火电厂电机接地故障引发全厂停电实例分析及措施

国家电投集团中电投电力工程有限公司 李天鹏

1 事件概况

2019年9 月间某火电厂6kV 输煤B 段皮带电机出现永久性接地故障，造成#1机组6kV-1A 段失电、锅炉燃烧失稳，导致#1机组跳闸。主要原因如下：错误设定电机开关零序保护定值，产生保护越级跳闸；错误整定输煤6kV 电源馈线开关零序保护，再次出现保护越级，造成高厂变低压分支零序保护动作跳闸；错误设置厂用电快切装置，未闭锁快切，造成启备变低压快切开关出现永久故障；启备变低压侧A/B 分支中性点接地电阻箱与中性点的一次连接电缆接反，导致启备变出现保护动作，高压侧开关出现跳闸、#1机组6kV-1A 段失电、锅炉燃烧失稳，#1机组跳闸。

该电厂循环水泵出口阀门由于错误设置热控逻辑，在#1机组6kV-1A 段失电后，#2机组循环水泵出口阀门的动力电源也出现短时失电故障，导致循环水泵出口阀门关闭，循环水泵跳闸，#2机凝汽器真空下降，手动打闸停机。至此电厂两台机组全部停机，导致全厂停电事件发生。该电厂值班人员处理全厂停电事故过程中，在未查明输煤皮带电机接地故障前，相关值班员错误地向总调度员报告信息，导致启备变复电后，未经修复的皮带电机在启动时再次故障，使启备变再次跳闸。

2 事件暴露问题

此次事件发生后，经事故调查组清查统计，该电厂自2019年1月首台机组投产以来，已发生7台·次非停事件，结合本次全厂停电事件，暴露出以下主要问题：

施工及监管力度不足。在火电厂的基建阶段缺乏有效的质量监管。停电事件发生后，经事故调查组检查发现，承建项目的施工单位电缆接线人员未按照变压器厂接线蓝图进行作业，误将#1机组启备变低压侧A/B 分支中性点接地电阻箱与中性点的一次连接电缆接反。分项工程验收前施工单位三级质检未发现此问题，监理单位验收时亦未发现即在分项工程验收单上签字。同时，火电厂调试单位及生产运行单位在分部试运、整套启动试运阶段也未能发现施工接线错误问题，扩大了事故的影响范围。

各级审核把关不严。在火电厂调试阶段，调试单位、运行班组未能严格审核各项调试工作项目及完成质量，出现了大量的遗留问题，降低了项目后续运行的稳定性。生产单位将6kV 输煤1路电源开关与2路电源开关的零序I 段保护定值整定错误，且未设置高厂变低压侧零序I 段动作闭锁快切装置功能。各级质检人员、技术主管审核把关时未发现继电保护定值整定的计算问题，再次扩大了事故的影响范围。此外，错误设置循环水泵液控阀门设备的部分功能，各级人员在验收检查、单体调试中均未发现此问题，导致#2机组跳闸，事故全面扩大。

运行管理有待改善。电厂在生产运行管理过程中存在诸多问题：缺乏完善的生产管理制度。结合该电厂投产后发生的非停事件，均为事故发生后以打补丁的方式补充相应的制度规定、技术措施；运行、检修人员技能水平有待提升。此前因一线操作人员专业技能水平不足引发的机组跳闸事故接连发生时，就应加大对运行、检修人员的培训力度，提升专业技能水平，避免事故再次发生；应急处置能力不足。在事故处理阶段，个别工作人员没有依照相关规定准确、及时地上报事故现场信息，在一定程度上误导了值班调度员的决策。

3 事件反思及修正措施

结合此次全厂停电事件，相关电厂运行维护部门及基建单位都应认真组织学习，深刻汲取教训，以点带面，开展安全隐患排查、质量隐患清查，避免发生同类事件。要切实从人员配置、技能培训、制度健全、设备维护等方面加强电厂管理，不断提高专业人员技术管理水平，保障电厂电力系统长期安全稳定运行。火电厂的各级调试、检修、运行人员应加大对并网后的主动安全管理，积极将管理进度向上级监管单位、当地电网公司汇报，定期或不定期地开展电厂各管理部门的现场考查，及时发现相关问题并督促进行有效整改。结合各电厂实际运行情况，具体从以下方面着手。

3.1 坚持日常化巡视

梳理近三年来新投产的电厂，严格核查调试、基建遗留问题，尤其对于事故频发电厂的施工单位所承建的新建、在建、投产工程，全面、细致地核查是否存在类似缺陷，杜绝相关事故的再次发生。同时各电厂应仔细排查相同供应商提供的循环水泵液控阀门，检验产品质量，及时消除相应缺陷。清查各电厂启备变、高厂变、蓄电池、互感器的运转情况，按照《电气装置安装工程质量检验及评定规程 第3部分 电力变压器》中验收条款要求，具体评估电力变压器运行稳定性，确保变压器、蓄电池、厂用电配电装置安装、运行、维护符合行业规范要求；定期开展内阻测试、蓄电池核容、保护定检等工作，对于发现及潜在的问题及时进行整改[1]。

