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1、火力发电生产典型异常事件汇编大唐国际发电股份有限公司2010年12月第四章 继保篇第一节 差动保护动作停机1、高厂变差动保护动作停机（一）1 设备简介 某厂5号变压器为保定变压器厂1998年生产的三相风冷强迫油循环有载调压三圈电力变压器。型号为SFPSZ180000/220，额定容量为180000/180000/120000kVA，额定电压为230/121/10.5kV。2 事件经过2月20日8时20分，#5机有功负荷升至30MW，按现场规程规定倒换厂用电。8时25分，当合入#9高压厂变高压侧509开关时，单元事故喇叭响，马上切开509开关。查2205开关、#5发电机励磁开关掉闸。#5发电机信
2、号盘发出“A柜保护动作”、“励磁系统故障转子过电压”信号，查#9高压厂变“差动保护”信号发出。当班将#9高压厂变系统退出备用，测绝缘高、低压侧通路均正常。对发电机系统、#9高压变一、二次系统检查未发现问题。继电保护查看动作报告及定值。从保护动作报告分析计算，可以看出B相差流大（已超定值），二次谐波制动电流小，引起差动保护动作。核对定值正确。电话联系厂家说明动作情况，厂家研究确定将二次谐波制动系数由0.15改为0.13。3 原因分析（1）经电科院、设备制造厂和该厂有关专业人员分析，分析结果如下：1）B相差流大，已超定值（涌流造成，与合闸角有关，不可控），二次谐波制动电流小，引起差动保护动作。2）
3、根据整定大纲，二次谐波制动系数应整定在0.150.2，原保护整定在0.15，符合整定规程。本次保护动作是差动电流达到定值动作，保护装置及回路没有问题。结论：#9高压厂用变压器空投时涌流达到差动保护启动值，而二次谐波制动值不够大，#9高压厂用变压器差动保护动作，非选择启动总出口，#5机出口2205开关掉闸。保护装置及回路没有问题，本次保护动作属于差动电流达到定值动作。4 整改措施1）经电科院专家、厂家技术人员和该厂专业人员讨论决定，停机时由厂家将谐波制动方式由原来的分相制动改为三相中有任意一相达到制动值就闭锁差动保护，以提高变压器差动保护的可靠性，并做试验验证。举一反三，并对其他机组保护装置进行
4、排查，有类似问题统一安排整改。2）开关掉闸原因查明后，考虑到再次并网的可靠，曾向厂家咨询有无增加可靠性的方案，经与厂家和调度局保护处协商，认为将二次谐波制动系数改到0.13，会增加制动比例，此项措施虽然改善了变压器差动保护的制动特性，也经调度部门同意，但对保护动作速度有一定的影响，且与整定大纲不相符。决定有停机机会应将此系数改回到0.15，并重新校验。附件：5号发变组保护型号及原理5号发变组于2004年3月进行双套保护改造。保护装置更换为：保护A柜：南自厂DGT801A型保护装置；保护B柜：南瑞RCS-985B型保护装置。保护A柜（南自厂DGT801A型）差动保护原理逻辑图：出口信号A相差动B
5、相差动C相差动+ &A相涌流判别B相涌流判别C相涌流判别+ TA断线信号A相差动速断元件B相差动速断元件C相差动速断元件+ +“或门”制动式变压器纵差保护逻辑框图涌流制动原理说明：在三相差流中，只要某一相差流中的二次谐波电流对基波电流之比大于整定值，便将三相差动元件闭锁。2、高厂变差动保护动作停机（二）1设备简介某厂1号机组为600MW亚临界湿冷汽轮发电机组，高压厂用变为40000kVA三绕组分裂式变压器，无载调压，型号为 SFF-40000/22，额定容量40/20-20MVA，额定电流1050/1833/1833A，接线方式Dyn1-yn1。2事件经过2003年7月8日，1号机组稳定运行，
6、A、B、C、D磨煤机运行，A、B汽泵运行，电泵备用，负荷330MW。15时23分，按照设备定期轮换制度，运行主值进行电泵启动试验。15时23分06秒（电泵启动后450ms），机组高厂变SR745继电器面板跳闸灯亮，A高厂变A分支零序差动保护动作，发电机跳闸、汽机联跳、锅炉MFT动作灭火。3原因分析1） 事件发生后对该机组A高厂变低压侧电气一次系统进行检查,结果如下：（1）A高厂变低压侧A、B分支绕组与共箱母线对地绝缘电阻均14000M。（2）A高压厂用变压器低压侧开关断口间、相间及对地绝缘电阻均无穷大。（3）A高压厂用变压器低压侧进线PT对地绝缘电阻无穷大。（4）未发现对地放电痕迹和异物。（5
