其他伤害-电厂110kV线路跳闸事件分析报告.docx

电厂IlOkV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/48MVaro(2) IllOkV5M：挂#10、#11机，仙热I线1163>仙热Il线1164,#02高变。(3) IlOkV6M：挂#01高变(中性点接地)，欢热I线1494、欢热Il线1495运行。(4) IlOkV7M：挂#03高变(中性点接地)，南热I线1161、南热Il线1162)o(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6.6kVL2、3段供电；#03高厂变运行，向6.6kV4、5段供电。(8) 6.6kVl段：#7厂变、#9厂变、Xl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) 66kV4段：#3、#4厂变运行。(12) 6.6kV5段：#10、#11厂变、ZI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、大事经过（1）故障第一阶段：1） 7月15日00:30时左右，开头电闪雷鸣。2） 0:42时（DCS时间），DCS显示1161、1164跳闸，发“南热I线特别'”仙热Il线爱护跳闸,、"110KV母线低电压动作'、"lL5kV564PT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/55MVar119kV827Ao南热Il线1162负荷由之前的1.5MW115kV14A上升为3.57MW115kV21A,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Il线1164开关跳闸，检查二控爱护装置及电气屏有以下信息：（注：查爱护装置时间，南热I线1161爱护装置时间比仙热Il线1164装置时间快70秒，推断仙热Il线与南热I线开关同时跳闸o）南热I线开关1161跳闸，绿灯闪，光字牌"爱护动作T“打压超时，灯亮。检查南热I线1161爱护装置“跳闸了跳位灯亮,“重合闸不亮;查动作打印报告为纵联距离、纵联零序方向爱护动作，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Il线开关1164跳闸，绿灯闪，线路负荷降为0,光字牌“爱护装置特别'，”爱护跳闸I灯亮。仙热Il线1164爱护装置”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、纵联零序方向爱护动作，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Il线线路侧电压分别为115kV116kVo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、纵联距离爱护动作，故障相别BC相，测距6.2km；仙热Il线纵联距离、纵联零序方向爱护动作，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胜利。5） 00:50时，令二控值班员就地检查仙热Il线1164出线间隔，没有发觉特别。（2）故障其次阶段：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爱护动作"1495爱护动作'、UlOkV母线低电压根警。6.6kVL2、3段快切装置动作,快切胜利。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IJI线出线开关红灯熄灭、绿灯闪，IIOkV6段母线电压为零，系统频率表无显示。欢热I线光字牌"爱护动作'，欢热H线光字牌“爱护动作'灯亮。欢热I、Il线线路侧电压115kV（之前两条线出力均为0MW115kV）o检查欢热I线1494爱护装置有以下信息：“跳闸T”跳位，灯亮，"重合闸不亮；查动作打印报告为：电流差动爱护，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。检查欢热Il线1495爱护装置有以下信息：“跳闸二”跳位，灯亮，”重合闸不亮；查动作打印报告为：电流差动爱护，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，检查发觉：#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帮助处理故障。4) 00:58时，汇报调度，调度答复：欢热I线电流差动爱护，距离1段动作爱护动作，故障相别AC相，测距1.6km；欢热Il线电流差动爱护，距离1段动作爱护动作，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胜利。5) 01:02时，令复归仙热Il线1164爱护装置，申请调度同意同期合上仙热Il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，没有特别发觉。7) 01:30时，令复归南热I线1161爱护装置，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。IO)Ol:50时，就地检查欢热I、Il线出线间隔和#01高压厂变，未见特别。Il)O2:00时，雨势减小，令就地检查各台主变和#02、#03高压厂变，未见特别。12)02:04时，令复归欢热I、Il线爱护装置，申请调度同意，合上欢热I线开关1494,查IIOkV6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Il线开关1495,检查1495运行正常。14)以上状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：其次日派人对仙热Il线、南热I线及欢热I、Il线进行巡线，并将结果尽快汇报给供电局。16) 02:16时，将6kVl、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、缘由分析(1)依据爱护装置动作报告，此次四条线路故障致使开关跳闸均为线路遭到雷击造成。其中南热国线、仙热国线雷击瞬间造成BC相短路，短路点距电厂2公里左右；欢热团、团线雷击瞬间造成AC相短路，短路点距电厂3.7公里左右。经检查,线路各爱护装置动作状况均正常。(2)南热团线、仙热团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)欢热团、团线重合闸因投在“检同期，方式，当欢热团、团线故障跳闸后，电厂IlOkV6母失压，检同期条件不满意，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平安牢靠运行。(2)与供电局沟通，是否可转变南热团、团线、仙热团、团线的”多相故障闭锁嚏合闸方式。责任人：李月琴、刘如意；完成时间：8月30日。(3)电气分部支配维保单位(深宝公司)对电厂6条IlOkV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大事，要求电气分部提交在IlOkV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各线路爱护的时钟不能同步，相差70秒，要求运行部值班员每月1日8:00时对二控线路微机爱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开关跳闸之后电机始终打压，消失“打压超时I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IIOkV线路命名编号的转变，但DCS中关于IlOkV系统得很多标签仍未更新，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。