某海外电站一起全厂失电事故分析

赵作起，唐 炜

（1.中国电建集团海外投资公司，北京 100000；2.中国电建集团甘肃能源公司，甘肃 兰州 730000）

0 引言

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的第二十三条明确提出防止全厂停电事故，由于全厂失电原因较多，例如人为操作、保护误动、设备故障及自然灾害等，因此对于防止和应对全厂失电事故有着严格的要求，必须系统地分析。一旦出现这种事故，电站必须立即启动应急预案，第一时间处理，及时、准确判断事故原因，按照电站《运行规程》和《应急预案》正确处理，避免事故扩大，保证设备安全。此次事故分析、处理措施，对降低海外电站同类事故发生概率有着重要的作用，值得推广研究。

1 事故前的设备状态简介

海外某电站设计装机2×115 MW凝汽式汽轮发电机组，2×450t/h的循环流化床锅炉，电站经150 kV双回线连接到距离电站22.4km的P-B变电站，电站电气一次系统如图1所示。故障前两台机组保持长周期连续运行，设备状态良好。

图1 某电站电气一次系统图

#1、2机组正常运行，按调度要求各带负荷94 MW。#1、#2主变，#1、#2高厂变运行，#0启/备变备用，6 kV母线1A、1B、2A、2B、6 kV备用段母线运行，#1、2机组主辅机均正常运行。

#1、#2机交，直流润滑油泵及顶轴油泵备用[1]。#1、#2柴油发电机备用，150 kV出线双母线并列运行，A电站通过150kV双回线经P-B变电站向电网正常供电。

2 事故发生时现象及处置过程

2022年5月20日08：23：59，#1发电机负荷由94 MW突降至25 MW，#1汽轮机转速瞬间升至3 136 r/min；#2发电机负荷由94 MW突降至11 MW，#2汽轮机转速瞬间升至3 134 r/min。#1、2机组OPC保护均动作。OPC反复动作、复位。#1机组负荷在51～8.6 MW之间波动，锅炉侧主蒸汽压力快速升至10.66 MPa，PCV

阀动作；#2机组负荷在41～4.8 MW之间波动，主蒸汽压

力快速升至10.63 MPa，手动开启对空排气阀泄压。

08：25：54 #2汽轮机跳闸，ETS发轴向位移大保护。#2发电机跳闸，#2锅炉MFT动作。

08：26：51 #1机组跳闸，ETS发“发电机故障”保护动作信号，锅炉BT动作，全厂失电。

08：26：51 #1、2机直流润滑油泵联启正常。

08：26：57 #1柴油发电机联锁启动，#1机保安PCA、B段带电正常。

08：27：01 #2柴油发电机联锁启动，#2机保安PCA、B段带电正常。

08：27 检查事故照明切换正常。

检查150 kV、厂用6 kV及380 V各厂用段母线全部失电。手动断开150 kV母线、#1和#2号机组150 kV侧开关、6 kV母线工作电源、备用电源及400 V各开关，复位各跳闸转机。密闭#1、#2锅炉炉膛。

08：32 #2汽轮机破坏真空。08：45 #2汽轮机真空至零，停轴封。

08：33 #1汽轮机破坏真空。08：37 #1汽轮机真空至零，停轴封。

08：47厂用电源进行切换操作，由临时调试变向6 kV备用段供电。

09：01调度通知P-B变电站故障点切除，150 kV母线可以送电。

09：03#1、2汽轮机转速至零，盘车装置投入运行。

09：14 150kV母线送电正常。

10：10 #1、2主变送电，主变通过#1、2厂高变降压倒送至6kV厂用母线。

至此#1、#2汽轮机组安全停运。

厂用电失电约49 min，其间循环水泵、开式水、闭式水、凝结水泵、给水泵等重要辅机因失电，无法启动，锅炉供水中断；汽机凝汽器循环冷却水中断。各辅助设备冷却水中断，全厂仪用、厂用压缩空气中断。

3 事故原因分析

事故发生后当班值长立即与电网调度联系，经过核实：2022年5月20日08：24，市区Peka变电站至P-B变电站线路故障，导致P-B变电站150 kV输电线路跳闸。P-B变电站无电力输出后引起本电站#1、2机组跳闸，造成本电站GIS升压站150 kV两条母线失电，而#0启动/备用变压器高压侧接自本站150 kV母线，所以，电网事故造成了本电站全厂失电事故。