7、）A高压厂用变压器本体无异常。2）从保护管理机和机组故障录波器打印出故障波形报告中发现：A高厂变高压侧零序电流分量很小，只有0.1A。表明A高厂变低压侧电气一次系统设备无异常。3）对该机组A高厂变低压侧电气二次系统进行检查,结果如下：（1）在发变组保护屏将分支侧电流端子及中性点CT电流端子断开，分别测量CT回路及盘内回路直流电阻，均未开路。（2）在高厂变端子箱断开接地点，测量中性点CT及6kV厂用分支断路器CT二次线圈绝缘电阻阻值80M。（3）在发变组保护屏上做通流试验，中性点动作电流为1.25A,6kV分支侧动作电流为0.25A,动作时间为100ms。检查结果与保护设置一致，保护动作正确。4
8、）由于厂高变分支零序差动保护负荷侧所采集的零序分量是三相电流互感器的合成零序分量，因三个电流互感器的饱和特性和传变非周期分量的能力不可能完全一致，在大负荷启动时，其差回路中必将产生不平衡电流，为了保证保护的灵敏度，该保护的整定值又很低，在设计上，就存在该保护异常动作的可能性。跳闸前450ms，运行定期试验启动电动给水泵，厂高变电流增大，产生很高的非周期电流分量，使6kV分支侧CT饱和，由于CT饱和特性不一致产生不平衡电流，造成A厂高变A分支零序差动保护动作，最终启动发电机出口继电器，是此次发电机组跳闸的直接原因。而设计单位设计计算的保护定值过于保守，电厂专业人员未及时发现设备存在的安全隐患是此
9、次发电机组跳闸的根本原因。4整改措施1）对公司所有机组保护定值进行重新核定、校验。对一些重要定值，包括外国专家的推荐值，要创造条件进行实际测量。2）将A高厂变A分支零序差动保护动作时间改为1000ms，机组启动后实测启动电泵时不平衡电流，根据实测情况，重新整定A高厂变A分支零序差动保护动作定值。3、现场人员误触发差动保护出口导致发电机跳闸1 设备简介某厂3号发电机是TQN1002型，1966年制造，为哈尔滨电机厂生产。2 事件经过2005年1月8日，全厂6台机组正常运行，3号发电机有功85MW。19点57分，3号发变组“差动保护”动作，3号发变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关
10、掉闸；3kV5段、6段备用电源自投正确；水压逆止门、OPC保护动作；炉安全门动作；维持汽机3000r/min。立即检查3号发-变组微机保护装置，查为运行人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，造成发-变组差动保护出口动作。立即汇报领导及调度，经检查3号发-变组系统无异常，零压升起正常后，经调度同意，20时11分，将3号发电机并网，恢复正常。3 原因分析运行人员在机组正常运行中，到3号发-变组保护屏处学习、了解设备，进入3号发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”键后，出现“输入密码”画
11、面，再次“确认”后进入保护传动画面，随后选择了“发-变组差动”选项欲查看其内容，按“确认”键，造成3号发-变组微机保护A柜“发-变组差动”出口动作。4 整改措施1）加强对职工法律责任、社会责任、企业责任、家庭责任、行政追究责任的教育。2）在全厂范围内进一步深入开展吸取事故教训和反违章工作。3）厂内各有关单位逐条对照防止二次系统人员三误工作规定和电厂防止二次系统人员三误工作实施细则，认真落实、整改，进一步完善制度。4）加强“两票”管理，各单位要严格执行两票管理工作规定，严禁无票作业。5）加强对运行人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训，并认真吸取此次事故的教训，不要越限操作。6）继电保护人员普查所
12、有保护设备，凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。完善警告标志，吸取教训。完善管理制度，加强设备管理。4、主变反充电导致差动保护动作停机1设备简介某厂4号变压器为保定变压器厂1998年生产的三相风冷强迫油循环有载调压三圈电力变压器，型号SFPSZ180000/220，三相50HZ户外使用，额定容量 180000/180000/120000kVA，额定电压230/121/10.5kV。2 事件经过2005年6月11日，按计划做#2主变反充电试验， 12时35分，合上102开关后，事故喇叭响，104、2204开关掉闸，绿灯闪光，发“#4主变差动”、“#4主变重瓦斯”光子牌，104、2204
