某电厂1号机组因220kV京右线塔杆倾倒导致全厂停电故障

某电厂1号机组因220kV线路塔杆倾倒导致全厂停电故障
三、原因分析
1、极端雨雪天气，形成冻雨，220kV线路线路结冰，造成220kV线路14号 塔倾倒，是本次全厂停电故障发生的主要原因。
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三、原因分析
2、发电机与主变构成发变组单元接线，在发电机与主变之间依次接出励磁 变压器、发电机出口电压互感器及高厂变，发电机通过离相封闭母线与上述 元件连接。励磁系统为全静止可控硅机端自并励励磁方式，励磁装置为瑞士 ABB公司制造，励磁电源通过励磁变直接取自发电机出口。 3、220kV系统接线方式为单母单出线方式，发变组、启备变和线路连接于 220kV I母线。机组在正常运行时，电能由发变组出口2201开关送至220kV I 母线，再经线路送入东北电网。由于京科电厂220kV系统接线方式的特殊性， 线路侧如果发生跳闸，就会导致全厂停电。
线路接至220kV I母线运行，1号启备变接至220kV I母线处于热备用状态 ；1号发电机迟相运行，励磁系统、发变组保护、线路保护、启备变保护 、母线保护及故障录波器均正常投运，厂用电系统由1号高厂变接带，柴 油发电机备用，直流、UPS运行正常。1号机组正常稳定运行，负荷200MW ，机组投入协调控制，过热蒸汽压力10.8MPa，再热蒸汽压力2.1MPa，过 热蒸汽温度540℃，再热蒸汽温度537℃；1A、1B汽动给水泵运行，锅炉 1A、1B、1D、1E制粉系统运行，双套引、送风机运行，1A一次风机运行 ，汽包水位投自动；脱硫、电除尘和输灰系统正常投运，正在进行重车 翻缷，1号启动锅炉处于压火状态，2号启动锅炉停炉。
某电厂1号机组因220kV线路塔杆倾倒导致 全厂停电故障
某电厂1号机组因220kV线路塔杆倾倒导致全厂停电故障
目录
一、事件经过 二、处理过程 三、原因分析 四、暴露问题
某电厂1号机组因220kV线路塔杆倾倒导致全厂停电故障
一、事件经过
（一）事件发生前运行方式 220kV系统处于正常运行方式：1号发电机接至220kV I母线运行，
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备注 A、B 屏
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三、原因分析
全厂应急电源配置接线图
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四、暴露问题
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二、处理过程
4、04时28分10秒，检查汽机交流润滑油泵及高备泵联启，润滑油压正常；密封 油空、氢侧直流油泵联启，密封油压正常；1A、1B小机交、直流油泵均联启， 润滑油压正常。 5、04日04时29分，值长根据保护动作情况及相关故障现象确认全厂停电故障发 生，立即汇报公司领导，公司领导宣布启动《全厂停电应急预案》，值长通知 相关人员迅速到位协助进行故障处理。 6、04时30分，值长向东北网调、通辽地调调度员电话询问情况，两台调度电话 均无法打通。 7、04时31分，检查轴封供汽压力降至零，开启主汽至轴封供汽旁路电动门，由 主蒸汽系统接带汽轮机轴封系统；04时34分，汽轮机轴封母管压力稳定至17kPa 左右，由于轴封系统减温水由凝结水系统接带，厂用电失去时，减温水无法投 运，低压轴封供汽温度升高至300℃，达到温度显示量程上限。
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三、原因分析
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三、原因分析
图表 2：保护配置情况 设备
发变组 220kV 线路 220kV 母线
启备变
保护配置 RCS985A RCS974AG CSC103B RCS931BM
BP-2B RCS915AB RCS985T RCS974AG
