火电厂机组fmt跳闸原因分析

火电厂机组fmt跳闸原因分析（精选5篇）

火电厂机组fmt跳闸原因分析 篇1

一、事件经过 1、16：06分，6号炉MCC A段母线失电，6A、6B、6C磨煤机跳闸，首出“润滑油泵停止”；6A一次风机跳闸，首出“润滑油泵全停”；6D、6E、6F磨跳闸，首出“一次风母管压力低”；炉MFT，首出“丧失燃料”，发电机跳闸。就地检查MCC A段电源开关“零序保护”报警发出，动作电流1.17A； 2、16：40分，就地检查MCC A段所带负荷绝缘良好，恢复送电； 3、19:42分，#6机组并网。

二、发现问题及原因分析

1、#6炉MCC A段跳闸的原因是由于其电源进线开关零序保护动作，动作电流值（二次值）为1.17A，大于设定值1.03A，0.5秒，属正常动作，经换算一次零序动作电流为187.2A。

2、#6炉MCC A段跳闸后，发电部积极排查各支路负荷，测试绝缘情况，没有发现异常，重要负荷相继送电。经现场调查，MCC A段所带负荷在跳闸前只有炉顶电动葫芦外委检修单位作业，在电动葫芦的提升电机操作过程中突然失电,通过调取DCS画面MCC A段运行电流发现这段时间电流确有波动。对炉顶电动葫芦的动力回路进行检查，绝缘合格。但发现炉顶电动葫芦就地隔离刀闸开关熔断器违规采用铜丝代替铅丝，起不到保护作用，此外，MCC A段上炉顶电动葫芦电源进线开关型号为VL160H，ln=63A（设计型号为3VU16，ln=25A），整定电流为0.9倍的额定电流，瞬时过载设定为8倍额定电流，根据动作曲线（动作时间大约10秒），保护动作滞后于#6炉MCC A段电源进线开关的零序保护（0.5秒）。因此，本次MCC段越级跳闸主因为外委施工单位在炉顶电动葫芦调试过程中有单相接地故障（事后，外委施工单位承认违规取用检修电源，造成单相接地），且就地隔离刀闸开关熔断器违规采用铜丝代替铅丝，MCC A段炉顶电动葫芦电源开关实际额定电流为63A（大于设计额定电流25A），以上两级均没有起到保护作用，造成MCC电源开关保护越级跳闸。3、6A一次风机的跳闸首出为“润滑油泵全停”。经分析，当#6炉MCC A段跳闸后，6A一次风机润滑油站失电，两台泵全停，根据DCS逻辑，两台泵全停直接跳风机，导致6A一次风机跳闸。同时，由于工作电源切换到备用电源大约3秒左右，而连锁启动的指令脉冲时间也为3秒，出现了电源切换后，连锁启动的指令脉冲已消失的情况，导致润滑油站的备用油泵未能启动。4、6A、6B、6C磨煤机跳闸，由于其就地控制柜采用了双电源切换装置，但在实际运行中一旦发生主电源失电，在切换到备用电源的过程中会发生“润滑油泵和液压油泵全停“的情况，根据DCS逻辑，润滑油泵或液压油泵停止没有延时直接出口跳磨煤机。

三、预防措施

1、按项目外委，责任不外委的原则，检修公司应加大对外委单位的监管力度，加强对外委设备修前、修中、修后的检查确认工作，及时发现问题，把安全隐患消灭于萌芽状态。

2、检修公司应在25日前完成对#

5、#6机组有条件停电的PC、MCC级电源开关容量及保护定值核实工作，检查各开关设计容量、开关实际容量和实际负荷容量三者是否一致。

3、检修公司应对#

5、#6机组MCCA段至各吊装电源负荷进行检查确认，对开关熔断器违规采用铜丝代替铅丝的现象进行排查整改。

4、检修公司应加强对热、电专业人员的DCS逻辑培训，加强沟通和配合，提高整体业务水平。

5、针对一次风机备用润滑油泵未联起事件，DCS逻辑里一次风机的跳闸条件“润滑油泵全停”应加延时以躲过双电源切换时间及备用泵启动时间，应延长一次风机润滑油站备用油泵连锁启动指令的脉冲时间，确保备用油泵可以连锁启动后，与一次风机允许润滑油泵停运时间相匹配，保证一次风机可以正常运行。要求检修公司按照厂部要求对逻辑进行核查和完善，条件允许时做好切换试验。

6、咨询设备有限责任公司关于润滑油泵和液压油泵全停是否可延时跳磨煤机，答复可延时5秒，但磨煤机减速机厂家不同意加上此延时，目前发电部已将#6机组C、D磨的润滑油、液压油油站的电源切换为由保安段带，#5机组在有停磨机会进行电源切换。