13、、04开关表记指示到零，同时发“#4主变保护动作”（2个）、“3kV7段备自投动作”、“3kV8段备自投动作”、“#4机录波器动作”5个光子牌，2204、104、04、MK、3700、3800、300乙、3B00开关均掉闸，3701、3801开关自投成功，3kV7、8段，380V4段电压正常。#4主变掉闸，#4机停运。3 原因分析1）主变压器及开关、刀闸等一次设备外观检查，没有发现问题。做变压器油色谱、变比、直阻、介损、空载、变形试验，也没有发现问题。2）查#4主变保护故障报告，主变C相差动保护动作。查故障录波报告，104开关在102开关合闸261ms后掉闸，没有明显的故障电流。从谐波分析看，
14、104开关侧直流分量2.1A，二次谐波0.41A，有直流分量，造成差流达到保护动作定值，而二次谐波量又达不到制动值，差动保护动作。保护原制动系数整定在0.2，经与专业人员讨论，并经华北电力调度局保护处专业人员同意，将制动系数整定到0.18。3）#4主变掉闸时“重瓦斯”曾经掉牌，经查，由于10kV侧开关（04、507、508、500）遮断容量不够，回路设计为主变保护动作掉104、2204开关和发电机、高厂变。机组和高厂变保护动作后反过来又启动主变全停。这样，机保护动作后，分不清是不是瓦斯保护动作造成的，又因为瓦斯保护不允许启动失灵，所以，三个厂变的重瓦斯和机掉变回路都并接在主变重瓦斯回路。这样，
15、当主变差动保护动作掉发电机时，发电机保护反过来接通主变压器保护的重瓦斯回路，重瓦斯信号发出，实际主变重瓦斯没有动作。此逻辑已经传动试验证实。结论：因为#2主变反充电合102开关时在#4主变110kV侧产生直流分量，使#4主变差流达到差动保护定值，而二次谐波值太小，不足以制动保护，造成差动保护出口掉#4主变，#4机停机。主变“重瓦斯”信号是机组保护动作后返回到主变重瓦斯回路，实际重瓦斯没有动作。根据继电保护评价规程，保护装置评价为“不予评价”。一次设备无故障。4 整改措施1） 变压器反充电对系统影响太大，以后机组大修后定相工作可在开机时，用发电机带110kV（220kV）空母线零起升压的方法进行
16、。不再采用变压器反充电的方法。2） #4主变压器“重瓦斯”光字牌实际是4种保护并接在一起，都可以发出，影响了事故分析速度。应立即同保护装置生产厂和设计院、电科院协商，制定出切实可行的改造方案。3） 将#4主变差动保护二次谐波制动系数从0.2改到0.18（此项已落实），提高了保护装置对系统扰动的制动能力，但损害保护的灵敏性。5 附件 1、4号主变保护型号及原理4号主变于1999年6月更换微机保护；型号：WFBZ-01；制造厂：南自厂。4号主变差动保护原理逻辑图：A相差动B相差动C相差动+ &A相二次谐波制动差动B相二次谐波制动差动C相二次谐波制动差动+ TA断线跳闸信号二次谐波制动动作方程：Kc
17、*Id Id.2wKc：二次谐波制动比Id：基波差电流Id.2w：二次谐波电流原理说明：任一相差动保护动作即出口跳闸。条件：TA断线瞬时闭锁差动保护（根据需要投退此功能）；二次谐波动作满足动作方程。4号主变动作分析：2005年6月11日12时34分，2号主变由110kV空充时，穿越涌流引起4号主变差动动作。（当时4号主变110kV、220kV侧均为接地方式）注：2007年9月4号主变进行双套保护改造，保护装置更换为：保护A柜：南自厂DGT801型保护装置；保护B柜：南瑞RCS-978H型保护装置。2、一次系统示意图5、励磁变差动保护动作停机1设备简介某厂3号机组为600MW亚临界湿冷汽轮发电机
