鄂电孤网运行经验总结.docx

1、鄂电孤网运行经验总结Q/GDNSPC国电宁夏石嘴山发电有限责任公司国电宁夏石嘴山发电有限责任公司发电部 发 布2006- 12 -12 实施2006- 12 -12 发布鄂尔多斯孤网运行经验总结Q/GDNSPC.204.10.272006版本/修改：A/0前 言 本标准依据GB/T19001-2000、GB/T28001-2001、GB/T24001-2004管理体系标准化工作要求，结合本公司质量安健环管理及实现管理规范,根据鄂尔多斯机组实际情况制定。2006年12月6日，由于双欣电厂220KV出线必须跨越总降变乌绒、回220KV系统联络线，且线路塔架过高，无法进行带电作业。内蒙电力调度中收最

2、终确定对乌绒、回220KV线路停电，业主决定电鄂电实行孤网运行，在孤网运行中#1、#2机同时跳闸，发生全厂停电事故，由于运营公司组织充分，技术措施到位，事故处理果断，没有发生设备损坏事故，进行了大量的操作，运行人员在一天内相继启动了两台机组，及时恢复了机组的正常运行，现将孤网运行发生的问题进行一个全面总结，吸取经验教训，更好地实现机组的安全稳定运行。 本标准由宁夏石嘴山发电有限责任公司标准化委员会提出。本标准由本公司发电运营公司负责起草、归口并负责解释。本标准主要起草人: 苏勤 吕建军 朱学兵 邹学 本标准于2006年12月3日首次发布。本标准的版本及修改状态：A/0. 1概述由于双欣电厂22

3、0KV出线必须跨越总降变乌绒、回220KV系统联络线，且线路塔架过高，无法进行带电作业,内蒙电力调度最终确定对乌绒、回220KV线路停电，业主决定电鄂电实行孤网运行,在孤网前我们制了详细的技术措施及相应的事故预案,并已书面报告向业主呈述了孤网运行的危害性,于12月6日进行孤网试验，在不到40秒内相继两台机组跳闸，事故处理过程中，共发生了三次全厂停电，进并行了汽机直轴工作，避免了重大设备损坏事故的发生。内蒙中调及电科院专家对本次事故进行全面调查，对故处理给予了高度评价，说明运行人员组织、管理、技术措施及事故预想到位，事故处理果断正确。2事故前运行方式：时间：2006年12月06日06时40分22

4、0kV总降压变电站母、母、母并网运行；乌绒回、乌绒回线路运行；16主变运行；母孤立，35kV临时电源经7主变低压侧送至母，1启备变热备于母；1、2发电机运行，1机有功235MW、无功136 MVAR，2机有功230 MW、无功140MVAR；系统周波50.06Hz、220kV系统电压236.8kV。6kV系统电压6.3kV。3事故经过2006年12月06日05时50分，总降压变电站将乌绒、回线路有、无功潮流调至零，断开乌绒回线路，乌绒回有、无功负荷潮流未见异常波动，1、2机组运行稳定。06：40断开乌绒回线路，鄂电进入孤网运行状态，瞬间1、2发电机转速下降，周波从50.06逐降至最低值49.4

5、3Hz略有上升，系统电压236.4kV，值长令1、2机加负荷。在机组加负荷且孤立系统周波已升至49.69Hz时，1机运行人员发现E、B、C磨煤机跳闸，随即1发电机跳闸、汽机跳闸、锅炉灭火。紧接着2机C、B、E磨煤机跳闸，2发电机跳闸、汽机跳闸、锅炉灭火。1、2机组厂用电全部失去，220kV母线电压到零，1、2机破坏真空停机，1、2炉闷炉。2机保安段柴油发电机联启正常，1、2机直流润滑油泵、直流空氢侧密封油泵联启正常，手动启2机顶轴油泵、盘车电机正常。1机保安段柴油发电机未联启，1机厂用切换过程中7主变35KV侧临时电源两侧开关全部跳闸。06：41总降变立即汇报中调并请求恢复乌绒线，立即断开22