火电厂机组fmt跳闸原因分析 篇2

飞来峡水利枢纽是广东省最大规模的综合型水利枢纽, 厂房电站装有4台进口奥地利ELIN公司灯泡贯流式水轮发电机组, 总装机容量为140MW;电量经220KV开关站送入省网系统, 同时经110KV开关站送入地方电网。机组调速器和励磁调节器均采用数字式微机调节装置, 调节性能稳定可靠, 机组操作采用计算机监控系统, 实现了少人值班的先进管理模式2012年9月17日23时55分, #3发电机组运行一切正常, 监控系统画面突然出现可控硅整流桥1故障报警, 此时可控硅整流桥自动由1号切换到2号运行, 不久, 出现可控硅整流桥2故障报警, 接着, 监控画面出现励磁系统跳闸信号, 机组直接跳出口开关, 励磁开关跳开, 快关阀动作, 电气制动闭锁, 机械制动投入, 机组直接甩负荷事故停机, 值班员现地检查, 发现两个整流桥的小开关有红色线出来, 意味着熔断器已熔断, 事后, 经全面检查, 发现机组泡头接碳刷的一个接线头脱落, 搭在了其附近的另一个碳刷的接线上, 造成了短路。

2 事故分析

本厂机组的励磁系统核心是奥地利ELIN公司提供的GMR3励磁调节器, 该调节器包括电压调节器、触发回路和励磁系统正确运行所需的控制逻辑。GMR3励磁调节器包括一个主处理器MRB, 3个子处理器PrA、B、C, 数字模拟量输入输出卡, 测量值处理板SAB, 调节器主控环为电压调节器, 辅控环为励磁电流调节器。

发电机起励时, 起励能量取自电站蓄电池, 经过隔离二极管, 限流电阻, 直流接触器供给直流母线。刚起励时, 直流接触器是闭合状态, 在约5%额定发电机电压时, 可控硅反相器开始运行并且将电压升高至额定电压, 当交流母线上励磁电流超过空载时励磁电流的25%时, 接触器断开, 此时的励磁能量通过励磁变、可控硅整流桥后经碳刷引至发电机转子。 (如图1)

可控硅整流器的所有SCR熔断器由微动开关监视, 如熔断器熔断开会打开一个插销, 该插销带动装于熔断器的上的一个微动开关, 再由这个微动开关触发报警跳闸信号。可控硅整流器由两个相同单元并联组成, 每个单元便形成一个三相全控桥及其必需的附属装置, 可为转子提供正负峰值电压 (如图2) 。

整流桥为冗余设计, 一个桥运行, 一个桥备用, 如果运行中的整流桥故障, (熔断器熔断、风扇小开关跳闸、可控硅内部的测量电阻温度高) , 备用桥会自动投入且锁定故障桥。如果两个都故障, 励磁跳闸, 切断脉冲放大器板上的脉冲以锁定整流桥, 同时, 电源接触器切断风机电源。此次跳闸停机事件中, 由于泡头的碳刷接头松动脱落引起短路, 从而使电流突增, 先是引起运行中的整流桥熔断器熔断, 从而引起整流桥一发出故障信号, 系统自动将整流桥1切换到备用的整流桥2去, 并且闭锁整流桥, 但是由于泡头的短路点仍然存在, 整流桥2的熔断器也很快熔断, 从而整流桥2也发出故障报警, 系统同时闭锁整流桥2, 两个可控硅整流桥故障导致的后果就是励磁跳闸。机组直接甩负荷停机。

3 结束语

3.1 此次事故来得很快，反应时间不够，碳刷的接线可能是由于机组的振动而引起松动，成为了此次事故的直接导火索，平时要加强设备的巡视力度与提高检修的质量，维护设备的正常运行。

3.2 整流桥的熔断器的熔断不能区分是整流桥故障还是直流路的故障，在设计上还是存在一定缺陷，如能判断是区外的故障，直接励磁跳闸，可避免整流桥 2 的损坏。

摘要：文章针对某电厂#3机组励磁跳闸停机, 浅析其原因。

火电厂机组fmt跳闸原因分析 篇3

1 跳闸经过

2012年3月8日供电车间运行四班按计划停运5#整流机组进行春季检修, 7:00发出2012-03-003#第一种电气倒闸操作票并开始操作。7:20断开铝225断路器, 在解备5#整流机组操作的过程中, 7:48主控室上位机报6#整流机组纯水冷却装置全停、纯水流量低, 7:49铝226断路器分位。运行人员立即汇报上级主管部门, 同时启动事故预案, 4台机组运行电流调整到350 kA, 经现场检查确认6#整流机组在短时间无法恢复, 决定恢复5#整流机组运行。8:04合上铝225断路器, 8:21系列电流升至411 kA。