18、组，发电机为三相隐极式同步交流发电机，型号为QFSN-600222B。采用静止可控硅，机端自励励磁方式。结构为全封闭、自通风、强制润滑、水氢氢冷却、圆筒型转子。励磁变为无励磁调压单相树脂浇注干式变压器，型号DCB9-2000/22/3，额定容量32000kVA，额定电流158/2957A3，接线方式Yd11，绝缘等级F。2事件经过2006年11月08日09时29分，机组负荷570MW,AGC投入，主汽压力16.48MPa,主汽温度533，励磁电压318.8V，励磁电流3691A，发电机无功152.7MVar,出口电压22.1kV。09时30分，继电保护人员准备处理3号机1号整流柜风扇故障缺陷。
19、09时55分退出1号整流柜运行，继保人员更换1号整流柜冷却风扇，11时02分更换完毕。 11时04分恢复1号整流柜时励磁变差动保护动作，发电机解列，汽轮机联跳，锅炉MFT。11时34分重新点火,22时20分机组并网。3原因分析1）通过分析保护动作录波报告和对保护做通流试验，确认整流柜切换的暂态过程引起保护的不平衡电流增大，差动电流超出保护定值，励磁变差动保护动作。2）由于励磁为整流系统，正常运行时励磁变高低压侧电流波形含有大量高次谐波和直流分量，虽然励磁变差动保护范围为励磁交流进线和励磁变低压侧两组CT部分，但对于区外穿越性电流的突变导致保护动作的可能性很大，从此次动作波形曲线来看，整流柜切换
20、时，电流波形畸变严重，致使高低压侧不平衡电流增加，励磁变差动保护没有躲过由整流柜切换引起的暂态过程，造成励磁变差动保护动作。4整改措施1） 将同型机组励磁变差动保护改为速断保护。2）布置安全措施时要结合机组运行状况，认真开展危险点分析，全面、细致地查找出工作中存在的危险点、关键点，采取可靠的防范措施。第二节 励磁系统相关保护动作导致停机1、励磁AVR通道发生故障失磁保护动作停机1设备简介某厂发电机由东方电机厂生产，型号为QFSN-300-2-20，采用水氢氢冷却方式，励磁系统为自并励静止可控硅励磁系统。2事件经过2004年04月26日机组有功负荷150MW，无功35MVar；炉侧双套吸、送、一
21、次风机运行，2、3、4号制粉系统运行；机组AGC投入。01时10分，励磁系统掉闸，发变组全停。检查AVR报辅助通道1和3有故障信号，整流辅助柜TRIP1、TRIP3动作。在此之后，将AVR通道1、2、3电源和辅助通道1、2、3电源断开后复位，故障信号消除。3原因分析从装置的原理讲，AVR一个通道发生故障应不影响正常运行，两个以上通道发生故障装置应自动切换至“整流柜手控”方式继续运行。事故后，在征求厂家及电科院专家意见的基础上，认为掉闸原因有以下两个方面：1）在辅助通道1和3发生故障时，逻辑判断整流柜手控方式异常，导致机组灭磁。2）在辅助通道1和3发生故障时，辅助通道和整流柜手控通道之间通讯可能
22、出现故障。没有按装置逻辑自动切换到“手控方式”。4整改措施1）联系厂家在机组停备时对装置软件进行检查。2）制订励磁系统发生通道故障时的处理方案，电科院专家建议励磁系统处理故障时，可以断开TRIP1、TRIP2及TRIP3跳闸回路，若发生失磁后可以重新起励，但未进行过相关试验，对一次设备有无影响，需要试验证实。3）逐步对R-R励磁系统进行改造，对于其它短时间内不能改造的机组，落实增加手动旁路励磁系统的方案。2、励磁开关MK掉闸引起机组停运1设备简介某厂发电机组由哈尔滨电机厂生产的QFSN-200-2型水氢氢冷汽轮发电机，MK开关为DMS-3000-2/1型，额定电流DC3000A。2事件经过20
23、07年12月3日07时20分左右，值班员检查发现GX励磁开关盘门上部励磁开关MK红灯不亮，进一步检查发现，盘门上部由于穿丁脱落，二次线头部分拉掉，门上端子排位移造成励磁开关控制回路无正电，检修人员在上好拉掉线后，在压紧端子排过程中203软线毛刺与201端子（掉闸线）相碰，造成MK掉闸，机组失磁掉闸。3原因分析1）励磁盘门结构有问题，由下部向上穿过，容易掉下，使盘门上部脱落并拉坏与之相连的端子排。2）二次线工艺不合标准，不规整紧固，正电与掉闸线端子紧挨在一起。3）工作前准备不充分，没有订出应采取的防范措施，由于端子排为D型，端子排位置不合适，线头不甩到外面看不到松动，加之安全思想薄弱，工作不细心
