一起线路事故跳闸导致的水电站机组停运事件分析

大唐甘肃发电有限公司碧口水力发电厂 袁建军

某日，电站A 1号机失磁保护动作事故停机，2号机过电压保护动作事故停机；造成电站B 3台机组甩负荷后运行于“频率模式”。经调查分析，事故原因为220kV 线路A A 相事故跳闸，而220kV 线路A 保护装置未启动，造成电站A、电站B 安全自动装置未收到保护切机信号，导致电站A 1号机、电站B 2号机保护切机未动作，最终导致地区孤网运行。

本文针对线路事故跳闸造成的地区孤网运行事件，分析地区水电机组保护、线路保护、机组励磁系统、安全自动装置的动作情况，对事故原因进行详细分析，判断机组保护、线路保护、机组励磁系统及安全自动装置动作的正确性。

1 事故前系统运行方式

电站A 运行方式为：1F（80MW）、2F（80MW）、4B、运行于220kV 线路1（有功167MW、电压233kV、电流498A、频率50.04Hz）；3F（80MW）运行于220kV 线路2（有功80MW、电压232kV、电流258A、频率50.05Hz），母联开关冷备用，1XF（5MW）、2XF（5MW）、4XF（1.5MW） 运行于35kV 母线，3XF（检修），54B 带6kV，63B 带0段、I 段、III 段，92B 带II 段。远切压板投1号机。

电站B 运行方式为：110kV 母线、110kV 线路1、110kV 线路2运行，1B、2B、3B 运行，1F、2F、3F 运行，总出力75MW；远切压板投2号机；f=50.07Hz，110kV 母线电压116kV；厂用11B 带400VI 段，13B 带400VIII 段，10B 停运。地区系统图如图1所示。

图1 地区系统图

2 事件发生详细过程及处置情况

2.1 事故发生时的现象

06时47分55秒，电站A 220kV 线路1频率上升至57Hz、电压246kV，1号机有功负荷由80MW降为零、无功由3MVar 降至-30MVar，转速上升、机端电压下降，10秒左右后转速、电压恢复正常；2号有功负荷由80MW降 至22MW、无功由1MVar 升至13.5MVar，机端电压下降、转速上升，10秒左右后恢复正常。电站B 3台机组总出力由75MW 降至-17.1MW 运行（导叶开度均为0），无功值在10～20MVar 摆动。两站机组调速器均自动切至“频率模式”运行。110kV 母线电压在107～120.6kV 之间摆动，频率显示在50～52Hz波动。220kV1母电压224kV，220kV 线路1电压227kV，有功19MW，无功-30MVar。

06时48分，1号小机过速140%动作，601开关跳闸，蝶阀全关，1号小机事故停机；2号小机过速140%动作，602开关跳闸，蝶阀全关，2号小机事故停机；4号小机过速115%动作，502开关跳闸，蝶阀全关，4号小机事故停机。

06时53分43.00秒，电站A 1号机组失磁保护动作，901开关跳闸，1号机FMK 跳闸，1号机事故停机，1号机过速限制器动作，动作前无功功率为-73MVar，动作前有功功率为-21.4MW；06时53分42.87秒，电站A 2号机组过电压保护动作，2202开关跳闸，902开关跳闸，2号机FMK 跳闸，2号机事故停机（转速最高至189转/分钟），2号机过速限制器动作，动作前无功功率为83MVar，动作前有功功率为29.9MW。220kV 线路1电压、频率显示为零。电站A UFV-2F 安全自动装置输出2（过频）红灯亮，动作指示灯、PT 断线红灯亮，220kV线路1UFX-902高频收发信机启动，RCS-923 A、B、C 三相过流动作指示灯亮，CSC-103 TV 断线告警，事故照明启动。

从监控调取的事件摘要如下：06时53分43.00秒，1号机组A 套保护失磁保护一段启动；06时53分43.00秒，1号机组A 套保护失磁保护二段启动；06时53分43.00秒，1号机组出口开关跳闸；06时53分43.00秒，1号机组灭磁开关跳闸；06时53分42.87秒，2号机组过电压保护启动；06时53分43.87秒，2号机组出口开关跳闸。