2 原因分析

经现场检查发现6#整流机组纯水冷却装置由1#水泵定期自动切换到2#水泵过程中, 2#水泵启动电流过大造成2#水泵电源空气开关跳闸 (同时由于接触器KM2主节点老化、发热等原因, 在此次大电流冲击过程中造成触头粘连) , 这时水压低, 流量小, PLC重新切换到1#水泵运行, 但因为KM2主触点粘连, 常闭点仍在断开位置, 所以造成1#水泵不具备启动条件, 最终整流机组动作于断水保护。

3 防范措施

3.1 管理措施

(1) 对纯水泵的接触器一一拆除, 认真检查触点的实际工况, 有问题的立即更换。

(2) 纯水泵即将达到自动切换的时间时, 派运行人员到现场监控自动切换情况, 发生异常时立即调整为手动运行模式, 确保有一台纯水泵能够正常运行。

3.2 技术措施

通过修改纯水泵的PLC程序以解决接触器主触点粘连的问题。原1#纯水泵启动程序如图1所示。

从程序中可以看出:自动工作状态下、泵1没有断电、泵2没有工作、水箱水位正常、泵1流量正常、水泵达到切换周期、控制电源没有断电, 则切换为3#纯水泵工作。如果2#纯水泵接触器主触点发生粘连后, 2KM常开触点一直处于闭合位置, 给PLC输入泵2工作的信号, 从而导致PLC内部程序中“泵2工”常闭触点一直处于断开位置, 所以程序判断1#纯水泵不具备启动条件, 但此时的实际情况是2#纯水泵的空气开关已经跳开, 最终两台纯水泵都不能启动, 整流柜因断水保护动作而高压跳闸。针对这种情况, 将PLC控制程序做出如下如图2所示修改 (矩形框内为新增内容) 。下面对程序修改后可能出现的情况进行论证:

(1) 出现本案例中的故障。KM2触点粘连后“泵2工”常开点闭合, 使PLC内部“泵2工”常开点闭合;2#纯水泵空气开关跳闸后其常闭点闭合, 使PLC内部“泵2断”常开点闭合。虽然此时PLC内部“泵2工”常闭点断开, 但1#纯水泵将通过新增的两个内部触点接头启动回路。

(2) 正常情况下由泵2工作切换为泵1工作。泵2工作期间, PLC内部“泵2工”常开点闭合, 但“泵2断”常开点始终断开, 所以此时新增程序不起作用, PLC保持原有程序运行。

(3) 正常情况下由泵1工作切换为泵2工作。泵1工作期间, PLC内部“泵2工”常开点始终断开, “泵2断”常开点始终断开所以此时新增程序不起作用, PLC保持原有程序运行。

(4) 泵1或泵2运行过程中有人为或是其它原因致使泵1或泵2空开跳闸。如果运行水泵的空气开关跳闸, 则原有程序有效、新增程序无效, 自动启动另外一台纯水泵;如果备用纯水泵空气开关跳闸, 新增程序无效, 不影响系统运行。

通过以上分析可知:新增程序只起到避免本案例故障的再次发生的目的, 对原有程序无任何影响。

对2#纯水泵的启动程序做累死的修改, 然后进行模拟运行实验, 程序能够正常运行。

4 结语

随着工业生产自动化程度的提高, PLC越来越显示出它在控制领域的优越性, 确定控制流程图、编写PLC程序、仿真实验、调试运行是实现PLC控制的基本步骤。本文通过解读在运设备的PLC控制程序, 结合设备跳闸后的原因分析, 对程序做了适当修改, 并进行技术验证, 在实际应用中既保证了系统运行的安全可靠性, 减少了经济损失, 同时也为同类技术改造提供了参考依据。

摘要：本文通过对某铝厂大型整流机组跳闸原因进行分析, 然后从管理和技术两个方面采取改进措施, 并进行了技术论证, 提高了控制系统运行的可靠性。

火电厂机组fmt跳闸原因分析 篇4

润滑油系统是汽轮发电机组的重要组成部分, 其主要任务是向汽轮发电机组的各轴承提供足够压力和温度合格的润滑油, 若机组运行中润滑油压力过低会导致油量不足, 油膜建立受到破坏, 导致轴瓦烧损, 诱发严重事故。实际运行中, 因润滑油系统故障导致机组被迫停运的情况时有发生, 给企业带来了较大的经济损失。本文针对某电厂在运行中进行低压润滑油泵试验时, 润滑油压突降导致机组跳闸的事件进行了详细分析, 提出了相关防范和整改措施。