24、，造成机组掉闸。4整改措施1）利用停机机会对二次线做一次调整。2）在主要运行设备上消缺要考虑周到，先看好图纸，制定安全措施，经批准后进行。3、励磁设备故障引起保护动作停机1设备简介某厂发电机组为600MW机组，2005年投入运行，励磁系统采用自并励运行方式，励磁系统设备采用的是美国GE EX2100。发变组保护采用双套保护配置。装置型号分别为DGT801（A柜分A1、A2）、RCS985B（B柜）。非电量保护装置型号为RCS974AG（C柜）。励磁系统故障信号分别给发变组保护屏DGT801（A1柜）屏、RCS974AG（C柜）屏一个励磁系统故障开入信号。两套保护装置收到开入信号后都动作于机组全
25、停跳闸，并且分别给故障录波器一个开入变位故障录波信号。2事件经过2009年5月4日0时39分，机组有功负荷370MW，无功负荷85Mvar。励磁系统故障保护及其它发变组保护均正常投入。0时40分机组跳闸。主控室报“励磁系统故障跳闸”、“热工保护跳闸”光字。故障发生后，对设备进行如下检查：1）励磁系统一次设备检查无异常。2）励磁调节器检查：动作信息时序为：44收外部跳闸信号；85机组并网但励磁系统退出；110励磁系统故障循环跳闸。此信息是保护跳闸后励磁系统的正常反应。3）保护检查：检查发变组保护C柜，信息显示：0时40分19秒207毫秒，励磁系统故障跳闸；0时40分19秒280毫秒，热工保护开入
26、变位；0时40分19秒380毫秒，热工保护动作跳闸。4）热工SOE检查：首出为发电机高压侧出口开关跳闸，之后是电跳机信号。5）故障录波器信息检查：开关量变化趋势见图1。图1 故障录波器动作波形Fig.1 Fault recorder wave action故障录波信息：灭磁开关跳闸，约40ms后500kV开关跳闸，再约60ms后发变组保护C柜热工保护动作信号发出，再约80ms后发变组保护A1柜励磁系统故障信号发出，再约60ms后发变组保护A1柜热工保护动作信号发出。6）检查发变组保护A柜“励磁系统故障”开入量电缆绝缘正常；发变组保护C柜“励磁系统故障”开入量电缆绝缘正常；检查励磁调节器发变组保
27、护动作跳励磁信号开入电缆绝缘正常。7）检查过程中，在机组停机状态下，模拟了多次故障，其中短接发变组保护C柜“励磁系统故障”开入量，对照录波器波形，波形与事故动作时的波形有相似之处。初步分析认为是发变组保护C柜误收到“励磁系统故障”信号动作，或励磁系统故障信号在输出回路部分误发。故暂时将C柜“励磁系统故障”保护压板退出，机组于5月4日7时20分并网。8）并网后设备部保护室组织电科院专家和保护厂家人员到现场召开分析会。进一步对故障进行深入分析，判断故障源头应在励磁系统，需要停机对设备进行进一步检查。并且在停机打闸前短接保护跳励磁系统出口模拟故障验证分析结果。于2009年5月6日向调度申请停机进行试
28、验和设备检查。2009年5月6日22时30分，由保护人员短接保护跳励磁系统出口，解列停机，保护人员录取停机波形。图5 EX2100励磁调节器动作波形Fig.4 EX2100 excitation regulator moves the waveform利用模拟量变化趋势进行分析，EX2100励磁调节器的故障波形中首先消失的是励磁电压，15ms后励磁电流消失，再过33ms后机端电流消失。这是励磁系统故障后发出灭磁指令的正确动作行为，与故障录波器模拟量波形分析的动作时序一致。3原因分析从2009年5月6日22时30分，停机录取的波形和故障时的波形进行比较，发现两次波形完全吻合，热工SOE时序也一致
29、，分析故障源头在励磁系统误收到发变组保护跳闸信号。进一步检查励磁设备发现，励磁系统ECTB板（励磁系统接口端子板）上的发变组保护跳闸信号的开入继电器动作较为灵敏，经多次短接开入接点后，出现即使无保护跳闸信号，AVR仍然收到跳闸信号的现象，且无法复归（即使断电重启后仍无法复归）。至此，机组事故跳闸的原因已查明，为励磁系统接口端子板ECTB板内部存在问题，保护动作入口开入电子元件故障，误判发变组保护跳闸信号，从而发出“励磁系统故障”信号，由发变组保护动作跳闸停机。4整改措施1）更换ECTB板，并经各项传动验证无误。2）提高日常维护和检修质量，保证板件良好的运行环境。增加空调，保证运行温度稳定在20