2.2 事故处置经过

事故发生后，电站A 运行人员在系统孤网运行状态下，未及时采取有效措施控制1、2机组抢有功、抢无功的异常情况。当1、2号机组事故停机发生时，电站A 运行人员立即对1、2号机的停机过程进行监视，立即倒厂用为93B 带全站。

电站B 与电站A 运行人互相通报事故信息后，电站B 运行人员立即按现场规程及调令断开该站1、2号机出口开关、3B 高压则开关，倒厂用至13B 带全厂。同时安排运行人员对机组保护、励磁、线路保护动作情况、开关变位情况等进行检查和数据记录。

事故处理告一段落后，立即向调度汇报事故前期处置情况及现象，并向调度询问得知220kV 线路A 的A 相事故跳闸、重合闸失败。

3 事故原因分析

电站A 机组失磁保护值单：静稳动作阻抗Z1A 3.45Ω、静稳动作阻抗Z1B -10.38Ω、异步动作阻抗Z2A-2.466Ω、异步动作阻抗Z2B -12.15Ω、机端低电压85V、系统低电压90V、励磁低电压103V、凸极功率81.22W、ULP 斜率0.24、延时t1 1.5s、延时t2 0.1s、延时t3 0.1s；电站A 机组过电压保护值单：过电压投退1、动作电压130V、延时时间0.3s。

事故发生后，检修及维护人员、二次专工及时查看保护动作信息和运行人员记录的现象及数据，对此次事故过程进行了详细分析。

220kV 线路A 发生事故跳闸前，电站A、电站B 各保护及安全自动装置装置运行正常，安全自动装置通讯通道均正常，两站机组切机连片均按规程规定投入。220kV 线路A 发生A 相事故跳闸时，220kV 变电站220kV 线路A 保护装置只发信号、保护未启动，造成电站A、电站B 安全自动装置未收到220kV 变电站的保护切机信号，从而导致电站A 和电站B 的保护切机均未动作。

根据省电力调度中心下发的地区电磁环网运行方式规定：主网电磁环网运行时，电站A 安全稳定装置的过频切机功能在三台机组运行时投入过频切机压板。而事故发生前1、2号机组送220kV 线路A 运行，3号机送220kV 线路B 运行，电站A 的机组不具备投入过频切机出口压板的条件。因此，220kV 线路A 事故跳闸时，电站A 的安全自动装置只有过频动作告警，过频切机不会动作切机。

220kV 线路A 事故跳闸时，电站A 的2台运行的大机组和电站B 的3台运行机组突然甩负荷，电站A 的3台小机过速停机。当机组甩负荷后，由于机组转速的迅速上升，调速器应迅速关闭导叶[2]，经短时间自动调整后再自动开导叶至空载，而电站B 的3台机组发生甩负荷后导叶未能自动打开，造成机组导叶全关、机组出口开关在合的电动机运行状态（调相），该运行状态下机组必然从电网吸收有功维持机组的异步运行，此时机组的振动和损耗都将突增。

现场运行规程规定，非调相机机组禁止调相运行，此时运行人员立即采取措施使机组脱离电动机运行状态。在孤网系统发生剧烈时，电站A 运行人员未对调速器运行模式进行控制，致使两台运行机组一直运行在频率模式，这是导致系统持续振荡的主要原因之一。因此，事故发生初期，电站B 运行人员按调令及时断开三台机组出口开关处置得当，而电站A 的运行人员处置不及时。