1 事件经过

2015年7月11日, 运行人员在按照设备定期试验与转换项目要求试运#1机组交流油泵前, 将交流润滑油泵出口手动门全关后打开约1/4开度。10:33:16, 启动交流润滑油泵运行, 油泵启动后主机润滑油压力急剧降低, 直流润滑油泵联动, #1机组跳闸, 与系统解列。检查机组跳闸首出原因是“润滑油压低”, 察看机组润滑油压低至0.03 MPa, 后逐渐恢复至0.07 MPa。汽轮发电机组惰走过程中, 各轴承温度无异常变化。随后组织人员现场查找油压降低原因, 同时进行机组其他停机操作。10:41:30, 启动#1机A顶轴油泵运行。10:59, #1机转子惰走完毕。

2 原因分析

机组跳闸后, 检查现场油管路有无漏油及爆管现象、润滑油泄压阀有无动作等可能原因, 均得到排除。检查发现润滑油滤网前压力为0.66 MPa, 于是怀疑油滤网堵塞或滤网出油门阀芯脱落导致油路堵塞。

经查阅事发时DCS历史曲线, #1机交流润滑油泵启动后仅3 s, 润滑油滤网前压力就由0.32 MPa升至0.66 MPa, 而滤网后油压由0.14 MPa降至0.03 MPa, 后缓慢上升至0.07 MPa。运行人员将润滑油滤网由B侧转到A侧运行, 滤网后润滑油压恢复至0.14 MPa, 润滑油滤网前 (注油器出口) 压力由0.66 MPa降至0.24 MPa。

转A侧润滑油滤网运行正常后, 解列B侧润滑油滤网, 检修人员吊出进行检查, 发现滤芯外层网板纵向接口处有三处点焊部位脱焊爆开, 出现较大张口, 滤芯外层网板正对出油管口处有一圆形压痕, 压痕与滤网外壳出油管口尺寸、位置相同。正常情况下, 滤网前后压力在0.1~0.14 MPa, B侧滤网事前前后压力已达到0.18 MPa, 检查滤网金属钢丝网附着有黑色的杂质, 表面较脏。对比仓库润滑油滤网备品发现, 润滑油滤网高1.02 m, 纵向50~70 mm有搭接焊口, 共15个。而B侧润滑油滤网纵向只有5个搭接焊口, 间距不均匀, 平均间距约250 mm, 间距太大会导致刚性不足, 现场检查有3个搭接焊口已爆开, 且焊口质量也较差, 所以在油压力扰动下容易爆开。

3 防范措施

机组跳闸重新开机后, 为了不再发生同类型不安全事件, 保证机组的安全运行, 制定了详细的防范措施, 主要如下: (1) 针对B侧润滑油滤网存在纵向接口处搭接间距较大、焊接质量较差的情况, 对各机组其他润滑油滤网轮流进行全面检查, 更换质量较好的滤网, 保证滤网刚度。 (2) 将运行中润滑油滤网前后油压及压差作为重要参数加强监控。润滑油滤网前压力控制不超过0.28 MPa, 润滑油滤网后压力控制不低于0.12 MPa, 前后压差控制不超过0.14 MPa;以上参数均设立报警值, 达到报警值后立即转备用滤网运行, 并对压差较大的滤网立即进行清洗或更换。 (3) 对汽机主油箱的油质加强监控。要根据油质指标的情况, 及时调整运行参数, 并投入滤油机滤油。 (4) 油系统 (如冷油器、辅助油泵、滤网等) 进行切换操作时, 应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行, 操作中要严密监视润滑油压的变化, 严防切换操作过程中断油。 (5) 机组运行中做油泵定期试验时, 要关闭油泵出口油门再启动油泵, 以减少对油系统正常运行的扰动。 (6) 机组正常停机前再进行辅助油泵全容量启动试验。 (7) 此类型润滑油滤网设计存在较多安全隐患, 需要进行改造。

4 改造方案

机组原润滑油滤网型式设计较为落后, 滤芯存在爆裂的安全隐患, 切换操作存在误操作风险, 滤芯及壳体存在清洁维护不方便等问题, 需要对润滑油滤网进行换型改造, 计划改造为双联立式可更换滤芯过滤器 (图1) 。

4.1 双联过滤器主要技术参数

额定流量3 000 L/min, 工作压力≤1.77 MPa, 试验压力2.21 MPa, 过滤精度80 μm。旁通阀开启压差为0.14 MPa, 压差报警值为0.12 MPa。

