电气事故
KNOWLEDGE220kV电网故障，造成电厂全厂停电事故
某电厂装设2台142 MW机组，主设备均为俄罗斯引进，有4台锅炉采用母管制运行供两台机组供热和发电，l#、2#发电机均采用发变组单元式接线接入厂内的110 kV变电站。该变电站为双母接线，共有8回出线，其中6回为馈线供附近周边负荷，另外2回接入2 km外的某变电站与系统主网联络。全厂的启动备用电源取自110 kV南母线，供本厂高压厂用电备用。标准运行方式下3台锅炉采用母管制运行。l#、2#发电机，1、2热陡线（联络线）及各条馈线分别接于110 kV南、北母线并列运行。
2002年9月17日，220 kV电网某变电站内发生故障，造成全站失压，使该电厂与系统失去联络。同时使该厂1#发电机定子匝间保护误动作，将l#机切除，2#发电机由于主汽母管压力骤增，及系统的冲击，造成超速保护动作切机，从而使得该厂全厂停电。
【事故经过】
2002年9月17日l8时50分，受系统冲击，l#发电机跳闸，热111开关，灭磁开关，611、621开关跳闸；601、602开关未联动，6kV1、2段，380 V 工作I、2段、380 V公用l、2段失压，保安411开关跳闸，保安401 开关联动合闸正常，同时有柴油发电机启动正常信号。发电机无功瞬间打满档。立盘有下列信号：发变组保护B柜电源故障，断水，匝间，主汽门关闭，发电机保护动作，励磁系统跳闸，掉牌未复归，故障录波器动作，l、2组直流母线故障，UPS有综合故障，电池运行信号。厂用立盘有：6 kVl、2段电压回路断线，6 kVI、2段分支PT电压回路断线，380V工作I、2段，380 V公用1、2段电压回路断线。6 kV、380 V所有表计指示为零。保护间检查，保护A柜有：发电机定子匝间保护出口。2#发电机跳闸，跳闸前无功瞬间升至137 MVAR。热112开关跳闸，灭磁开关跳闸，6 kV3、4段失压，快切装置未联动，工作3、4段电压为零，保安421开关跳闸，402开关联动合闸正常，UPS有市电故障，异常运行，综合故障，电池运行信号，电池充电故障。发电机信号屏有：发变组保护B柜逆功率，发电机轻瓦斯，主汽门关闭，发电机电压低，热工跳闸，保护异常，断水，发变组保护B柜电源故障，励磁系统l#、2#整流装置故障，励磁系统故障。11O kV母线失压，l、2热陡线（联络线）跳闸，热111、热112开关跳闸，检查1热陡线路保护屏显示距离2段动作，距离1.9 km，2热陡线路保护屏显示光纤纵差保护动作，距离1.9 km。同时，其他线路所有表计均指示为零，开关控制把手红灯亮，另110 kV1、2故障录波器启动，并有110 kV1、2组计量回路交流消失，110kV1、2组母线YH断线。
事故处理过程如下，检查柴油发电机运行正常，断开6kV1-4段所有未跳闸开关。断开110 kV所有未跳闸开关，联系调度利用备用联络线1热同向110kV南母线充电，正常后合上启备变开关（接于南母线）。向厂用各高压母线送电，然后逐一恢复低压厂用电，投入110kV母联开关充电保护，合热110开关向北母线充电，正常后同期合上2热同开关。然后恢复110 kV其他馈线送电。同时，全面检查l#、2#发电机未发现异常。分别摇测绝缘正常，检查l#、2#发电机本体瓦斯继电器（某电厂两台发电机定子均为油冷却）未放出气，通知检修测量l#发电机各相绕组直流电阻正常，联系调度得知某变电站发生故障，初步判定为l#发电机匝间保护误动作。2#发电机经查为汽机超速保护动作跳闸。2002年9月18日1时20分l#发电机组零起升压正常自动同期并入系统，随后2#发电机组并入系统。