电站A 两台机组事故停机后，运行人员记录的相关监控数据如下：2号机事故停机前有功为29.9MW，导叶开度正常，事故停机时转速最高至189转/分钟；1号机事故停机前有功-21.4MW、导叶开度为0。技术人员对事故前后记录的机组有功及转速数据进行分析后得出如下结论：220kV 线路A 事故发生后，电站B 3台机组和电站A 2台机组脱离主系统、负荷剧减，导致机组频率上升，所有机组均切换为频率模式运行。电站B 3台机和电站A 2台机及地区电网部分负荷形成孤网运行。因安全自动装置未将电站A1号机组切除，使容量很小的地区孤网内存在两台大容量调频机组持续开展调频调压，导致孤网频率剧烈振荡，在2台机组带孤网运行45秒后，由于孤网未能维持稳定运行，最终使得机组过速限制器动作，但由于当时电站A1号机组导叶开度为0，因此对电站A1号机组的115%过速回路可能存在问题。

检查1号机组保护动作时现场记录的数据为：电站A1号机组失磁动作时机端电压降至67.479V（二次侧电压），角度为358°，定子电流升高至7.266A（二次侧电流），角度为108°，动作阻抗9.287Ω（定值10.38Ω），角度240°，动作阻抗在静稳圆内第三象限。检查保护动作前电站A 的机组有功及无功功率为：1号机有功降低至-21.4MW，无功降低至-73MVar。

据此分析1号机组失磁保护动作原因为：地区孤网运行初期，电站A 两台机大容量机组调频调压，产生明显地频率、电压振荡现象，机组间不断地抢有功、抢无功，而运行人员未及时采取措施。1号机组在电压振荡过程中，1号机组电气参数的突变导致失磁，造成1号机组稳定性破坏，当1号机组动作阻抗达到失磁保护动作定值时，失磁保护动作机组跳闸。可以初步判定1号机组励磁系统改造后参数设置存在问题。

检查电站A 2号机组保护动作时现场记录的数据为：2号机事故停机前，保护装置显示机端侧二次电压为131V，2号机组无功从5MVar 增至83MVar；机端电压由13.8kV 升至18.08kV，达到1.3倍的过电压动作值。

据此分析2号机组过电压保护动作的原因如下：由于孤网负荷轻、线路轻载，有功潮流接近于零，同时孤网中交流线路对地电容产生了一定的充电功率，若这些充电功率无法得到合理平衡，系统电压就会被抬高，导致孤网过电压。同时，电站A 的1号机失磁保护动作前的无功功率为-73MVar，06时48分17秒至6时53分50秒期间，1号机组励磁调节器欠励限制动作、复归6次，负载最小励磁电流限制动作1次。电站A 1、2号机的无功变化与事故初期相比，变化幅度很大，明显出现互抢无功现象，也是导致2号机组过电压的原因。对比2号机组保护的定值可以发现2号机组过电压保护正确动作。1号机组欠励限制动作复归过6次，这也证明了1号机组励磁调节器欠励限制在孤网运行时未能有效参与调节。

220kV 线路A 事故跳闸、重合闸失败导致碧口地区电网电压、频率波动（频率最高上升至57Hz），受系统冲击影响电站A 的35kV 系统电压、频率波动较大，导致1号小机、2号小机、4号小机机组过速保护动作，机组过流保护动作，3台机组水机保护正确动作。由于1号小机调速器运行工况较差，导致1号小机在事故解列后，机组过速140%保护动作。

综上，对整个事故经过进行分析发现：在电网事故解列后地区孤网运行，系统发生振荡，电站A运行人员未能及时采取措施控制机组有功波动。当1、2号机组发生抢无功信号、机组励磁装置明显异常运行时，运行人员未能及时采取手动切机措施。从电站A 运行人员处理事故的过程分析，可以反映运行人员对事故原因判断不准确、处理不果断、处置能力欠缺。

因此，在今后的工作中必须加强运行人员业务技能的培训，做好事故演练总结工作，以便使运行人员遇到突发事故时能够正确果断地应对和处置。220kV 线路A 事故跳闸后，电站A 的1、2号机组励磁系统出现抢无功的异常运行状态，表明励磁系统改造后把关不严、验收不到位，需对机组励磁系统参数进行全面检查、优化调整和系统试验，确保相关事故发生时励磁系统能正常调节。电站A 没有专用的机组故障录波器，且机组的模拟量及开关量也未接入现有的线路故障录波器，影响了事故的全面及时分析。