4.2 双联过滤器结构原理

双联过滤器的设计和管路布置方式为一用一备, 允许一台运行时, 另一台备用的过滤器排放、清洗或更换滤芯。过滤器壳体按进出油分为上下腔室, 油从手动六通阀的进油阀进入壳体上腔室, 上腔室内按技术参数设计布置了7条滤芯, 油由网外流向网内, 进入下腔室, 经过手动六通阀的出油阀流出。7条滤芯出口之间均匀布置了6个旁通阀, 如滤芯压差升高至报警值0.12 MPa时未及时转换滤网, 则待其继续升高至旁通阀开启整定压力值0.14 MPa时, 旁通阀会自动打开, 从而确保润滑油不会断油。滤芯内部有不锈钢支撑骨架, 滤芯为不锈钢丝网内外保护的惰性无机纤维材质, 做成波浪状, 大大增加了过滤面积, 纳污量也大大增加, 同时滤网刚度得到了提高, 不存在将滤网撑爆的隐患, 滤芯1~1.5年更换一次。手动六通阀只有一个操作手柄, 同时控制进出口油阀, 切换时缓慢打开备用过滤器排气阀及平衡阀, 待有油溢出时关闭, 然后操作手动六通阀控制, 通向双联过滤器的油在确保不影响系统油压的情况下, 能顺利对过滤器切换到位, 保证油系统运行安全。

5 结语

润滑油系统的安全是汽轮发电机组安全运行的保障, 要保证系统的安全运行就要严格执行本文提到的防范措施。本发电厂利用2016年年初的定期检修完成了#1机组润滑油系统双联过滤器的升级改造并投入运行, 几个月以来, 过滤器前油压保持在0.22 MPa, 过滤器后油压保持在0.12 MPa, 运行较为稳定, 彻底消除了原润滑油滤网带来的安全隐患, 现已计划将此技术改造推广至#2机组。

参考文献

[1]胡念苏.汽轮机设备及其系统[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[2]国电湖南宝庆煤电有限公司.大型火力发电机组事故处理及案例分析[M].北京:中国电力出版社, 2010.

[3]郭延秋.大型火电机组检修实用技术丛书汽轮机分册[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[4]国能安全[2014]161号.防止电力生产事故的二十五项重点要求[Z], 2014.

火电厂机组fmt跳闸原因分析 篇5

1 事故概况

2010年3月21日,金冠电厂#1、#2机组满负荷运行(135 MW),在19时51分,#2机组突然跳闸,62A、62B段失压,厂用电快切装置未动作,运行人员手动抢合备用电源成功,集控室DCS上光字牌首出“低真空保护停机”,电气系统的光字牌显示“热工保护”,“62A段电压互感器(PT)直流回路断线”,“62B段PT直流回路断线”,“#2高厂变A分支速断动作”,“发电机励磁系统故障”。19时53分,#1机组跳闸,厂用电快切成功,光字牌首出“低真空保护停机”。就地检查发现#2机6 kV母线上所带电动机大多已跳闸,保护动作信息为“负序定时限保护”动作;#2炉A排粉机电机接线盒处冒烟,有明显焦糊味,接线盒金属盖有烧融现象。

2 6 kV系统接线及保护配置

2台机组共设2台高压厂用变压器和4段6 kV工作段,每台机组设两段6 kV工作母线,分别由对应的1台高压厂用变压器(以下简称高厂变)供电,变比为15.75/6.3。电源接于发电机出口主变低压侧,其低压出线分2路(即A分支、B分支)经电缆、开关分别接于两个6 k V工作母线段。

2台机组设1段6 kV备用母线,由1台高压启动或备用变压器(以下简称启备变)供电,变比为110/6.3,为6 kV工作母线段提供备用电源,其电源接至110 kV母线,厂用电一次系统图如图1所示。正常时#2启备变充电运行,6 kV各工作段的备用电源开关正常时处于热备用状态,厂用电快切装置采用并联自动切换方式。

2台高厂变低压出线A、B分支保护配置如下:分支电缆差动保护、分支速断过流保护和复合电压过流保护。6 kV母线上电动机的保护配置如下:正序电流速断、负序定时限、负序反时限、零序电流保护、低电压保护、堵转保护、过热保护。6 kV厂用电系统保护配置如图2所示。

3 试验检查情况

1)事故后对#2炉A排粉机电机进行检查,发现电机接线盒内短路烧毁严重,定子绕组引线与电缆接头A、B相烧断,接头为绝缘塑料带缠绕包扎,且未在绝缘板上固定,运行中的振动使电机引线接头长期与接线盒金属盖磨擦,导致绝缘破损引起相间短路。