火电厂电气设备运行受到季节性、人为因素的影响会出现各类故障问题，降低线路运转的稳定性和安全性。因此，将巡视工作日常化能有效降低相关故障发生的概率，巡视工作应包括定期巡视、监查巡视，还要做好充分的特殊巡视、夜间巡视以及事故巡视。根据电厂电气设备的实际运行状况，采取对应的巡视方案、应急预案。与此同时，还应积极引入信息化科技手段进行巡视工作，比如借助先进设备检查装置进行高效的电力输送运行检测。

3.2 开展定制化管理

对于此次事件所暴露出的相关问题，各在建项目建设单位、已投产项目生产单位应积极部署，在基建及运营期间的定值管理方面应至少做到以下几点：首先，组织各参建单位的相应技术人员再次核查，梳理电气、热控专业保护定值，对于出现的多个版本应及时进行收集、统一更新，将审批完成的最新版定值清单由专人予以分发并专人接收管理；其次，为有效避免错误设定保护定值，应将保护装置的各类定值进行充分验算、模拟组态，校验无误后整理并汇总成清单，由各保护装置的管理方进行签字确认；再次，设置专业岗位管理定值的保护投退、逻辑修改及变更，严格依照相应审批手续开展保护定值的变更工作；最后，设置专业小组进行定向专业管理，明确各岗位的具体责任人，对保护投退、逻辑、定值等状态严格核查验证[2]。

3.3 引入智能化保护系统

后备防护技术主要为火电厂的电气系统变压装置提供零序保护、过负荷保护、过电流保护等功能。零序保护功能适用于火电厂的配电系统变压装置超过110kVA 时,主变零序电流、间隙零序电流以及主变零序电压等参数的系统性保护。结合配电设备的不同接地方式，如经间隙接地、不接地以及直接接地方式设置相应的配电系统变压保护功能；过负荷保护功能需要借助一项电流发布预警信号，启动风扇冷却器，最终借助调压有载闭锁，并以最大相电流为触发性信号，实现相应的后备保护功能；过电流保护功能主要用于外部故障导致的绕组过电流的现象，借助安装复合电压的闭锁装置能够依照过电压与正常低电压判定系统故障原因。复合电压闭锁保护比低电压启动具备更强的灵敏性，根据额定电压的0.08～0.16倍开展整定作业。依照传统保护模式应设置负序电压以及低电压继电器，同时安装过电压继电器用来确保复合性电压闭锁装置能够及时实现自身功能。

综合智能保护系统为火电厂配电装置的保护提供了智能化的控制与管理；当电厂的配电变压装置出现故障时，综合智能保护系统能够迅速开启针对性的保护动作，防止配电变压器的相关设备受到损坏，导致大面积停电事故发生。综合智能保护系统使用微机控制软件为火电厂配电系统的各设备提供相对独立的微机防护。借助比率差动公平变换量原件灵敏的检测配电变压设备的内部电流故障情况。

微机控制系统作为综合智能保护系统的主要防护功能，可及时检测出配电变压设备的故障参数并进行针对性的处理，有效清除故障产生的诱因。只有在综合智能保护系统防护失败后，才会启用相应的后备防护功能。在综合智能保护系统微机控制的实际运行期间，借助类似于差动保护的硬件线路对设备的电流传感器使用Y 形接线，其后借助微机控制软件自动完成对电流变动值的补偿系数，进而对配电变压装置所在线路进行针对性的运营维护、调校和修复。

3.4 以点带面延展化维护工作

对于皮带电机的永久性绝缘故障问题，应在电气设备安装完毕后，及时检测电气设备的对地绝缘以及电缆的绝缘并将检测结果记录在案。在电气设备试运前，应确保所有测试设备的绝缘性符合规范要求。

火电厂的相关技术人员应严格验证闭锁切换快切装置的常用、备用、应急保安电源的供电可靠性。与此同时必须开展带负荷切换试验，检验电厂全部双电源切换装置；为避免因直流接地问题引发相应故障，应保证电厂的室外重要的端子箱（直流供电）配有加热除湿装置。为更好地核查电厂的接线工作，应对所有电缆悬挂标示牌或接线号头，并为电气设备粘贴标签或标识牌[3]。

火电厂的生产运行部门应完善DCS 电源柜、热控电源柜的备用保安电源；检查相关保护定值，重新模拟故障进行电气保护装置跳闸试验，检测各电路保护装置可靠稳定投用；核验液控阀门电动装置的电源切换功能，确保功能正常，以此保障电气设备的稳定安全运行。

维护与检修单位应全面核查火电厂电气设备的保护逻辑并记录在案，全面检验电厂重要节点的线路接线方式，落实电气设备的制度化运行维护管理工作；提升设备故障的处理效率，及时发现电厂电气设备的具体故障问题，迅速开展故障分析以及处理，及时梳理经验教训，做好经验反馈的总结整理。

综上，通过电厂巡视工作日常化、管理工作定制化、保护系统智能化、维护工作延展化，必将提升故障排查力度、提高故障处理效率，降低电气设备故障率、增强电气系统平稳运行质量，保障电力系统长期安全稳定运行。