30、到25。3）将损坏板件发至美方厂家进行检查，要求厂家给出结论，说明板子损坏原因。4）加强对进口设备的了解和厂家联系。提高技术分析水平，用多种科学方法对事故进行分析，查找事故的真正原因。5）购买ECTB板补充备件。4、励磁系统AVR转子过电压保护定值偏低导致发电机失磁停机1设备简介某厂2号机组为600MW亚临界湿冷汽轮发电机组，发电机励磁系统为自并励励磁方式，励磁设备由调节柜+ER、可控硅功率柜+EG、灭磁设备+EE以及励磁变压器组成，励磁电源直接取自发电机出口，设有励磁变，启励电源取自本机直流220V母线。励磁变出来的交流电由自动电压调节器调整经可控硅整流为直流，通过电刷和滑环接触装置引入到转
31、子上并通过导电杆直接供发电机的转子绕组，导电杆装于转轴中心孔中。2事件经过2003年10月13日17时30分，某厂2号机组有功负荷518MW，无功负荷130MVar，发电机出口电压21.762kV，电流14.080kA，转子励磁电压283.64V，励磁电流3101.44A，厂用电自带，启备变备用正常。17时35分，机组故障警铃响、“发变组保护动作”光字牌亮，灭磁开关跳闸、发电机失磁跳闸、汽机跳闸、锅炉MFT动作。运行人员就地检查发现励磁调节器PLC上有励磁过电压报警。3原因分析1）专业技术人员对励磁系统各回路和各整定值进行了详细的检查，发现AVR装置中双通道转子过电压保护定值不一样，1号通道定
32、值为110A（当时投入），2号通道定值为200A（当时备用）；调试时，给定的整定值为200A。2）经判定机组正常运行中跳闸原因为1号通道的整定值偏低，在外界因素干扰时此保护值不能躲过感应扰动电流。4整改措施1）对机组励磁系统试验结果进行分析计算后，将AVR中转子过电压定值均改为332A。2）严格施工过程中的验收和签证，尤其对保护数据，要求所有的设备厂家、设计院，必须提供完整的设备保护数据，设备部电气室、热控室必须对其所提供的数据进行试验验证。5、励磁系统故障造成过激磁保护动作停机1设备简介某厂发电机为哈尔滨电机有限责任公司生产的型号为QFSN-300-2三相隐极式交流同步发电机，发电机励磁方式
33、为自并励静止可控硅有刷励磁，采用某电气有限公司生产的GEC-31X型励磁控制系统，其由一台励磁变、两套自动电压调节器、三台智能功率装置、起励装置、灭磁及过电压保护等装置组成。2事件经过2007年1月30日17时08分，#1发电机DCS画面发#1、2、3整流柜通讯异常报警；17时48分，励磁系统AVR故障信号发出，励磁调节柜“A套为主”、“B套为主”信号发出，励磁调节器及整流柜发“异常报警”信号。18时01分，过激磁保护动作（定值U/f为 1.1倍,20秒），发电机解列、灭磁。3原因分析检查发现#1机组励磁系统3号智能整流柜IPU的光纤转换器接收端Rx接触不良，导致励磁调节器AVR与三台智能整流
34、柜IPU之间的CAN总线通讯中断。三台智能整流柜IPU脱离励磁调节器AVR控制，三台智能整流柜IPU独立运行（恒励磁变副边电压运行），电压的调整以脱离控制时的跟踪电压进行闭环调节，维持稳定， #1机在此情况下维持运行了53分钟。在CAN总线通讯故障情况下，励磁调节器AVR的控制仍在电压闭环调节，智能整流柜IPU转独立运行不接受AVR指令。18时00分50秒时，因智能整流柜IPU的光纤接收端Rx故障瞬间消失，AVR恢复控制功能。此时220kV系统电压小范围（229226kV）波动导致机端电压下降，AVR向IPU下发调节指令，三台智能整流柜IPU接收励磁调节器AVR的控制指令后励磁电流输出突升，导
35、致机端电压上升至23kV。此时又发生通讯故障，三台智能整流柜IPU又转独立运行方式，维持机端电压23kV运行，时间持续20秒，过激磁保护动作跳闸。4整改措施1）厂家对接触不良的光纤转换器进行更换，保证光纤转换器光纤接口接触良好，避免CAN总线通讯异常发生。2）厂家对智能整流柜IPU程序进行升级。（1）提高智能整流柜IPU在CAN总线通讯中断时的限制能力，增加CAN总线中断时的限电流功能，即CAN总线通讯出现异常后把智能整流柜IPU的励磁电流限制在60%。（2）IPU由于出现CAN通讯故障转独立运行后，即使此过程有通讯中断恢复，也不再接收AVR的数据指令，只有人为进行干预，确认AVR、IPU及C