2)该电机综合保护装置为MMPR-10H2型微机电动机保护装置,短路时未动作,检查动作记录中只有“过热告警”信号,无其他出口信息。检查保护定值正确,装置接线、CT极性正确,在CT二次侧加定值电流校验保护出口正确,重复试验3次无异常。判断保护装置接线正确,动作正常。

3)对#2炉A排粉机电机开关柜内CT进行了伏安特性试验,为便于比较,对正常的#2炉B排粉机电机开关柜内CT也做了相同试验。A、B排粉机电机CT均为LZZBJ12-10型,10P20,变比100/5,CT保护绕组的伏安特性数据见表1,伏安特性曲线如图3所示。试验接线为一次开路、二次加电压,测量励磁电流。从图中曲线对比可见,A排粉机开关保护CT的伏安特性曲线比正常保护CT(B排粉机工作正常)要低1倍多,说明该保护CT饱和特性太差。

注:C相结果类似,此处略。

4)事故发生时,#2机组“热工保护”动作于机组全停,6 kV厂用电62B段上工作电源开关(62B2)跳闸后,该段厂用电快切装置本应快速启动合上备用电源开关(62B备),实际却未动作,致使该段母线失压,延误了事故处理时机,对该段快切装置应动但未动的原因进行相关检查并做试验如下:6 kV厂用电快切使用的是PZH-1型微机厂用电快速切换装置,装置定值正确,出口压板投退正确,外部接线正常,装置上无保护闭锁报警、无切换记录;做装置切换试验,模拟事故下状态,人为拉掉工作电源开关,发现备用电源切换正常。进一步查DCS(分散控制系统)事故追忆,发现2010年3月21日19:51:20,即短路发生瞬间,6 kV母线A、B段快切装置均发“PT断线报警”、“等待复归”信号,装置在6 kV母线PT低压侧一相或两相电压低于10%Un(额定值)时,会判定为母线电压互感器电压回路断线,发出“断线报警”信号,母线断线报警信号存在时,装置不会自行启动切换。综上所述,62B段工作电源跳闸后,快切装置未自动合上备用电源开关的原因为:两相金属性短路引起6 kV母线A、B相电压低于“断线报警”信号定值,装置在此信号存在期间闭锁了备用电源的切换。

5)检查#2机组62A段、62B段上电动机微机综合保护动作记录,在事故发生时刻均为“负序定时限”保护动作,延时0.5 s(“负序定时限”保护整定延时为0.5 s)跳闸。

6)#2炉A排粉机电机接线盒内短路,其开关CT饱和,保护装置拒动,查阅保护动作记录也无“低电压跳闸”等出口信息,电机开关是怎样跳闸的呢?经查阅DCS事故追忆记录:短路发生后6 kV母线失电,锅炉MFT大联锁动作跳掉#2炉A排粉机电机开关。

4 事故分析及试验结果分析

4.1 事故分析

通过试验、检查,结合故障录波、事故追忆、DCS历史曲线、保护和自动装置的动作记录,对此次事故过程分析如下:2010年3月21日19:51分左右,#2炉A排粉机电机接线盒处A、B相由于绝缘包扎处磨破发生金属性短路,电机综合保护因CT饱和拒动,引起#2高厂变A分支速断保护动作,延时1.5 s出口跳闸,62A段失压,该段快切被速断保护闭锁。在短路发生后#2高厂变A分支速断延时1.5 s跳闸之前,2段6 k V母线上的电动机负序定时限保护均已启动,其延时0.5 s远小于厂变A分支速断延时1.5 s,先于分支速断跳闸。2台循环水泵电机跳闸后,引起#2机组“凝汽器真空低”保护出口,“热工保护”动作停机,发变组出口开关跳闸,主汽门关闭。

#1机组由于仅1台循环水泵运行,且#1、#2机组循环水进水母管联络门为全开状态,#1机凝汽器真空立即下降,引起#1机组“凝汽器真空低”保护出口,热工保护动作跳掉#1发变组出口开关,#1机组跳闸。

4.2 试验结果分析

此次发生在6 kV母线附近1台电动机接线上的两相短路,电机CT饱和引起保护拒动,造成事故扩大发展到2台机组跳闸,CT饱和是主要原因。为什么严格按照设计规程选型的电流互感器会出现饱和呢?

