大唐南京电厂故障初步原因分析0522上报.docx
《大唐南京电厂故障初步原因分析0522上报.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《大唐南京电厂故障初步原因分析0522上报.docx（22页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
大唐南京电厂故障初步原因分析0522上报
大唐南京1、2号机组、华润南京4号机组
5月15日跳闸初步原因分析
方天公司
一、基本情况
2014年5月15日21时2８分9秒左右，大唐南京发电厂二台660MW机组零功率保护动作跳机，查DCS及电气保护装置记录：
机组零功率保护动作，同时全燃料消失保护动作启动锅炉MFT。
另外，华润南京电厂4号机组（300MW）同时跳闸。
据了解，2014年5月15日21时28分5秒854毫秒，大唐南京电厂对侧220kV苏庄变电站庄牵4Y26线发生B相电缆接地故障（如下图所示），21时28分5秒882毫秒（约30ms后），各电气量恢复正常。
21时28分6秒014毫秒（约130ms后），故障发展为三相短路故障。
大唐南京电厂侧线路二次相电压突降至26V左右，线路二次三相电流由0.185A突增至0.85A左右，且零序电压和零序电流基本为0，21时28分6秒334毫秒（三相故障持续时间约320ms后），故障电流切除。
从单相接地故障发生至三相故障切除，整个过程持续480ms。
二、大唐南京机组跳闸情况初步分析
大唐南京故障前1号机组负荷569MW、2号机组负荷535MW；三相故障过程中，因系统电压跌落导致触发给煤机跳闸信号，锅炉全燃料中断；三相故障切除后，机组负荷发生大幅波动，调门快控功能（KU）动作，机组零功率切机保护启动延时100ms动作，汽机跳闸，锅炉跳闸，详见附件一。
三、华润南京4号机组跳机情况分析
故障前华润南京4号机组负荷285MW，调门顺序阀方式，系统故障情况时，400V母线电压跌落，此时触发给全部煤机跳闸信号，同时安全油压低触发汽机跳闸，触发MFT并发信给发变组保护，程序逆功率保护条件未满足，运行人员手动分开关，手动跳闸发电机，详见附件二。
四、暴露出问题及下一步措施
在此次故障中，大唐南京电厂两台机组由于外部故障引发：
1）给煤机跳闸信号触发锅炉全燃料中断信号；2）机组功率大幅波动触发调门快控功能（KU）动作，引发机组零功率保护切机；两方面原因均触发了机组跳闸。
华润南京4号机组由于外部故障引发：
1）触发全部给煤机跳闸信号；2）汽轮机安全油压AST电磁阀电压低导致安全油压低跳闸。
虽然是外部故障引发的，但电厂端也暴露出一些问题，有些还是机组的共性问题，需要进一步加以重视。
1）优化发电厂锅炉给煤机控制回路的控制电源，有条件改为UPS或直流电源控制。
2）机组给煤机的低压变频器不具备低电压和高电压穿越能力（现有的一类辅机高低电压穿越能力标准讨论稿称：
电压低到20%UN，运行0.5s，低到60%UN，运行5s，低到90%UN时长期运行，高电压130%UN运行0.5s），是电厂安全运行的隐患，应积极落实整改，确保机组一类辅机具有高电压、低电压穿越能力，并根据一类辅机设备能力、电网安全运行要求、变频器安全经济能效比等因素，对低电压保护定值进行梳理。
3）华润南京的逆功率保护定值有待进一步优化。
根据省调的安排，要求各相关电厂上报涉网定值进行审核，华润南京尚未上报，正在落实当中。
应根据调度文件要求，梳理、核算各电厂的涉网保护定值。
4）机组低压厂用系统的故障录波功能缺失，机组DCS系统的历史数据记录数据不全，且受采样周期限制出现故障后无法追溯。
线路故障录波器、机组故障录波器、发变组保护、DCS等装置时钟不统一。
低压厂用系统应有一般的故障录波或事件记录功能。
应完善DCS系统历史数据记录，并丰富记录追溯功能。
应积极采用GPS同步时钟，确保故障分析时序对应关系正确。
5）目前国内多数电厂在电气侧选用的功率变送器为国产三相三线制功率变送器，响应事件一般为250ms左右，测量稳态功率信号时，不存在任何问题；但是当功率突变时，由于响应能力的制约，其输出就可能会产生信号畸变。
对于T3000DEH系统，建议改用动态特性更为可靠的功率变送器，同时建议对大唐南京送至DEH的三个功率变送器的特性进行进一步的试验分析。
6）在采用T3000控制系统的前提下，进一步对大唐南京的电气“零功率切机保护”与热工系统的调节特性之间的配合与逻辑关系进行分析与优化。
附件一：
大唐南京1、2号机组跳机情况
从机组事故SOE图形分析：
1号机组21时28分8秒661毫秒发生全燃料丢失动作信号，9秒025毫秒发生汽机跳闸信号，9秒172毫秒发生锅炉MFT动作信号。
2号机组21时28分8秒290毫秒发生全燃料丢失动作信号，8秒799毫秒发生锅炉MFT动作信号，21时28分8秒819毫秒，零功率切机信号启动，8秒846毫秒发生汽机跳闸信号。
在整个过程中，发电机单相电压的最大变化幅度超过27V，主变单相电压的最大变化幅度超过40V。
发电机机端电流最高达到8.8A（额定电流4.23A），超过2倍额定电流。