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二、处理过程
23、06时20分，经确认：220kV线路故障点已找到，故障点位于220kV线路14号塔，故 障原因：14号杆塔倒塔。 24、06时50分，安排人员将61A、61B、601A、601B开关摇至试验位，将6kV厂用段及 各PC段、MCC段未分闸的开关全部断开后将各开关马达保护器上欠压保护报警复位。 25、11时11分，线路转检修。 26、19时40分，农网线路恢复，将厂内应急电源送电。 27、20时35分，调度电话恢复畅通，与网调、地调试拨正常。 28、23时13分，线路送电正常；23时30分。启备变送电正常；23时31分，6kV母线送 电正常； 29、05月06日01时10分，应急电源切换至正式电源，厂用变压器全部送电完成；30、 01时25分，停运1号柴油发电机。 31、05月06日12时37分，1号机组恢复并网。
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四、暴露问题
7、排汽装置水位高。原因：除氧器至排汽装置事故放水电动门不严，就地 摇关后仍内漏。在机组A检时，对内漏阀门进行处理。 8、汽轮机轴封供汽汽源温度偏高。轴封供汽切换至主蒸汽接带时，由于没 有减温水，低压轴封温度最高至量程高限300℃，解决方案正在讨论。 9、除灰系统除灰管道可能发生板结。原因：压缩空气气源消失，解决方案 正在讨论。 10、柴油消防泵联启动正常，15分后就地检查自动停运。原因：冷却水电磁 阀失电无法打开，整改措施：进行技改，加装手动旁路。 11、购置移动发电机，作为全厂停电及防汛应急电源，防止因关键部位失电 发生次生事件或事件扩大。
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二、处理过程
19、05时20分，将化学PC段倒保安段接带；化学值班员启动工业水泵，工业水通 过混温水管路对汽轮机润滑油系统进行冷却，汽轮机润滑油、发电机空侧密封油、 发电机氢侧密封油油温均降至正常值。 20、05时30分，将1号启备变高压侧2203开关、各低厂变高、低压侧开关全部拉 开，将跳闸设备全部复位，将6kV及380V各厂用段母线空出；由于辅机循环水泵 房热工机柜UPS失电，DCS失去监视不能操作，3号循泵联锁无法退出，将3号辅机 循泵电源开关摇至试验位，防止电源恢复后联锁启动。 21、05时55分，使用座机与地调取得联系，地调某某：线路冲击送电两次，第一 次报警为：线路至本地6.406公里C相接地故障；第二次报警为：线路至本地1.99 公里AB相接地故障。 22、06时00分，将脱硫保安段及脱硫PC 1A、1B段倒由柴油发电机带，启动脱硫， 启动吸收塔搅拌器A运行（三台搅拌器轮流启动），启动滤液坑搅拌器及滤液坑 泵运行（至吸收塔），启动工艺水泵A，开始对管道进行疏放并冲洗。输煤翻车 机值班员对空车及重车两侧布置防溜措施。
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二、处理过程
15、05时00分，与右中变取得联系，了解铜右线、铜水线、铜火线情况申请 送电，答复：铜右线、铜水线、铜火线均受冲击全部失电，正在检查受损情 况。 16、05时06分，汽机转速至零，惰走时间38分，投入盘车运行，机组安全停 运。 17、05时18分，汽机真空至零退轴封，排汽装置水位最高至1782mm，开启排 汽装置底部放水手动门，在排汽装置排污泵坑接引临时排水泵开始排水。 18、05时20分，柴油发电机DCS显示过负荷，DCS显示功率为799kW，依次将 磨煤机润滑油泵及液压油泵，1A、1B送风机油泵，1A、1B一次风机油泵，1A、 1B引风机油泵，电泵辅助油泵停运。经与就地巡检核对柴油发电机功率：就 地柴油发电机功率为200kW左右，柴油发电机额定出力为656kW，确认远传功 率显示错误，并通知设备部电气专责进行处理；05时54分，柴油发电机功率 远方与就地显示不一致缺陷处理完毕，远方就地显示一致。