36、AN通讯总线正常后，进行“信号复归”，IPU才接收AVR数据指令。出现CAN总线中断后，励磁系统在额定工况以下进行，不会出现发电机保护动作情况，在智能整流柜IPU独立运行时，对CAN总线中断进行及时处理后，能安全切换至励磁调节器运行。从而保证机组的安全可靠运行。（3）针对励磁系统出现的问题，制定相应事故处理预案，同时加强人员技术培训，避免事故扩大。第三节 人为原因造成停机1、查找直流接地造成失步保护动作停机1 设备简介某厂发电机为哈尔滨电机股份有限公司制造的QFSN-300-2型三相、二极、隐极式转子同步发电机；机组保护A屏采用南瑞保护装置RCS-985A，B屏采用许继保护装置WFB-805A
37、/F；升压站为220kV双母线带母联，机组单元接线方式。2 事件经过当日，该厂发电机负荷270MW，协调投入,主汽压力17.1MPa,小机运行，电泵备用，A,B,D,E磨运行，C制粉系统备用，主汽温度537、536,再热汽温536、536。脱硫系统运行，其余参数正常，升压站及厂用电源系统正常运行方式。2009年09月17日18时00分，一号机组DC220V直流系统发生接地故障，绝缘监察装置显示一号机组A屏、B屏、热控直流接地（绝缘监察装置接地支路显示为#8、#10、#41热控直流接地报警）。19时00分设备工程部继电保护人员办理查找直流接地工作票，分析直流系统故障报警原因，当时装置接地报警显示
38、为：a 母线绝缘：正母-绝缘降低(正极直流母线对地绝缘降低)。b 母线电压：正对地欠压。c 支路绝缘：#8 正： 6.02K，负：99.99K；（#1机组A屏）#10 正：6.34K，负：99.99K；（#1机组B屏） #41 正：2.21K，负：99.99K。(热控直流)用万用表实测直流母线正对地:15V;负对地：210V,证实直流系统正极实接地。核实去热控、发变组保护电源无误，经与热控、值长请示并同意后，用对讲机及座机与主控间保持联系，进行拉路查找。21时17分在继电保护人员断开直流屏至一号发电机保护B柜两路电源开关后，一号发电机跳闸，一号发电机保护A屏发外部重动4动作信号，大联锁动作汽机
39、跳闸，锅炉MFT动作。3 原因分析1) 经查找发现，在失步解列装置跳一号发电机组接线回路中，按照设计院设计将失步解列保护同一跳闸节点同时接至跳发变组A屏和B屏两个外部重动4回路，使A屏、B屏两套保护装置直流回路发生了电的联系，在查找直流接地断开B屏直流电源后，由于B屏寄生回路的存在，构成跳闸回路，引起A屏外部重动跳闸出口动作，造成一号发电机组跳闸。回路如下图：失步解列I I等效电阻2等效电阻1220V-#1机A屏B屏外部重动4（许继光耦） R5.1KI I I A屏外部重动4（南瑞光耦） R100K220V+220V-220V+#1机B屏说明：（1）一号发电机组保护A屏采用南瑞保护装置RCS-
40、985A，B屏采用许继保护装置WFB-805A/F。图中等效电阻为直流母线间GPS、机组测控、PMU等负载等效电阻，等效电阻1阻值为7.1千欧，等效电阻2阻值为25.5千欧。（2）设计院设计为失步解列跳发电机接点为A、B屏保护共用。（3）在查找直流接地过程中，拉开B屏直流电源，A屏220正电源、等效电阻2、B屏外部重动4、A屏外部重动4、A屏220负电源便形成回路，A屏外部重动4回路电压达176V（80%），大于55%-70%动作电压，A屏外部重动4动作。2) 直流接地原因为一号发变组保护屏A内积尘接地，对保护屏内接线及装置进行检查，吸尘干燥处理，直流系统绝缘恢复正常。3) 暴露出的问题：(1
41、)设计院在设计中将失步解列的同一个跳闸接点同时接入跳A、B屏两套保护回路，将两套保护直流回路连接在一起，设计违反了华北电网反措要求中“两套保护装置之间不应有电气联系”的规定，设计中存在着严重的错误。(2)调试过程中试验项目不全，未做微机保护直流的拉合及相关传动试验。曾发现施工中失步解列接点问题，但只是问了施工方，回复是设计方案，就没深入研究，也未通知设备部继电保护专业，监理也没有把好监督关，暴露各方管理不到位。(3)设计上失步解列开出的一个接点同时启动一号发变组A、B柜保护装置，造成两组直流并联，对这一图纸变更，施工方与主设计确定方案后未通知保护专业，没经过图纸的审核就急于施工，并未在施工前应