【原因分析】
某变电站的失压是事故的直接起因，事故前l#、2#发电机负荷总计210 MW，l、2热陡线向系统外送约80 MW左右，其余均送向周边负荷，l、2热陡线突然跳闸使电厂与系统失去联络，成为孤立小电网运行，由于汽轮机调速系统的迟滞性和一次调频作用的有限性，使系统频率持续居高（故障录波器）已录最高达52.97 Hz)，2#发电机随即超速跳闸，同时l#发电机匝间保护误动跳闸，从而造成了全厂停电事故的发生。
1、与系统联络的薄弱性以及汽轮机调速系统的特性是发生事故的主要原因。先天的条件决定了该电厂与系统联络的薄弱性，而后天汽轮机调速系统的不足也使事故的发生成为了必然。该电厂是热电厂，在冬季供暖期，大量热用户的增加使两台机所带的电负荷也随之大量增加，每年的11月至次年的3月，每天两台机总负荷均在260 MW以上，而地方电负荷（110 kV6回直配线）又比较小（最大110 MW），大量的电负荷要通过热陡线（联络线）外送至系统主网，此时若联络线突然跳闸使电厂成为小系统运行，对汽轮机的调速系统将是一次严峻的考验。这次的全厂停电事故的起因就是变电站故障两条联络线突然跳闸，事故时的冲击使l#、2#机的定子电流瞬间达到了1.1倍的额定值，由于汽机调速系统的迟滞性使联络线跳闸后系统频率达到了53 Hz，超速保护随即动作切机，针对调速系统的这种特点，以及此次事故的经验教训，对2#机的调速系统进行了改造，在汽机ETS中加入负荷快卸功能，当汽轮机转速超过3180r/min及频率超过53Hz时，ETS发出指令快速减负荷至100 MW。通过模拟试验证实可以较好地满足现场运行的要求，从而有效制止了类似事故时汽轮机超速保护动作切机以至于全厂停电事故的发生。
2、1#发电机定子匝间保护参数设置不合理，外部发生故障误动切机是此次事故的另一主要原因。1#、2#发电机的保护采用的是南京自动化设备总厂生产的GZFB-JC型发变组成套保护装置，其中的发电机定子匝间保护是负序功率方向闭锁纵向基波零序过电压原理构成的。保护装置的基本原理为发电机机端PT高压侧中性点与发电机中性点相连且不接地，当发生单相匝间短路时，发电机端电压三相不再平衡，在互感器二次绕组开口三角形侧输3U0=UA+UB+UC，发电机发生内部短路，使三相对中性点电压不平衡，就一定会出现纵向基波零序电压3U0，当一相机端对中性点N金属性短路，则3U0=100V，该保护动作判据为3U0>e，e为3U0保护的阙值，一般初选为1～2V。负序方向元件P2用来判定故障发生在发电机内部还是在外部系统中，即依靠P2元件防止外部短路时3U0保护的误动作，P2元件采用动合触点，与3U0元件组成“与门”输出，P2方向为由发电机流出时动合触点闭合动作。
发电机正常运行中，PT的不平衡基波零序电压3U0unb1很小，但可能有较大的三次谐波3U0unb3。为降低阈值和提高灵敏度，在保护装置中增加三次谐波阻波功能，注意到3U0unb1和3U0unb3为发电机正常运行时PT不平衡零序电压的基波和三次谐波大小。为避免在外部短路时有可能3U0>e阙值而引起误动作，通常采用提高动作电压的方法。
3、全厂停电事故发生后，对发电机匝间保护进行了仔细的检查，发现零序过压继电器动作整定值为1V，查阅发电机调试记录知道厂家建议设初始值为1V，进行外部短路试验后根据实际再进行定值设置。由于调试人员的疏忽忘记了定值的重新设置，以至于变电站发生短路故障时，电厂的发电机定子匝间保护零序过压继电器动作（后经模拟发变组外部短路试验重新设定零序电压继电器定值为3V）。