三相短路故障切除后约2.46s，发电机功率突降至3MW，21时28分8秒819毫秒，2号机组零功率切机信号启动，约21时28分8秒900毫秒，2号机组零功率切机装置动作，机组全停。
1、系统三相故障时，系统电压大幅降低（UN为57.7V，二次相电压约26V左右），厂变高压侧电压（等于机端电压）二次相电压也降低至36V左右，厂用电电压随之下降，2台机组厂用给煤机变频器均因低电压停运。
2、给煤机跳闸触发燃料中断信号，导致锅炉MFT。
给煤机变频器控制回路电源为三相交流电压，电源由一个变比为380V:
110V的稳压变提供。
当系统发生三相故障时，因发电机电压降到62%的额定电压，380V电压降至236V，致使给煤机变频器控制回路中的1ZJ继电器线圈电压降至67V以下（回路压降5%），已低于1ZJ继电器动作返回值（70.2V），其结果是变频器发给煤机停运信号，五台运行中的给煤机同时发停运信号，致使燃料消失保护动作启动锅炉MFT，根据正常炉-机-电跳闸动作逻辑为：
锅炉MFT动作之后启动汽机跳闸，汽机跳闸动作之后，电气逆功率保护动作全停。
3、2号机组在锅炉MFT触发炉跳机过程中，因电气“零功率切机保护”条件满足，触发了发变组保护动作跳闸，同时汽轮机跳闸（见附图二）。
“零功率切机保护”切机分析详见附件三。
附图一：
DCS动作时序图
附图二：
1）1号机组SOE动作记录图
2）2号机组SOE动作记录图
附图三：
线路保护录波图
附图四：
给煤机原理图
附图五：
零功率录波图
附件二：
华润南京4号机组动作时序及厂用母线电压图
结合SOE及开关量事件历史记录，机组跳闸过程如下：
21:
28:
06:
423~426：
A、B、C、D、E给煤机跳闸信号发出
21:
28:
07:
038：
三只AST油压低信号均发出，表示安全油压已泄。
21:
28:
07:
039：
汽机已跳闸信号发出
21:
28:
07:
040：
再热主汽门开状态消失，表示再热主汽门已开始关闭。
21:
28:
07:
169：
左右高压主汽门已关闭
21:
28:
07:
187：
汽机跳闸首跳MFT信号发出
21:
28:
07:
189：
MFT发生
21:
28:
53:
535：
发变组开关跳闸
附件三：
零功率切机（发电机正向功率突降切机）保护动作分析
1、零功率切机保护动作分析
（１）装置简介
大唐南京发电厂零功率保护装置型号为RCS-985UP，厂家为南京南瑞继保电气有限公司。
零功率保护装置是在大唐集团公司安生〈2011〉38号文《关于防止汽轮机损坏的反事故措施的实施意见》下发后安装的，装置于2011年7月投入信号运行，2011年8月投跳闸运行。
（２）保护逻辑
RCS-985UP零功率保护的保护逻辑如下图所示：
RCS-985UP保护逻辑图
（３）保护判据介绍
逻辑判据分成启动判据、动作判据、闭锁条件三部分，说明如下：
启动逻辑如下图所示：
当发电机功率大于保护投入功率定值时，保护功能投入；启动判据由电压突增判据和频率突增判据构成。
动作逻辑如下图所示：
动作判据由低功率判据、电流突降判据和低电流判据构成。
闭锁逻辑如下图所示：
闭锁判据由低电压判据和负序过电压判据构成。
（４）定值清单
大唐南京发电厂RCS-985UP零功率保护定值如下表所示：
序号
定值名称
整定值
1
保护投入功率定值
25%PN
2
主变高压侧正序电压突增定值
2.29V
3
发电机机端正序电压突增定值
2.12V
4
发电机频率突增定值
0.28Hz/s
5
发电机频率定值
50.56Hz
6
正向低功率定值
12%PN
7
主变高压侧正序电流突降定值
0.11A
8
发电机机端低电流定值
1.06A
9
正序电压闭锁定值
49.07V
10
负序电压闭锁定值
3.5V
11
零功率1时限延时定值
0.1s
12
零功率2时限延时定值
0.1s
13
零功率1时限跳闸矩阵
1001（信号）
14
零功率2时限跳闸矩阵
10BF（停机）
（５）动作行为分析
启动判据分析
装置启动前，机组负荷约为44.3%Pn，大于保护投入功率定值（25%Pn），保护功能投入。
装置启动时机组频率曲线如下图所示：
在0.06s时，机组频率已经上升到了50.34Hz，上升速率约1.5Hz/s，大于频率突增定值0.28Hz/s，满足频率突增条件。
根据以上条件，保护投入功率条件满足，切机功能处于投入状态，装置由于频率突增条件满足而启动。
动作判据分析
机组有功功率曲线如下图所示：
在2.738s时刻机组有功功率降至11.68％Pn，达到装置低功率定值。
主变高压侧电流幅值及突降量如下图所示：
在2.52s时刻（第3个振荡周期）主变高压侧电流突降值为0.1136A，高于主变高压侧正序电流突降定值。
发电机正序电流如下图所示：
在2.71s时刻，发电机正序电流最低降至0.88A，小于发电机机端低电流定值。
闭锁判据分析
发电机和主变高压侧正序电压如下图所示：
零功率保护动作前，发电机和主变正序电压始终高于闭锁定值（49.07V），不满足正序电压闭锁条件。
发变组三相电压对称，故负序电压始终偏低也不满足负序电压闭锁条件。
升级会员 