1、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、
2、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”、“11.5kV
3、564PT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。)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
4、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。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。检查南热I线,仙热II线线路侧电压分别
5、为115kV、116kV。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
6、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: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)。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
7、障差动电流27.54A。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。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
8、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
9、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
10、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。其中南热线、仙热线雷击瞬间造成BC相短路,短路点距电厂2公里左右;欢热、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)南热线、仙热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、线重合闸因投在“检同期”方式,当欢热、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
11、)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、线、仙热、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
12、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。