匝间保护纵向基波零序电压还受负序功率方向元件的闭锁，零序电压继电器动作后如果负序功率方向元件不动保护仍然不会出口。所以负序功率方向元件肯定也存在问题。分析负序功率方向元件的构成原理，发电机三相定子绕组的相间短路、匝问短路以及分支开焊故障，均为不对称故障，发电机机端将有负序电压和电流，并有负序功率由发电机流出，大型发电机机端引线均用分相封闭母线，不可能发生三相对称短路。当高压系统发生不对称短路、非对称运行或负荷三相不对称时，发电机机端也出现负序电压和电流，但负序功率必由系统流向发电机。因此负序功率的流向（检测点在机端）是发电机是否发生不对称故障的显著特征。从发电机端测量三相电压和电流，经模拟式负序电压和负序电流滤过器，获取负序分量（电压和电流），并由此计算负序功率，确定其正负，这样构成的全相式负序方向保护，经试验证明极易误动。其原因主要是模拟式负序滤过器在暂态过程和频率偏移工频时有不半衡输出，因为模拟式滤过器由惯性元件L或C等组成，这些元件是按工频50Hz稳态条件下，三相正序输入，保证无输出而确定其参数的。由于负序方向保护是发电机匝间保护的快速主要闭锁元件，在外部系统发牛对称或不对称的暂态过程中，或者，在系统发生单相短路的单相跳闸、单相重合于永久故障点而三相跳闸的全过程中可能发生频率偏移50 Hz，再如某电厂的这种情况外部短路同时系统频率高于50Hz，这些都将使负序滤过器有不平衡输出U2unb和I2unb，其U2unb和I2unb的大小和相位有随机性，由它们导出的P2unb可能呈现从发电机流出的特征，极易造成误动。鉴于这种情况，事故发生后对定子匝间保护的动作时限做了改动，由原来的Os改为0.5s，目的主要是考虑到发电机外部发生短路同时频率高于50 Hz的情况极少出现，就算出现时间也极短不会超过0.5s。
由此可见，发电机匝问保护的误动有两点原因：其一零序电压继电器整定值过低，其二负序功率方向元件在外部不对称短路同时频率高的情况下误动，两者同时出现造成了保护的误动切机。
【暴露问题】
1、UPS蓄电池放电时间过短。UPS是不停电电源的简称，主要供热控保护、自动装置、故障录波器等重要负荷的用电。全厂停电后交流电源失去，只能靠其本身的蓄电池放电逆变供电，某电厂l#、2#机的UPS蓄电池均采用高质量的免维护蓄电池，长期以来电池一直处于浮充电或短时过渡性放电状态，全厂停电后，原来设计UPS供电30min的蓄电池仅放电了10 min便中断了供电，给事故处理带来了极大的不便。免维护蓄电池其实不是真正意义上的免维护，只是维护的工作量小些而已，大多数人对此都产生了不应该地误解。对它的维护必须按照厂家说明书进行正常维护，以保证蓄电池始终处于良好的工作状态。特别要注意定期进行核对性充放电试验，校核蓄电池的容量，发现容量不足，及时更换，应认识到，蓄电池在浮充电状态下，电压比较高并不一定说明蓄电池的状态良好。
2、直流系统设备选型不合理，全厂停电后，两组直流系统可控硅充电器均自动跳闸，原来处于浮充状态的两组蓄电池转入放电状态，大容量的直流负荷（如直流油泵）自动启动加入运行，大电流的放电使直流母线电压迅速下降，接于保安电源的备用充电器的容量不足以带动两组母线运行，无法同时弥补两组母线的电压损失，如果厂用电长时间不能恢复，势必影响各直流负荷的正常供电。
【防范措施】
1、对UPS蓄电池进行了更换，并制定了定期核对性充放电试验制度。