CT的额定准确限值系数KSSCN(如通常的10P20中的20)的概念是:参考文献[1-2]保护用电流互感器在额定频率、额定负荷和额定功率因数条件下,能满足复合误差要求的最大对称一次电流有效值IPSC(即额定准确限值一次电流)与额定一次电流IN之比,即:KSSCN=IPSC/IN。

当二次回路所带负载为额定负载SN,并且一次电流达额定电流的额定准确限值系数KSSCN倍时,CT铁芯处于极限饱和边缘,此时的二次回路极限电势E0等于回路极限电压降U0,即:

式中,ZN为额定二次负载阻抗;Z为CT内部阻抗;I2N为CT二次额定电流。

显然,CT的二次回路极限电势越高,则饱和特性越好,对避免二次电流的失真越有利。对于确定的CT来说,回路极限电势E0是个常数,但实际准确限值电流倍数KX却按反比规律随实际的二次回路阻抗ZX+Z变化,即:

伏安特性曲线中的拐点电压U拐的概念就是二次回路极限电压降U0,则实际准确限值电流倍数KX为:

从图3中看出A排粉机电机保护CT的拐点电压(1 A时对应的电压)U拐约21 V,假设二次回路阻抗ZX+Z为1Ω,则实际准确限值电流系数KX为4.2。即短路电流为4.2倍额定电流420 A的情况下,CT处于饱和的边缘。

从#2发变组保护屏故障录波及工控机历史记录来看:短路后,短路电流峰高值达15 000 A,而A排粉机电机CT变比100/5,其实际准确限值电流系数KX只有4.2,而短路电流是其额定电流的150倍,CT极度饱和,二次侧只能输出非常窄的尖顶波,间断的尖顶波在一个周期内的电流有效值很小,以致该电机保护装置拒动。

5 问题及整改措施

5.1 6 kV馈线出口短路电流特别大而CT变比过小的矛盾

实际厂用系统中各馈线出口短路电流特别大,而按负荷电流选择的CT变比过小,以致当厂用母线近区短路时CT极度饱和,保护拒动引起越级跳闸,使事故影响扩大(国内已多次发生高、低压厂用系统出口短路时因CT严重饱和,造成保护拒动的实例)。如此次6 kV电机电缆在接线盒处金属性短路,短路电流高达15 kA,而开关CT变比100/5,额定准确限值系数为20,短路电流倍数高达150倍,这使保护很难正确动作。

保护用CT无论电压等级高低,更换后必须做伏安特性试验。用伏安特性曲线上的拐点电压U拐除以5 A与额定二次阻抗的乘积所得的商与标称准确限值电流倍数相比较,是考核保护级CT抗饱和性能的直观方法。前者大则抗饱和特性符合要求,否则不合要求。用二次额定容量来表达这种考核方法更为方便,即:

式中KSSCN为额定准确限值电流系数;S为CT额定容量,单位为VA;U拐为伏安特性的拐点电压,一般为0.5 A或1 A时的电压,单位为V;I2N为CT二次额定电流,单位为A。

如实际二次回路阻抗与额定允许阻抗相差较大时,则实际的准确限值电流倍数KX与标称值不一样,KX计算方法见式(3),其值应大于实际一次线路可能出现的短路电流倍数,否则应采取以下措施加以改善,以保证在各种短路情况下,保护装置的可靠动作参考文献[3]。

1)保护用电流互感器,尽可能选用较大的变比、较大的额定准确限值倍数、较大的容量。

2)在标称准确限值电流倍数难以提高的前提下,为提高实际的准确限值电流倍数,应最大程度地减小CT二次负载,如增大二次回路电缆截面,缩短保护装置与CT的安装距离等。

金冠电厂对此次拒动排粉机开关保护CT进行了更换,变比由原100/5更换为300/5,彻底解决了保护拒动的隐患。

5.2 6 kV电动机“负序定时限”保护躲不过母线两相短路故障切除时间的问题

此次发生在一段6 kV母线所带电机电缆上的两相短路,其保护拒动却引起两段母线上大多数高压电动机跳闸,造成机组跳闸。电动机“负序定时限”保护先于高厂变分支电流速断动作是主要原因。高厂变分支电流速断保护因需要与母线上出线开关速断保护配合,其动作延时一般设定为1～1.5 s,而目前电动机“负序定时限”保护动作时限一般整定为0.5 s,为使其在母线及近区两相短路时不误动,势必要延长动作时限以躲过故障切除时间,会对电动机带来不利影响吗?