4 全厂失电事故造成的影响

全厂失电后锅炉进行密闭、闷炉，5月21日16：30开启#1、#2锅炉烟气挡板进行自然通风冷却，汽包壁温差控制在30℃范围内。5月22日12：23#1机排汽室温度降至50℃，启动#2海水循环冷却水泵，凝汽器恢复通水，恢复开式水、闭式水系统，并启动空压机运行，锅炉输灰系统投入运行。14：27启动一台引风机进行通风冷却，15：32启动#1锅炉高压流化风机、引风机、一次风机及二次风机进行强制冷却，其间启动冷渣器进行锅炉排渣。

5月23日07：23停运#1锅炉高压流化风机、引风机、一次风机及二次风机，汽包壁温差最大40℃，未超过规定值（≯50℃），壁温差可控。

5月23日12：55启动#1机凝结水泵、给水泵通过锅炉主给水调节阀向#1锅炉缓慢上水，上水速度控制不超过30 t/h，进行小流量补水。其间汽包壁温差最大42℃，21：30#1锅炉汽包水位上升至正常点火水位。

为了防止锅炉汽包壁温差超限，运行人员不断摸索，在机组停运32 h后（汽包壁温度降至150℃以下），逐步开启#1、#2锅炉烟气挡板进行自然通风冷却，52 h后恢复全厂循环冷却水系统、空压机系统，54 h后启动风机进行锅炉强制冷却，76 h后启动凝结水泵、给水泵进行锅炉缓慢上水（控制汽包壁温差最大不超过42℃，锅炉上水用时8.5 h）。90 h后#1锅炉点火，97 h#1机组与系统并列，113h后#2锅炉点火，125 h#2机组与系统并列。

5月23日21：35启动#1锅炉高压流化风机、引风机、一次风机及二次风机，22：17投入#1锅炉A侧床下油枪，22：50投入#1锅炉B侧床下油枪，调整A、B侧点火风道温度正常，控制不超过900℃，以防烧损点火风道。

5月24日03：05#1锅炉连续投煤，04：58#1汽轮机开始冲转，05：52#1汽轮机转速到达3 000 r/min，05：58#1机组与系统并列，06：42#1机组负荷加至35 MW，15：14#1机组负荷加至55 MW。

#2机组的启动条件要比#1机组好得多，#1机组并网带负荷后抽汽可以供辅汽，可以投入除氧器加热。其余操作按正常启动要求进行。

本次全厂失电事件，造成#1机组停运97 h，#2机组停运125 h，造成电费收入减少。由于月度发电量计划未完成，还将受到电网公司处罚，并且停机期间启/备变产生电网购电费用，共计100多万美元。事件给电站主要设备带来极大考验，一旦处置不当就会造成更大经济损失。该国另外一个电站（简称HD电站）在处理同类事件时，处置不当，发生了两台机组汽轮机断油烧瓦的重大事故，造成重大经济损失和恶劣社会影响[2]。HD电站在处理此类事件时，未严格遵守电站《运行规程》和设备使用说明书的规定，强行向锅炉汽包补水，造成水冷壁管急剧冷却，产生扭曲变形，构成严重安全隐患，不得不进行大面积更换水冷壁，造成重大经济损失和恶劣社会影响。

5 处理全厂失电事故应当改进的措施

首先，全厂失电后生产人员正确处置，确保设备安全停运是首要任务。其次，生产人员应当认真研究这种特殊情况下保证设备安全冷却的问题，必须严格遵守各电站制定的《运行规程》和设备使用说明书相关规定，防止降温过快、温差过大或急剧冷却，造成金属设备热应力超限，产生永久变形、损坏。再次，生产人员应当研究设备、系统安全启动至重新并网运行的相关措施。自始至终，现场生产人员必须坚持保证“设备安全”的原则。结合电站实际情况，重点研究了以下几个问题。

5.1 处理原则及要点

（1）首要任务是保证设备安全。值长应安排人员第一时间查明事故原因、影响范围，初步判断恢复供电的时间。如果电网故障短时无法恢复供电，则安排各主、辅设备安全停运。如果短时间能够恢复供电，应当考虑第一时间恢复供电，并且安排锅炉专业尽可能减少排水、排汽损失，根据汽包水位情况进行“叫水”操作，综合判断是否符合补水条件，以便恢复供电后尽快进行锅炉补水。应尽最大可能保证一台机组尽快具备点火启动条件。

（2）事故处理过程应当严格遵守各电站《运行规程》的相关规定，迅速查明原因，正确判断事故性质、影响范围，采取有效措施控制事态发展，严防事故扩大。要全力保证“保安段母线”运行正常，直流系统、UPS系统、热控电源（尤其DCS系统）等事故影响范围以外的设备、系统必须保证正常运行。