2、对备用充电器的容量进行了扩充，以使其能在事故状态下带两组直流母线正常运行。
3、对汽轮机跳速系统的改造使机组在应变与系统解列频率突然增高的紧急情况有了很强的能力。
4、对发电机定子匝间保护定值重新整定，使发电机在出现类似情况时避免误动，同时也大大提高了匝间保护动作的可靠性。
2002年9月17日，220 kV电网某变电站内发生故障，造成全站失压，使该电厂与系统失去联络。同时使该厂1#发电机定子匝间保护误动作，将l#机切除，2#发电机由于主汽母管压力骤增，及系统的冲击，造成超速保护动作切机，从而使得该厂全厂停电。
【事故经过】
2002年9月17日l8时50分，受系统冲击，l#发电机跳闸，热111开关，灭磁开关，611、621开关跳闸；601、602开关未联动，6kV1、2段，380 V 工作I、2段、380 V公用l、2段失压，保安411开关跳闸，保安401 开关联动合闸正常，同时有柴油发电机启动正常信号。发电机无功瞬间打满档。立盘有下列信号：发变组保护B柜电源故障，断水，匝间，主汽门关闭，发电机保护动作，励磁系统跳闸，掉牌未复归，故障录波器动作，l、2组直流母线故障，UPS有综合故障，电池运行信号。厂用立盘有：6 kVl、2段电压回路断线，6 kVI、2段分支PT电压回路断线，380V工作I、2段，380 V公用1、2段电压回路断线。6 kV、380 V所有表计指示为零。保护间检查，保护A柜有：发电机定子匝间保护出口。2#发电机跳闸，跳闸前无功瞬间升至137 MVAR。热112开关跳闸，灭磁开关跳闸，6 kV3、4段失压，快切装置未联动，工作3、4段电压为零，保安421开关跳闸，402开关联动合闸正常，UPS有市电故障，异常运行，综合故障，电池运行信号，电池充电故障。发电机信号屏有：发变组保护B柜逆功率，发电机轻瓦斯，主汽门关闭，发电机电压低，热工跳闸，保护异常，断水，发变组保护B柜电源故障，励磁系统l#、2#整流装置故障，励磁系统故障。11O kV母线失压，l、2热陡线（联络线）跳闸，热111、热112开关跳闸，检查1热陡线路保护屏显示距离2段动作，距离1.9 km，2热陡线路保护屏显示光纤纵差保护动作，距离1.9 km。同时，其他线路所有表计均指示为零，开关控制把手红灯亮，另110 kV1、2故障录波器启动，并有110 kV1、2组计量回路交流消失，110kV1、2组母线YH断线。
事故处理过程如下，检查柴油发电机运行正常，断开6kV1-4段所有未跳闸开关。断开110 kV所有未跳闸开关，联系调度利用备用联络线1热同向110kV南母线充电，正常后合上启备变开关（接于南母线）。向厂用各高压母线送电，然后逐一恢复低压厂用电，投入110kV母联开关充电保护，合热110开关向北母线充电，正常后同期合上2热同开关。然后恢复110 kV其他馈线送电。同时，全面检查l#、2#发电机未发现异常。分别摇测绝缘正常，检查l#、2#发电机本体瓦斯继电器（某电厂两台发电机定子均为油冷却）未放出气，通知检修测量l#发电机各相绕组直流电阻正常，联系调度得知某变电站发生故障，初步判定为l#发电机匝间保护误动作。2#发电机经查为汽机超速保护动作跳闸。2002年9月18日1时20分l#发电机组零起升压正常自动同期并入系统，随后2#发电机组并入系统。
【原因分析】