6、0kv IIV母所有负荷，母线至热备状态，隔离7主变，06：52 接中调令迅速投运乌绒回，06：55 220kV母线并入系统、1启备变投运，在1机转速600rpm时恢复了1机保安段，手动启1机顶轴油泵、盘车电机正常，逐步恢复电厂厂用负荷，启动炉投入运行。12月7日8：30 7变跳闸使机组厂用电源第二次失电，1机机、炉保安段跳闸，柴油机无法联启，盘车、顶轴油泵、交流润滑油泵、交流空氢侧密封油泵、A/B空预器 跳闸，直流润滑油泵、直流空/氢侧密封油泵联起。检修手动盘空预器；2机组柴油机带机、炉保安段，厂用空压机跳闸，启动炉闷炉。09：08降压站7主变恢复正常，启备变充电正常，1机保安段投运正常，1

7、机组启动交流润滑油泵、A/B顶轴油泵，09：11手动盘车180度，09：12厂用电再次中断，7主变跳闸，查明#7变通风保护压板标错，将 “主变通风”的保护出口端子打开，在中调调度员现场协调下以最快的时间、最合理的方式将7主变、1启备变开关手动储能后，恢复7主变带220 KV III母、1启备变带厂用负荷，1机保安段投运正常，1机组启动交流润滑油泵、A/B顶轴油泵，启动盘车运行正常，1、2机组各部运行正常，逐步恢复220KV母线运行，恢复1所用变、投运5主变于III母带2所用变后将220KV I /II/ IV母线、及乌绒回停运，配合双欣电厂跨越乌绒、回线路工作。4原因分析本次事故的原因非常复杂

8、，根据现场的实际情况和相关资料，可能有以下原因，仅供参考。1) 从现场的实际运行情况看首先是系统频率降低，可能原因是由于联络线的测量仪表有问题，出现较大偏差，当功率调为零时实际大网还向鄂电的系统输送有功和无功功率，造成大网与鄂电系统解裂后独立电网有无功率出现较大的缺额，引起鄂电系统频率降低，加上没有自动调频系统，人员调整迟延性大，造成独立电网低周，最终导致频率崩溃，引发厂用电中断，造成全厂停电。（总降变额绒II回 保护盘录波图核实检查线路有、无功潮流已调至零）2) 在解环前存在系统与鄂电的电气弱连接，且有一定的低频振荡，由于没有抑制振荡的措施或措施无效（励磁调节器的pss没有投入），由于自动控

9、制系统存在一定的偏差（励磁调节器的调差系数和传递函数存在偏差），会造成两台机组的励磁系统出现无功震荡，当解环后加剧了系统的扰动，造成系统加速振荡，且逐渐发散，最终造成机组频率和电压崩溃。这可以从#1机组故障录波器的转子电流出现4个周期的振荡可以看出，另外，励磁变过流保护反复动作复归也能证明这一点，系统的各点电压波形明显有震荡周期缩短加速的现象。3) 复合电压过流保护动作原因：由于鄂电系统与大网解环后系统的网络结构发生变化，负序阻抗增大，所有谐波都反馈到两台机组，负序电压升高，且机组为其提供不对称分量，特别是负序分量，造成主变和发电机的复合过流保护的电压条件满足；由于机组的有功和无功都没有带满，

10、且没有短路故障，不会存在这两种过电流，只有当系统出现振荡时正序电流周期性增大减少，才会造成发电机电流条件满足；由于是低频振荡过电流的时间较长，造成该保护延时达到跳闸。在此过程中发电机和主变的复合电压过流保护均动作，只是主变的保护在先。4) 过激磁保护动作原因：从#1发变组故障录波器的报告来分析，#1机组的过机组保护落后于主变复合电压过流保护动作，说明过级次保护是在机组跳闸后由于励磁电流没有及时地降低，灭磁开关动作滞后于主开关，造成发电机过磁通，引起过激磁保护动作，并造成发电机3YH电压互感器一次熔断器熔断；#2机组的过激磁保护可能是在系统出现低周是地就已开始启动，当周波降低时加速了该保护的动作

