国华准电6.17全厂停电事故报告

国华准电6.17全厂对外停电事故技术调查报告书

一、系统运行方式与保护配置

1．系统接线方式：

国华准电公司现有4台330MW 机组，500KV 升压站为标准的3/2接线方式，目前为四台机组一条出线（550kV 准宁I 线）。见下图。高压厂用备用电源＃1、＃2启备变分别通过156、157断路器取自神华准能电厂110KV 系统，＃1启备变做为＃1、＃2机组的高压厂用备用电源，＃2启备变做为＃3、＃4机组的高压厂用备用电源。

500kV 准宁I 线采用3/2接线方式接入500KV 宁格尔变电站，接线方式见附件1。

2、准宁I 线路及断路器保护配臵情况：

准宁I 线保护配臵两套主保护，分别为：

准宁I 线目前配臵了ABB 公司的光纤差动保护REL561，其中ABB REL561中配臵了光纤差动保护，后备保护为三段距离保护，零序保护。北京四方公司的纵联距离保护 CSL 101A-S, 后备保护为CSA126A 过电压保护、CSA125A 远方跳闸保护。

准电侧5012开关配臵CSI121A 断路器辅助保护，包括失灵保护及重合闸，失灵保护正常投入运行，综合重合闸投“单重”方式，开关本体非全相投入。

宁格尔变电站侧开关配臵RCS921A 断路器辅助保护，包括失灵保护及重合闸，失灵保护正常投入运行，综合重合闸投“单重”方式，开关本体非全相投入。。

3、国华准电500KV 系统安全自动装臵配臵及投入情况： 国华准电500KV 系统配臵3套安全自动装臵，分别为UFV-200C 安全稳定装臵，RCS －994B 压频控制装臵，EFV －F 失步解列装臵；UFV-200C 为接受主站根据潮流所发送的切机指令切机，目前根据调度要求，退出运行；RCS-994B 压频控制装臵检测母线电压频率，当500KV 系统母线频率升高时切除机组，根据调度要求，目前投入切除＃2机组（5021、5022断路器）；EFV －F 失步解列装臵为检测准宁I 线与系统失步的安全自动装臵，具有高频、失步、联切功能，目前根据调度要求退出出口压板，保留功能压板。

二、事故前系统运行方式与机组工况

准宁II 线计划6月底接入系统，事故前国华准电II 母停电，5013、5033开关停电转检修以及5022、5023开关转基建方式。

＃1机组停运，厂用电由一号启备变供电；＃2机组有功330MW, 无功77MVar, 厂用电由＃2高厂变自带；＃3机组有功330mw, 无功75MVar, 厂用电由＃3高厂变自带；＃4机组有功330MW, 无功56MVar, 厂用电由＃4高厂变自带。全厂总有功990MW ，总无功178 MVar, 线路输出功率890MW 。500KV

系统II 母停电， 5013DL、5033DL 转检修，5022、5023DL 转基建，准宁II 回线正在进行引线跨接工作，三台机组通过5012DL 并入电网。

宁格尔站500kV 系统运行工况：500kV I、Ⅱ母线正常运行，500kV 准宁I 线、永宁Ⅱ线运行，主变压器220 kV 侧开关冷备用。

三、事故经过

事故前，国华准电计划利用准宁Ⅱ线切改机会进行5013、5023、5033断路器本体及CVT 、CT 、隔离开关、接地刀闸清扫预试工作。

2008年06月15日, 调度批准：准宁Ⅱ线切改工作500KV 站内施工和开关清扫预试工作允许开工。国华准电II 母线停电，5013、5022、5023、5033断路器断开。5022、5023断路器转基建状态，5013、5033断路器转检修状态，退II 母母差保护。

由于天气下雨，预试工作推迟到2008年06月17日。 2008年06月17日08 时 40分，承包商昱能公司试验人员利用CT 二次绕组接地点对5033 CT进行介损试验，试验数据合格； 09时40分试验人员用同样方法对5013 CT C相进行介损试验，两次试验结果超标（试验结果0.76，标准0.04），试验人员与仪器厂家（保定金源科学仪器有限公司）技术人员分析认为引起数据超标原因在于CT 二次绕组未做

短接接地，为消除干扰源，试验人员在未征得专业主管及电气二次技术人员同意的情况下擅自将5013 C相CT 在本体端子盒内将二次绕组短路接地（见附件2）。

2008年06月17日10时03分，准宁I 线REL561分相电流差动保护动作，5012断路器C 相跳闸，宁格尔变电站侧5052、5053开关C 相分别跳闸，分别重合，非全相保护动作三相跳闸，此时，国华准电全厂对外停电。5012断路器C 相重合成功，国华准格尔电厂＃2、＃3、＃4机组分别解列。