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1、农网电源不稳定。由于某电厂的应急电源由农网通过10kV接引至厂内2、 7、8号箱变，发生全厂停电故障时，如因系统故障或波动造成10kV线路跳 闸，厂内2、7、8号箱变所接带设备应急电源将失去。目前，公司正在全 力推动另外增加一回220kV线路出线的工程项目。 3、在本次全厂停电故障发生后，汽轮机润滑油温最高至56℃。原因：在 本次全厂停电故障发生后，由保安段接带化学MCC时间较长。 4、关于何时执行破坏真空紧急停机操作的问题，在全厂停电演习总结时 提出：及时破坏真空紧急停机，有利于缓解冷却水失去时汽轮机润滑油温 的上涨；在本次全厂停电故障发生后，第一时间执行破坏真空紧急停机操 作，证明这一措施是有效的。 5、主机33号站由于UPS蓄电能力差失电，造成52及54号操作员站失电；输 煤控制室也出现类似问题。原因：UPS容量偏小，准备更换大容量的UPS电 源。 6、针对柴油发电机功率远方与就地显示不一致所暴露出的问题，热控专 业正在制定整改计划。
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二、处理过程
8、04时34分，汽轮机转速2118r/min，开启主机真空破坏电动门及手动门，执行汽轮机紧急破 坏真空操作，机组真空开始下降。 9、04时36分，开启FGD旁路挡板，关闭FGD进、出口烟气挡板。 10、04时37分，汽机转速1566r/min，手动启动1A顶轴油泵运行。 11、04时38分，汽机转速1524 r/min过临界时，汽轮机各瓦振动均不同程度增大，其中1瓦振 动最为剧烈，1X最大288um，1Y最大295um，复合振动309um。 12、04时41分，进行事故排氢操作；05时02分，紧急排氢至0.07MPa，就地连续监视密封油运 行情况。 13、04时42分，主机润滑油温上涨最高至56.1℃，开启工业混温水至汽机润滑油冷却器手动门； 04时48分，将润滑油温调整至40℃（工业水泵失电无法启动，柴油消防泵联启，由消防水接带 工业水）。 14、04时50分，就地关闭汽机本体、主再热蒸汽管道、抽汽管道疏水手动门，高加事故疏水手 动门以及3号高加疏水至除氧器手动门。
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一、事件经过
（二）事件的经过
2014年05月04日04时27分47秒，监盘发现线路联跳发变组保护动作，1 号发变组保护动作于全停，负荷到零，联跳发电机出口2201开关及灭磁开 关，线路2251开关跳闸，线路三相电压均为零，厂用电全停。运行中的交 流电动机全部停运，电压、电流指示回零，集控室交流照明灭，直流事故 照明亮，集控52号及54号操作员站黑屏。线路RCS-931BM保护装置电流差动 保护动作，C相差动保护动作，线路开关2251开关C相跳闸后重合闸动作， 重合于永久故障后闭锁三相重合闸，220kV线路失电。发变组保护C屏“线 路联跳”保护动作，动作出口于全停，所有6kV辅机低电压保护动作跳闸。
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二、处理过程
1、04时27分53秒，1号汽轮机跳闸，首出“负荷功率不平衡”（该保护未投入， 实际保护动作为电气保护动作），高中压主汽门、高中压调速汽门及各段抽汽 逆止门、高排逆止门关闭，高排通风阀开启，各疏水气动门开启，汽轮机转速 上升至3172 r/min后开始下降。 2、04时27分54秒，锅炉MFT动作，并发出声光报警信号，首出“汽机跳闸”， 炉膛火焰电视无火焰显示，1A、1B、1D、1E制粉系统全部跳闸，1A一次风机跳 闸，燃油速断阀关闭，减温水电动总门关闭。 3、04时27分56秒，1号机组柴油发电机联启正常，901、901A、901B合闸正常， 保安PC 1A、1B段带电正常，机炉各保安MCC电源切换正常，保安段接带以下负 荷：1A、1B空预器辅电机，1A、1B引风机油站，1A、1B送风机油站，1A、1B一 次风机油站，跳闸的四台磨煤机润滑油泵和液压油泵，1A火检冷却风机，电动 给水泵辅助油泵，1A、1B汽动给水泵交流油泵，汽轮机交流润滑油泵，高压备 用密封油泵，氢侧交流密封油泵，直流系统充电柜；巡检员在就地连续监视柴 油发电机、直流系统及UPS运行情况。