11、时间。5) 磨煤机跳闸的原因：鄂电6KV电动机综合保护装置检测到系统周波低于49.5Hz且大于10秒自检有故障发生，发出跳闸指令。6) 临时备用电源跳闸原因：临时备用电源容量太小，环节太多，保护整定不合理，落实时间过短、没有考虑各级的配合关系，当#1机组厂用电源快切装置投入串联半自动后，当机组保护动作跳闸启动快切后将#1机组的6KV厂用电源切向临时备用电源，由于电机没有跳闸自启动电流较大，造成临时电源对侧过流三段过流保护动作跳闸厂用失电锅炉干锅。（理想状态躲过切换冲击电流，启动电泵运行防止1炉汽包干锅）7) 12月7日7变跳闸厂用电源第二次失电的原因：由于乌绒两条线路停电，总降变所用电停电，7

12、变冷却风机跳闸，由于#7变通风保护压板标错，验收时没有发现，运行人员只推出了标有“主变通风”的保护压板，实际为“主变压力释放保护”，而“主变压力释放”压板是通风保护的压板，通风保护没有被真正退出，所用电停电后7变通风保护延时10分钟动作7变跳闸，厂用电源再次失电。主要原因7变没有移交运行，保护装置未验收，压板标识不清，造成漏退保护。8) 从发变组事故追忆及机组报警打印资料，我们初步判断引起此次全厂停电事故的原因是：解环后孤立系统频率和电压降低，在负荷不变的情况下，电流必然增大，加之孤立系统中三相负荷不对称，最终导致#1主变复压过流保护动作，#1发电机出口开关、MK开关及#1机厂高变低压侧开关跳

13、闸，#1汽轮机跳闸；#1机跳闸后系统平衡彻底破坏，#2机随即跳闸。5事故过程中暴露出的问题1) 内蒙中调对鄂电总降变系统不熟悉，调度在事故状态下反应时间过长，延长了机组厂用保安电源恢复的时间。2) 孤网运行期间，单机容量大但电网容量小，负荷集中且相对容量较大，不满足成熟孤网运行条件，存在非常大的风险。3) 对孤网运行时系统中的不对称分量、谐波分量没有相关可供参考的技术依据，维持系统稳定的困难较多。4) 对孤网运行期间独立系统可能出现的有无功变化、系统振荡等情况没有必要的技术支持和运行经验可供借鉴。5) 机组一次调频功能没有试验，不具备投入条件，机组频率自动调节无法实现，频率调节特性差。6) 总

14、降变没有在用户端安装低周减载装置，无法实现低周减载功能，人为调整根本无法满足系统频率调整需要。7) 孤网前接引的临时备用电源不可靠，电气距离较远且环节较多，冲击容量不够，厂用电源切换后，临时备用电源对侧跳闸，说明鄂电备用电源的接入必须提上议事日程。8) #1机DCS操作员站电源不可靠，出现全厂停电事故时，仅有一台操作员站可以显示和操作，其余四台操作员站全部失电。9) 通过此次事故，说明鄂电220kV系统主接线存在重大安全隐患，如遇乌海500kV变电站故障全停、乌绒、回线路同时跳闸，类似此次全厂机组全停的事故隐患依然存在，在这种情况下机组的安全无法保证。10) 鄂绒总降变所用电不可靠，在全厂失电