某变电站的失压是事故的直接起因，事故前l#、2#发电机负荷总计210 MW，l、2热陡线向系统外送约80 MW左右，其余均送向周边负荷，l、2热陡线突然跳闸使电厂与系统失去联络，成为孤立小电网运行，由于汽轮机调速系统的迟滞性和一次调频作用的有限性，使系统频率持续居高（故障录波器）已录最高达52.97 Hz)，2#发电机随即超速跳闸，同时l#发电机匝间保护误动跳闸，从而造成了全厂停电事故的发生。
1、与系统联络的薄弱性以及汽轮机调速系统的特性是发生事故的主要原因。先天的条件决定了该电厂与系统联络的薄弱性，而后天汽轮机调速系统的不足也使事故的发生成为了必然。该电厂是热电厂，在冬季供暖期，大量热用户的增加使两台机所带的电负荷也随之大量增加，每年的11月至次年的3月，每天两台机总负荷均在260 MW以上，而地方电负荷（110 kV6回直配线）又比较小（最大110 MW），大量的电负荷要通过热陡线（联络线）外送至系统主网，此时若联络线突然跳闸使电厂成为小系统运行，对汽轮机的调速系统将是一次严峻的考验。这次的全厂停电事故的起因就是变电站故障两条联络线突然跳闸，事故时的冲击使l#、2#机的定子电流瞬间达到了1.1倍的额定值，由于汽机调速系统的迟滞性使联络线跳闸后系统频率达到了53 Hz，超速保护随即动作切机，针对调速系统的这种特点，以及此次事故的经验教训，对2#机的调速系统进行了改造，在汽机ETS中加入负荷快卸功能，当汽轮机转速超过3180r/min及频率超过53Hz时，ETS发出指令快速减负荷至100 MW。通过模拟试验证实可以较好地满足现场运行的要求，从而有效制止了类似事故时汽轮机超速保护动作切机以至于全厂停电事故的发生。
2、1#发电机定子匝间保护参数设置不合理，外部发生故障误动切机是此次事故的另一主要原因。1#、2#发电机的保护采用的是南京自动化设备总厂生产的GZFB-JC型发变组成套保护装置，其中的发电机定子匝间保护是负序功率方向闭锁纵向基波零序过电压原理构成的。保护装置的基本原理为发电机机端PT高压侧中性点与发电机中性点相连且不接地，当发生单相匝间短路时，发电机端电压三相不再平衡，在互感器二次绕组开口三角形侧输3U0=UA+UB+UC，发电机发生内部短路，使三相对中性点电压不平衡，就一定会出现纵向基波零序电压3U0，当一相机端对中性点N金属性短路，则3U0=100V，该保护动作判据为3U0>e，e为3U0保护的阙值，一般初选为1～2V。负序方向元件P2用来判定故障发生在发电机内部还是在外部系统中，即依靠P2元件防止外部短路时3U0保护的误动作，P2元件采用动合触点，与3U0元件组成“与门”输出，P2方向为由发电机流出时动合触点闭合动作。
发电机正常运行中，PT的不平衡基波零序电压3U0unb1很小，但可能有较大的三次谐波3U0unb3。为降低阈值和提高灵敏度，在保护装置中增加三次谐波阻波功能，注意到3U0unb1和3U0unb3为发电机正常运行时PT不平衡零序电压的基波和三次谐波大小。为避免在外部短路时有可能3U0>e阙值而引起误动作，通常采用提高动作电压的方法。
3、全厂停电事故发生后，对发电机匝间保护进行了仔细的检查，发现零序过压继电器动作整定值为1V，查阅发电机调试记录知道厂家建议设初始值为1V，进行外部短路试验后根据实际再进行定值设置。由于调试人员的疏忽忘记了定值的重新设置，以至于变电站发生短路故障时，电厂的发电机定子匝间保护零序过压继电器动作（后经模拟发变组外部短路试验重新设定零序电压继电器定值为3V）。
