电厂110kV线路跳闸事件分析报告.docx

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电厂110kV线路跳闸事件分析报告

电厂110kV线路跳闸事件分析报告

1、事发前运行方式

（1）电厂＃10、11机运行，总出力162MW/48MVar。

（2）1110kV5M：

挂＃10、＃11机，仙热I线1163、仙热II线1164，＃02高变。

（3）110kV6M：

挂＃01高变（中性点接地），欢热I线1494、欢热II线1495运行。

（4）110kV7M：

挂＃03高变（中性点接地），南热I线1161、南热II线1162）。

（5）母联开关1057、1067在热备用状态。

（6）＃1、＃2、＃3、＃4、＃7、＃9机处于备用状态；切机压板未投。

（7）＃01高厂变运行，向6.6kV1、2、3段供电；＃03高厂变运行，向6.6kV4、5段供电。

（8）6.6kV1段：

＃7厂变、＃9厂变、X1循变运行。

（9）6.6kV2段：

＃8厂变、X2循变运行，P2厂变备用。

（10）6.6kV3段：

＃1、＃2厂变、Z2重油变运。

（11）6.6kV4段：

＃3、＃4厂变运行。

（12）6.6kV5段：

＃10、＃11厂变、Z1重油变、65XF运行。

（13）11.5kV：

＃5厂变运行、＃02高备变运行，全厂6.6kV厂用电备用电源快切装置已投入。

2、事件经过

（1）故障第一阶段：

1）7月15日00:

30时左右，开始电闪雷鸣。

2）0:

42时（DCS时间），DCS显示1161、1164跳闸，发“南热I线异常”、“仙热II线保护跳闸”、“110KV母线低电压动作”、“11.5kV564PT回路断线”报警。

仙热I线1163负荷由之前的79MW/21MVar/116kV/404A上升为162MW/55MVar/119kV

/827A。

南热II线1162负荷由之前的1.5MW/115kV/14A上升为3.57MW/115kV/21A，欢热线运行正常。

3）0:

44时，二控值班员报告南热I线1161、仙热II线1164开关跳闸，检查二控保护装置及电气屏有以下信息：

（注：

查保护装置时间，南热I线1161保护装置时间比仙热II线1164装置时间快70秒，判断仙热II线与南热I线开关同时跳闸。

）

①南热I线开关1161跳闸，绿灯闪，光字牌“保护动作”，“打压超时”灯亮。

检查南热I线1161保护装置“跳闸”，“跳位”灯亮，“重合闸”不亮；查动作打印报告为纵联距离、纵联零序方向保护动作，距离1段动作，动作时间00:

40:

26；故障测距2.8km，故障相别BC相，故障相电流8.04A，故障零序电流5.82A。

②仙热II线开关1164跳闸，绿灯闪，线路负荷降为0，光字牌“保护装置异常”，“保护跳闸”灯亮。

仙热II线1164保护装置“跳闸”，“跳位”灯亮，“重合闸”不亮；查动作打印报告为距离1段、零序过流1段、纵联距离、纵联零序方向保护动作，动作时间00:

41:

36，故障测距1.3km，故障相别BC相，故障相电流26.57A，故障零序电流18.29A。

③检查南热I线，仙热II线线路侧电压分别为115kV、116kV。

④同时四控报告：

＃10炉除氧循环泵、低压循环泵联锁切换，＃11机EH油再生泵停运。

4）00:

48时，汇报调度，调度答复：

南热I线纵联零序方向、纵联距离保护动作，故障相别BC相，测距6.2km；仙热II线纵联距离、纵联零序方向保护动作，故障相别BC相，测距7.6km；以上两条线路变电站侧开关均已重合成功。

5）00:

50时，令二控值班员就地检查仙热II线1164出线间隔，没有发现异常。

（2）故障第二阶段：

1）00:

53时（DCS时间），突然一声响雷，三控照明一闪，DCS显示欢热一、二线1494、1495开关跳闸，DCS发“1494保护动作”、“1495保护动作”、“110kV母线低电压”报警。

6.6kV1、2、3段快切装置动作，快切成功。

2）0:

55时，二控值班员报告：

欢热I线1494出线、二线1495出线跳闸，检查二控电气屏有以下信息：

①欢热I、II线出线开关红灯熄灭、绿灯闪，110kV6段母线电压为零，系统频率表无显示。

欢热I线光字牌“保护动作”，欢热II线光字牌“保护动作”灯亮。

欢热I、II线线路侧电压115kV（之前两条线出力均为0MW/115kV）。

②检查欢热I线1494保护装置有以下信息：

“跳闸”，“跳位”灯亮，“重合闸”不亮；查动作打印报告为：

电流差动保护，距离1段动作，故障测距3.9km，故障相别AC相，故障相电流值6.78A，故障零序电流5.05A，故障差动电流27.54A。

③检查欢热II线1495保护装置有以下信息：

“跳闸”，“跳位”灯亮，“重合闸”不亮；查动作打印报告为：

电流差动保护，故障测距3.5km，故障相别AC相，故障相电流值6.22A，故障零序电流4.5A，故障差动电流43.39A。

④同时，检查发现：

＃2、＃9、＃7机盘车退出；＃1机直流滑油泵启动；两台空压机停运。

该4台机组随即投入连续盘车，空压机已重新启动。

重油车间4Z21开关跳闸，4ZAB联锁合闸。

3）00:

57时，通知检修电气分部派人进厂协助处理故障。

4）00:

58时，汇报调度，调度答复：

欢热I线电流差动保护，距离1段动作保护动作，故障相别AC相，测距1.6km；欢热II线电流差动保护，距离1段动作保护动作，故障相别AC相，测距1.6km；以上两条线路变电站侧开关均已重合成功。

5）01:

02时，令复归仙热II线1164保护装置，申请调度同意同期合上仙热II线开关1164，检查1164运行正常。

操作完毕汇报调度。

6）01:

20时，令现场检查二控南热I线1161出线间隔，没有异常发现。

7）01:

30时，令复归南热I线1161保护装置，但“打压超时”报警无法复归，就地断开1161液压油泵电机电源，再送上，光字牌“打压超时”灯灭。

8）01:

40时，申请调度同意同期合上南热1线开关1161，检查1161运行正常。

操作完毕汇报调度。

9）01:

45时，电气检修人员到场。

10）01:

50时，就地检查欢热I、II线出线间隔和＃01高压厂变，未见异常。

11）02:

00时，雨势减小，令就地检查各台主变和＃02、＃03高压厂变，未见异常。

12）02:

04时，令复归欢热I、II线保护装置，申请调度同意，合上欢热I线开关1494，查110kV6段母线电压恢复，系统频率显示正常。

13）02:

07时，申请调度同意，同期合上欢热II线开关1495，检查1495运行正常。

14）以上情况已经发送生产短信，并汇报总工。

15）02:

10时，当班值长向电气检修人员达调度通知：

第二日派人对仙热II线、南热I线及欢热I、II线进行巡线，并将结果尽快汇报给供电局。

16）02:

16时，将6kV1、2、3段快切回＃01高变供电，恢复厂用电正常运行

方式。

17）05:

20时，将重油MCC恢复正常运行方式。

3、原因分析

（1）根据保护装置动作报告，此次四条线路故障致使开关跳闸均为线路遭到雷击造成。

其中南热Ⅰ线、仙热Ⅱ线雷击瞬间造成BC相短路，短路点距电厂2公里左右；欢热Ⅰ、Ⅱ线雷击瞬间造成AC相短路，短路点距电厂3.7公里左右。

经检查，线路各保护装置动作情况均正常。

（2）南热Ⅰ线、仙热Ⅱ线重合闸按定值要求投在“多相故障闭锁”方式，所以故障后电厂重合闸被闭锁，未能自动重合。

（3）欢热Ⅰ、Ⅱ线重合闸因投在“检同期”方式，当欢热Ⅰ、Ⅱ线故障跳闸后，电厂110kV6母失压，检同期条件不满足，所以故障后重合闸被闭锁，未能自动重合。

4、防范措施

（1）电气分部督促维保单位（深宝公司）加强线路的日常维护和巡检工作，保证电厂出线线路的安全可靠运行。

（2）与供电局沟通，是否可改变南热Ⅰ、Ⅱ线、仙热Ⅰ、Ⅱ线的“多相故障闭锁”重合闸方式。

责任人：

李月琴、刘如意；完成时间：

8月30日。

（3）电气分部安排维保单位（深宝公司）对电厂6条110kV出线的铁塔接地电阻进行一次复测。

责任部门：

电气分部；责任人：

唐锦凡；完成时间：

8月30日。

（4）针对近期几起雷击造成线路跳闸事件，要求电气分部提交在110kV线路中部增加避雷器的可行性分析及方案。

责任部门：

电气分部；责任人：

唐锦凡；完成时间：

8月30日。

（5）本次事故中1161、1162、1163、1164各线路保护的时钟不能同步，相差70秒，要求运行部值班员每月1日8:

00时对二控线路微机保护时钟进行校正一次（以前曾下文做出此项规定，在此重申一次）。

责任部门：

运行部；责任人：

二控每月1日白班运行值班员。

（6）1161开关跳闸之后电机一直打压，出现“打压超时”报警。

要求电气分部对该系统进行检查。

责任部门：

电气分部；责任人：

朱明华；完成时间：

8月30日。

（7）由于电厂110kV线路命名编号的改变，但DCS中关于110kV系统得许多标签仍未更新，还在使用较早以前的编号。

要求运行部对上述文本进行梳理，整理出与现场不相符的文本，提交热控部进行修改。

责任部门：

运行部负责整理需修改的文本，热控部负责在DCS上进行修改；责任人：

张超、黄云；完成时间：

8月30日。