15、后变电所没有操作电源。11) 鄂绒总降变所地势太低在雨季时容易造成变电所电缆沟等进水，此类时间已经发生多次。12) 鄂绒变35KV系统可靠性差，多次出现电缆短路，CT短路，消谐装置爆炸等事故。13) #1柴油发电机在孤网运行前故障不能启动，造成#1机保安电源失去，汽机盘车，空预器盘车电机不能投入。14) 柴油发电机室环境温度低，造成冷冻液温度低，闭锁启动，#1柴油发电机排烟口被管道堵死，影响排气。15) 全厂停电后，机房内温较低，临时做采暖炉采暖，用煤准备不充分。6本次事故处理应吸取的成功经验1) 组织比较到位，孤网运行前使用操作票将准备工作的全部落实，从各值抽调专业技术较强人员进行加班，并且

16、对监盘人员进行了明确的工作分工，使大家在事故处理过程中有条不紊，忙而不乱，沉着冷静。2) 措施比较明细，孤网运行前对各项技术措施进行了专业的讲解和分析，特别失事故处理的方法和应对措施，发电部对所有加班人员和当值运行人员进行了技术交底和事前动员。3) 技术指导比较到位，部门管理人员亲自监护重点环节，并作为第二监护人对现场的事故处理进行监督知道。4) 保厂用电的措施和变电站措施整体性比较好，将失电、恢复方案充分考虑、指导性强、没有脱节，联系紧密，运行人员操作迅速果断，节省了大量的时间，为机组事故处理赢得了时间。5) 2机高旁保护打开后没有自动关闭，造成再热气安全门动作，监盘值班员迅速手动关闭2机高

17、旁，再热气安全门回座，监视到位、干预果断、正确没有造成设备超压损坏事件。6) 热力设备按预案执行果断、正确，没有造成设备超温和温变加大损坏的现象。7) 厂用电中断后运行人员及组织进行空预器手动盘车，并关闭空预器进出器烟气挡板，防止空预器转子卡死。8) 机组跳闸后，运行人员及时抢起#1机直流润滑油泵，在处理过程中，根据事故处理预案，进行汽机转子直轴工作，确保了盘车电机的正常投运，防止大轴弯曲事故的发生。9) 启动炉在人员少，设备缺陷较多的情况下，克服困难，连续作战，部门专责现场值班，解决问题，为机组的再次启动打下坚实的基础。7在今后工作中应吸取的经验教训1) 运行人员进行如此规模的事故处理尚属首

18、次，而且是在鄂电现场，说明运行人员的技术素质有一定的提高，在有所准备的情况下，能够应对比较严重的突发事件。2) 内蒙中调组织各专业专家对鄂电机组孤网运行，两台机跳闸事故事故处理进行了评价：各专业事故处理得当，一直认为没有造成设备损坏，比较罕见。3) 孤网运行的准备时间短，工作不够充分，没有拿出足够的理论依据和具体的数据来说服业主，对鄂电孤网运行的可行性，给予技术支持，目前我们公司尚不具备这样的技术力量。4) 自动装置和继电保护的问题比较突出，特别是鄂电系统的安全稳定装置严重缺少，业主对安全性评价工作没有足够的重视，没有从技术上消除安全隐患。5) 机组启动过程中，在不到24小时内，两台机相继启动

19、运行正常，说明我们运行队伍是一支能打硬仗的队伍。6) 在防冻保温方面我们做得还不够好，（前期要求放置临时火炉的工作因种种原因落实不到位）造成机组加药及取样管路被冻，今后冬季机组停运时，我们要高度重视机组的防冻保温工作。8对我公司的几点建议1) 重视柴油机组的维护，加强定期管理，延长柴油机组的定期试验时间，利用检修时间作柴油机组带负荷试验。2) 将12柴油机之间，34柴油机之间设置联络回路，使之能够相互备用。3) 重视自动装置的管理，例如：RB、协调控制、AGC、自动励磁调节器、厂用电源切换装置、自动同期装置等。4) 重视热工保护和继电保护的检验和管理及技术监督工作，增加对频率敏感装置的检验，接地网、屏蔽的治理工作，确保这些设备在各种干扰和频率异常情况下可靠动作。5) 完善技术措施，确保各项技术措施和事故处理方法正确有效。