（3）保安段工作电源失电后，柴油发电机应当联锁启动，向保安全段母线供电，以保证保安段各负荷正常供电。此时，值长应当安排人员加强柴油发电机的检查，并通知检修人员进行检查、维护，确保其可靠运行。如果发生柴油发电机故障报警或跳闸，应当立即通知检修人员处理，设法尽快恢复运行，必要时可切换到“就地”运行方式。

5.2 处置过程中存在的问题

①电源方面：启/备变接自150 kV母线，如果150 kV母线失电，则全厂失电；目前的保安电源每台机组设两段母线，正常由400 V工作PC段母线分别供电，每台机组设一台柴油发电机组作为保安段的备用电源。若发生全厂失电情况，400 V保安段母线工作电源失电，柴油发电机组联锁启动，向400 V保安全段母线供电。若柴油发电机故障，则400 V保安段母线也将失电，其后果将非常严重。②汽源（热源）方面：汽轮机跳闸后，轴封汽源可由主汽减压后供汽，但除氧器无加热汽源。本项目没有启动锅炉，也没有其他厂站供汽，这种情况下全厂没有热源。在机组冷却和准备点火启动阶段仍面临锅炉补水无法加热，只能缓慢补水、延长启动时间的问题[3]。③FCB功能：调试时未完成此项试验。

5.3 针对全厂失电事故应当进一步完善的措施

（1）电源方面：如果将现有启/备变的高压侧电源改接到市电150 kV电网系统，只要其电网能够满足其容量、可靠性等要求，即便电站内的150 kV母线失电，启/备变也可以保持带电，不会造成厂用电失电，可以深入研究这种方式的可行性。

关于保安电源进一步完善的思路：鉴于目前400 V保安段的供电方式，一旦发生全厂失电，柴油发电机将自动联锁启动向本机400 V保安段母线供电。电源比较单一，就现场实际情况来看，柴油发电机组发电故障的概率仍然存在，如果出现这种情况，对应机组的400 V保安段母线也将失电，所有保安段母线的负荷失电，将造成极大影响。为了有效规避这种风险，曾考虑增加一台备用柴油发电机组，作为两台机组400 V保安段母线的备用电源。这个方案投资较大、有一定施工难度。经专业人员核算单台柴油发电机组能够满足两台机组400 V保安段母线负荷供电需要，若将#1、#2机组的柴油发电机组进行互连互备改造，现场改动工作量较小、设备变动较小、投入较小，能够增加400 V保安段母线的供电可靠性。这套设备只在一台柴油发电机故障无法投入运行时，由运行人员手动投入，由运行中的柴油发电机向两台机的400 V保安段母线供电，以确保400 V保安段母线所带负荷不会发生失电，真正达到保证设备安全的目标。

（2）汽源（热源）方面：全厂失电后，若短时间无法恢复供电，汽包严重缺水，由于汽包金属壁温度较高且下降速度较慢，即便恢复后将省煤器、除氧器内热水送入锅炉汽包，后续供水也是无法加热的冷水。对于除氧器、省煤器等容器也存在温差较大的风险，必须严格控制补水速度，延长启动时间。如果有启动锅炉或其他辅助汽源，能够对除氧器内的补水进行加热，将补水温度加热到100℃左右，必然会大大减小温差问题，加快机组启动的速度。以上情况需要在150kV母线送电正常，给水泵及各冷却水泵能够启动的情况下进行[4]。

（3）FCB功能需要调研。电网公司要求电站应具备FCB功能，但据了解，国外电站具备FCB功能的机组很少，有的未设计FCB功能，有的设计了此功能但并未调试或未投用。若要实现机组FCB功能，发电机的励磁调节系统、汽轮机调速系统、汽机高压旁路系统、锅炉汽包水位调节系统、RB功能等必须在机组负荷由100%突降至10%以下的特殊方式下，能够保持机组平稳运行，不仅要求热工逻辑、电气保护要设置合理，还要求运行人员经验丰富、熟练掌握《运行规程》有关事故处理的相关规定，具备正确处理突发事故的能力。

6 结语

通过对海外某电站发生的一起全厂失电事故的分析，研究、探索了此类事故对电站造成的影响、处理过程中应当注意的事项、处理过程中应当把握的原则。但由于目前海外网架结构参差不齐，存在的等级、容量的电站设备配置、设计、安装情况各不相同，以及海外工作人员技术力量薄弱，并且各个国家电网安全情况也不相同，在处理全厂失电事故时，各电站所采取的措施也会有差异，因此在后续的工作中还需加强技术培训，从而准确地判断事故原因，按照《运行规程》和《应急预案》相关规定进行处置，将事故危害降至最低。