匝间保护纵向基波零序电压还受负序功率方向元件的闭锁，零序电压继电器动作后如果负序功率方向元件不动保护仍然不会出口。所以负序功率方向元件肯定也存在问题。分析负序功率方向元件的构成原理，发电机三相定子绕组的相间短路、匝问短路以及分支开焊故障，均为不对称故障，发电机机端将有负序电压和电流，并有负序功率由发电机流出，大型发电机机端引线均用分相封闭母线，不可能发生三相对称短路。当高压系统发生不对称短路、非对称运行或负荷三相不对称时，发电机机端也出现负序电压和电流，但负序功率必由系统流向发电机。因此负序功率的流向（检测点在机端）是发电机是否发生不对称故障的显著特征。从发电机端测量三相电压和电流，经模拟式负序电压和负序电流滤过器，获取负序分量（电压和电流），并由此计算负序功率，确定其正负，这样构成的全相式负序方向保护，经试验证明极易误动。其原因主要是模拟式负序滤过器在暂态过程和频率偏移工频时有不半衡输出，因为模拟式滤过器由惯性元件L或C等组成，这些元件是按工频50Hz稳态条件下，三相正序输入，保证无输出而确定其参数的。由于负序方向保护是发电机匝间保护的快速主要闭锁元件，在外部系统发牛对称或不对称的暂态过程中，或者，在系统发生单相短路的单相跳闸、单相重合于永久故障点而三相跳闸的全过程中可能发生频率偏移50 Hz，再如某电厂的这种情况外部短路同时系统频率高于50Hz，这些都将使负序滤过器有不平衡输出U2unb和I2unb，其U2unb和I2unb的大小和相位有随机性，由它们导出的P2unb可能呈现从发电机流出的特征，极易造成误动。鉴于这种情况，事故发生后对定子匝间保护的动作时限做了改动，由原来的Os改为0.5s，目的主要是考虑到发电机外部发生短路同时频率高于50 Hz的情况极少出现，就算出现时间也极短不会超过0.5s。
由此可见，发电机匝问保护的误动有两点原因：其一零序电压继电器整定值过低，其二负序功率方向元件在外部不对称短路同时频率高的情况下误动，两者同时出现造成了保护的误动切机。
【暴露问题】
1、UPS蓄电池放电时间过短。UPS是不停电电源的简称，主要供热控保护、自动装置、故障录波器等重要负荷的用电。全厂停电后交流电源失去，只能靠其本身的蓄电池放电逆变供电，某电厂l#、2#机的UPS蓄电池均采用高质量的免维护蓄电池，长期以来电池一直处于浮充电或短时过渡性放电状态，全厂停电后，原来设计UPS供电30min的蓄电池仅放电了10 min便中断了供电，给事故处理带来了极大的不便。免维护蓄电池其实不是真正意义上的免维护，只是维护的工作量小些而已，大多数人对此都产生了不应该地误解。对它的维护必须按照厂家说明书进行正常维护，以保证蓄电池始终处于良好的工作状态。特别要注意定期进行核对性充放电试验，校核蓄电池的容量，发现容量不足，及时更换，应认识到，蓄电池在浮充电状态下，电压比较高并不一定说明蓄电池的状态良好。
2、直流系统设备选型不合理，全厂停电后，两组直流系统可控硅充电器均自动跳闸，原来处于浮充状态的两组蓄电池转入放电状态，大容量的直流负荷（如直流油泵）自动启动加入运行，大电流的放电使直流母线电压迅速下降，接于保安电源的备用充电器的容量不足以带动两组母线运行，无法同时弥补两组母线的电压损失，如果厂用电长时间不能恢复，势必影响各直流负荷的正常供电。
【防范措施】
1、对UPS蓄电池进行了更换，并制定了定期核对性充放电试验制度。
2、对备用充电器的容量进行了扩充，以使其能在事故状态下带两组直流母线正常运行。
3、对汽轮机跳速系统的改造使机组在应变与系统解列频率突然增高的紧急情况有了很强的能力。
4、对发电机定子匝间保护定值重新整定，使发电机在出现类似情况时避免误动，同时也大大提高了匝间保护动作的可靠性。
