中吸取的经验教训1、针对应急事件的处理，我厂在1999年成立了突发事件应急队，并以文件的形式下发。720事故发生后，正是周六休息日，启动应急预案后，层层通知，运行休息人员、设备点检、检修人员从张市、宣化等地及时赶到厂里，为事故处理提供了人员保障。2、认真开展全厂停电应急预案演练，提高了运行人员的事故处理能力。在2012年集团公司安全月启动仪式上，进行全厂停电事故演练，借助于直播设备，我厂五个运行值进行全厂停电事故的全面演练，并根据预案进行事故演习、不断发现、总结和纠正演习中的问题，使每个职工都能熟练地进行事故处理。3、我厂在各单元控制室放置了事

13、故处理指导卡，针对每台机组在事故发生后一些操作细节容易被疏忽的问题，制作机组事故及异常处理指导卡，来指导运行人员的操作。另外我们还针对每个岗位，将全厂停电后的处理制作成岗位操作指导卡，使每个岗位在事故发生后，能很明确地知道自己该进行哪些操作。4、在人员安排上，在全厂停电应急预案启动后，根据全厂停电应急预案要求，当班值长坚守在网控，其他四个值值长分别指挥四个单元运行人员进行事故处理，保证事故处理过程高效、有序。休息的运行人员立即赶到现场协助进行事故处理，保证操作的及时、到位。各应急救援队组织人员及时来到生产现场待命，积极应对各种突发事件。5、在事故发生后及时合入启动变、脱硫变的中性点接地刀，为快

14、速恢复厂用电创造了条件。同时及时复位各跳闸设备，防止了设备在恢复供电后自启动。在整个事故处理过程中未发生人员及设备损坏事故。当值值长及时向两级调度申请，通过张家口地区电网向我厂220KV系统送电，在操作中我们及时腾空220KV母线，防止出现反送电事件的发生。在37分钟后恢复了厂用电，保证了机组及设备的安全。6、在全部机组掉闸厂用电失去后，汽轮机排气缸温度逐渐升高，最高升至130度。在机组启动过程中，机组需要大量使用除盐水，降低排汽缸温度，除盐水的存水量限制了机组的启动时间。锅炉燃油系统管道流量只能同时满足两台锅炉点火需求，也是制约机组启动的重要因素。7、在厂用电恢复及500KV沙南线试送成功后

15、，因500KV与220KV系统不允许在我厂进行并列，我们又将220KV系统停电后通过联变向220KV系统供电。这使我厂机组启动恢复时间延长。8、根据电网要求，制定1、2机组孤网运行方案，现已利用1、2机停机检修机会完善DEH的调节性能，1、2机DEH已具备FCB功能，1、2机DEH已能够满足带孤网运行的功能。同时已编制相关热力系统进行改造方案和自动调整控制逻辑完善方案，使其尽快能够适应孤网运行。9、鉴于联变在我厂的重要性，拟增加一台500/220kV联络变压器。新增联络变与现有联络变压器并列运行。并且为了实现在220kV系统失电时能尽快恢复供电，计划在我厂220kV系统侧配置备自投装置，在沙南

16、双回线掉闸或者联变2250开关掉闸后，备自投装置切除相关设备，然后投入沙岛双回线运行。在500kV系统通过沙南线恢复受电后，需通过联变带220KV系统时，备自投装置先合入2250开关（联变220KV侧开关），再切除沙岛双回线，保证220KV系统不失电。10、加强对单元机组柴油机的维护及保养。对柴油机蓄电池容量不足的进行更换和充放电试验，性能不良的充电机进行改造，加强对节温器检查。在机组检修期间进行带负荷168小时试验，检验柴油机运行的可靠性。编制柴油机定期工作中带负荷试验方案，保证柴油机的可靠性。11、全面提升点检管理水品，力求做到设备精细化点检，对设备存在的隐患和缺陷，认真分析做到举一反三，保证设备的健康水平。编制全年设备保养计划，每月提前下发设备保养计划，做到将缺陷和隐患提前预控。12、解决伺服阀积分饱和的问题。已将机组所有调门的最高指令都限制在98%以内，防止调门指令开度大造成