42、及时提出联络单，通知甲方，暴露出施工管理上存在着漏洞。(4)设备部继电保护专业对电气二次回路设计、接线审查存在漏洞，基建竣工验收把关不严，未能发现用同一接点同时启动两套保护的错误设计接线。(5)继电保护人员在查找直流接地的过程中，危险点分析不到位，未认真分析危险因素，没有采取必要防止保护误动的技术措施。4 整改措施1) 对错误的设计接线进行改正，分别用失步解列两个独立接点回路启动掉A屏、B屏保护回路。2) 在失步解列启动重动4回路，加装大功率继电器，由大功率继电器开出的接点再启动重动4，防止串电或绝缘下降时保护误动。3) 积极组织人员审核图纸，查找同类问题：对发变组保护、启备变保护、出线保护、
43、母差保护、失步解列、NCS系统、ECS系统、厂用快切、厂用系统保护、电量采集系统、通讯系统、发电机功角测量系统、故障信息管理系统、故障录波系统等图纸逐一检查试验。4) 对发电机组直流、交流电源系统进行全面检查，规范现场电源标牌标志，规范直流方式，掌握系统接线，确保正确投退电源，防 止电源系统并接。5) 对发变组保护、失步解列、网控室、综合控制楼直流设备、电缆夹层、沟道进行清扫、吸尘，并制定了定期清扫制度，专人负责，每星期清扫一次。6) 运行中拉合保护直流电源前，短时断开相应保护回路压板，组织继电保护人员学习继电保护投退管理标准、调度规程。7) 检修人员要全面掌握设备情况，扎实开展“三讲一落实”
44、活动，认真开展危险点分析与控制工作，进行任何一项工作前，针对不同的情况，提前制定并落实控制措施，做好事故预想。2、查找直流接地导致锅炉灭火1设备简介某厂汽轮机系东方汽轮机厂制造，为超高压、三缸三排汽、单轴一次中间再热、凝汽式汽轮机，额定功率为200MW，1988年1月24日投产。配用哈尔滨锅炉厂制造的670t/h超高压煤粉锅炉。2事件经过2008年5月14日10时02分，值长电话通知单元长，电气将断开6kV段控制电源查找接地，要求单元长从CRT上调出电机状态监视画面。10时02分，电气运行切6kV段控制电源空开9Z。10时03分，集控室事故喇叭响，锅炉CRT燃烧画面全部给粉机跳闸，甲乙吸、送风
45、机均红闪，锅炉跳闸首出显示“失去燃料”，MFT动作。运行人员进行强制吹扫，调整炉膛负压至正常值。10时10分，锅炉吹扫完毕，投油点火成功。10时35分，负荷升至140MW，机组各项参数恢复正常。 3原因分析该机组甲乙吸、送风机开关送至DCS系统的信号设计不合理。在跳闸回路中扩展了中间继电器ZJ，利用它的节点当作合闸、跳闸反馈信号。如果开关在运行状态则ZJ带电，当直流控制电源消失后ZJ返回，送至DCS系统的信号变成开关在跳闸状态，但开关实际在合闸位置。在查找机组直流段接地过程中，断开直流9Z（6kV段控制）空开时，致使6kV段所有开关控制电源消失。此时甲、乙送风机控制回路中扩展中间继电器ZJ返回
46、，送至DCS信号显示甲、乙送风机已停（实际在运行状态）。在锅炉大联锁投入条件下，发出排粉机和给粉机跳闸命令，所有排粉机和所有给粉机全停，锅炉 “燃料中断”报警，MFT保护动作，锅炉灭火。甲、乙送风机控制回路图4整改措施1）在机组大修中，结合开关改造工作对6kVA、B段开关控制回路进行改造，取消扩展继电器，使用开关原动节点作为开关位置指示。2）6kVA、B段控制直流采取分段供电方式：9Z给6kVA段开关控制供电，14Z给6kVB段开关供电，6kVA、B段之间控制电源联络空开断开。3）继电保护专业加强对二次回路隐患排查治理工作。3、网控直流系统串入交流导致停机1设备简介某厂共有6台600MW机组，
47、均采用单元接线方式，发电机出口电压为22kV，经主变后升压至500kV。厂内500kV升压站采用3/2开关接线方式，共安装有6个完整串，六回进线，六回出线，其中四回为500kV送出线路，另有两台500kV/220kV联络变压器给厂内220kV变电站供电，再由此220kV变电站为全厂机组提供启动、备用电源。500kV升压站内直流系统为220V直流系统，共分为三期工程建设，其中每期工程均由220V直流两段母线组成，每段设置一套工作充电器和一个220V蓄电池组。蓄电池组由103只蓄电池组成，220V直流系统两段母线间设有母联开关，两组蓄电池组互为备用。其中综合给排水泵房控制电源取自500kV升压站一期220V直流段母线。2事件经过2005年05月12日14点40分检修人员王某与运行人员刘某一同到综合水泵房检查0.4kV PC段母联开关指示灯不亮的缺陷。该母联开关背面端子排上面有3个带熔断器电源端子，其排列顺序为直流正、交流电源（A）、直流负。由于指示灯不亮，王某怀