电动机中产生负序电流一般有两个原因:(1)电机自身的参数不对称。(2)所接电网参数不对称,电网不对称故障产生的负序电压在电动机中引起的负序电流随故障点的不同有很大不同。对于单元机组,当不对称短路发生在主变高压侧以外或发电机出口附近时,由于发变组保护会快速切除故障,对电动机不会造成较大危害;在电动机所在高压母线上或母线近区其它电机线路上发生两相短路时,在非故障的电机回路中会产生较大的负序电流,计算如下:设AB两相短路,短路点在母线上,忽略系统阻抗的影响,此时母线处各相电压为:Uc=E1,由对称分量法,求得此时的负序电压为:式中E1为系统电势,可认为E1=UN,且由于Z2=Zsc,因此在电动机回路产生的负序电流为:

式中Z2为电动机的负序阻抗、Zsc为电动机的短路阻抗、Ist为电动机的启动电流,由此可见,发生在电动机所在高压母线或附近的两相短路,流入非故障电机的负序电流接近正常启动电流Ist的一半。

延长电动机“负序定时限保护”动作时限后,如出现前述故障电机保护拒动,其上一级高压母线分支速断保护会以一定时限(1～1.5 s)动作切除故障,对电动机带来的影响是否在允许范围内呢?参考文献[4]电动机的(为以额定电流为基准的负序电流标么值;为电动机暂态耐负序电流能力)短时允许值尚无标准,保守的观点采用时继电器动作,在本次事故中两相短路状态下,电动机的负序电流约为正常启动电流的一半,即:I2=0.5×6In=3In,代入上式得:时保护动作即可;从负序电流对电动机的作用来说,系统负序电流不会在电机中引起高次谐波,由于转子对称,只产生负序转矩,使电机定子和转子电流增大。综上所述,高压母线上或母线近区其它电机线路上发生两相短路时,母线分支速断保护以1～1.5 s的延时动作切除故障,不会对电机产生较大危害。

因此,发生这种两相短路故障时,既然负序电流存在的时间不会对非故障电机产生较大危害,就不希望非故障的电机负序过流保护动作跳闸,以便电源自投后或故障支路切除后,正常的电动机能够自启动,保证机组继续运行,以减少事故影响造成的损失。如果因为高压母线上一个电动机回路故障而其它所有电动机都跳闸的话,保护就失去了选择性。因此,6 kV电动机的负序电流保护,动作时限应能躲过外部厂用电系统不对称短路的切除时间。

在电动机微机保护中,相间故障有差动、速断保护作为主保护快速动作,而对于断相故障,电流速断按躲过电动机的启动电流整定,断线时启动电流只有正常启动电流的0.866倍,所以不会动作,反时限过电流保护对电动机的严重过负荷状态有较好的保护性能,各个厂家以不同的保护算法来躲过电动机的启动过程,断线情况下启动时不会动作,电动机轻载运行中如果发生一相断线,其电流是电机正常空载电流的倍,此时也不会动作。所以,电动机在单相断线时其它保护均不会启动,而负序过流保护对这类断线故障反应比较灵敏,因此,电动机的负序过流保护实际上应是断相(线)等不对称故障的主保护,主要负责对电动机的本体发生的各种断相(线)、匝间及不对称故障进行保护,其动作时限满足电动机的短时允许值即可,不必考虑与其它保护的时限配合。

结合上述分析,参考文献[5]动作时间的整定应为:T2.OP=Top.max+Δt,其中,Top.max为切除区外高压厂用系统短路保护的最长动作时间;Δt为时间级差,取0.4 s,即负序定时限保护动作时间应躲过区外两相短路时电动机的反馈负序电流,并应与切除区外短路最长时间配合。这里取T2.OP=2 s,将6 k V母线上所有电动机负序定时限保护动作时间由原0.5 s改为2 s,以躲开母线及近区两相短路时分支速断动作时间。

6 结语

1)对继电保护和安全自动装置所使用的CT,除按设计规程严格选型外,在更换后及机组大修时,必须做伏安特性试验,得出拐点电压,用拐点电压计算出CT的实际准确限值系数,此系数大于CT铭牌上标注的额定准确限值系数时,CT饱和特性才符合要求,否则应采取措施加以改善。

2)火电机组6 kV电动机负序定时限保护普遍存在动作时限整定较小,在母线及母线近区两相短路时误动、使事故影响扩大的问题。应从保护机组安全运行的角度出发,根据电动机不对称故障时短时允许值,合理整定动作时限,使其躲过母线及近区两相短路时故障切除时间,以解决此种情况下的保护误动问题,进而提高机组安全运行水平。

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护规定汇编[G].2版.北京:中国电力出版社,2000.

[2]GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程[S].北京:中国国家标准化管理委员会,2006.

[3]DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定[S].北京:中国电力出版社,2005.

[4]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].2版.北京:中国电力出版社,2005.