四、事故原因分析

1．国华准电侧系统保护动作情况分析：

2008年6月17日10:03:25，5013开关C 相CT 预试试验时将CT 二次绕组短接后接地，见下图，造成准宁I 线线路电流二次回路两点接地，引起分流，C 相电流减少至0.13A ，差流达到约0.27A ，大于准宁I 线差动保护定值0.2A ，导致差动保护动作，5012 C相开关跳闸。

REL561保护报文有：

TRIP-TRL3 C相跳闸， TRIP-TRIP 总跳闸，

DIFL-TRIP 分相差动跳闸，

DIFL-TRL3 差动保护跳C 相， AR- 1PH 启动重合闸， EF4-START 零流启动

从线路故障录波图看到（见附件3），30ms 开始差动保护C 相动作， 由于C 相CT 二次短接一直存在，差流也一直存在，差动保护C 相一直动作，本侧重合闸不能启动。 直到2.5s 后对侧非全相保护跳开三相开关，本侧差动保护返回。经过本侧重合闸整定时间0.6s 后， 5012开关C 相重合闸动作合上开关。

REL561的启动重合闸信号动作条件为单相跳闸并且该相有大于0.1A 的电流，当启动重合闸信号返回后，与之配合的其他厂家的重合闸保护经过整定的延时动作后合上开关。因为电厂侧的C 相二次侧存在0.13A ～0.22A 的电流，持续了约2.59s ，重合闸在0.6s 后动作。

由于三相电流不平衡，出现零序电流，达到零序保护启动值0.12A ，所以零序电流保护启动，但零序保护整定时间为7S ，宁格尔变电站5052、5053开关2624.2ms 三相跳开后，未达到零序保护整定时间，不出口。

从上述动作过程的分析来看，线路保护及重合闸保护的动作是正确的。

2、变电站保护动作情况

故障录波图见附件4

30ms ，准宁I 线REL561保护C 相跳闸出口；

76ms, 5052、5053断路器C 相跳开；

684ms,5052断路器RCS921A 重合闸动作, 5052断路器重合

714ms,5052断路器C 相跳开；

983ms,5053断路器RCS921A 重合闸动作, 5053断路器重合

1013ms,5053断路器C 相跳开；

2495ms,5052断路器非全相保护动作，5052断路器三跳； 2573ms,5053断路器非全相保护动作，5053断路器三跳。

3、变电站保护动作分析

（1）准宁I 线REL561保护动作是因为C 相电流差流达到约0.27A ，大于准宁I 线差动保护定值0.2A ，导致差动保护动作。

（2）5052、5053断路器C 相跳开后瞬间，C 相电流较小（0.13A ），低于差动定值0.2A ，REL561保护返回；断路器RCS921A 重合闸判断无电流后，开始计时。按定值要求，5052断路器0.6秒先重合，5053断路器0.9秒后重合。但由于此时准宁I 线REL561保护已再次处于动作状态（差流达0.23A 以上），断路器立即跳闸。

（3）自第一次5052、5053断路器单相跳闸使断路器非全相运行后，非全相保护即启动，按定值要求，计时2.5秒

后，两断路器的非全相保护均动作跳闸，使断路器三相跳开。

4． ＃2、＃3、＃4机组保护动作情况

国华准电#1、#2发变组保护装臵为国电南自公司生产的WFBZ-01型微机保护，#3、#4发变组保护装臵为国电南自公司生产的DGT-801型微机保护；#1、#2机组发变组故障录波器为南京能发公司生产的RFW-200型，#3、#4机组发变组故障录波器为武汉中元华电科技生产的ZH-2B 型。

从准宁I 线故障录波图看，2567.8ms ，对侧宁格尔变电站5052、5053非全相保护动作三相跳开后， #2、#3、#4机组带500KV I母运行。

＃2机组保护动作情况：

从500KV 系统故障录波报告（附件5）看，260ms 后， 频率升高到51HZ ，RCS －994B 压频控制装臵动作，0S 动作切除#2机组（5021开关跳闸）。

查看内蒙古电力调通中心2006年6月28日安自装臵定值单（内电调安自0603号）：高周切机装臵RCS-994B 投切#1、#2机组。#3、#4机组投运后，原频率定值不变，具体机组压板投切按调度命令执行。

之后，发电机“过激磁”保护动作，解列灭磁。

#2机组发变组出口开关跳闸后，发电机仍然励磁，发电机出口电压升高，达到U/f的启动值（1.1），实际已达1.12，过激磁保护启动，走反时限（4.31秒）动作出口。见#2机

组发变组保护动作记录（附件6）。

过激磁保护定值：

过激磁倍数1.1 延时60秒

1.15 延时5秒

1.2 3秒

1.3 0.5秒

1.4 0.2秒

之后，6KV 厂用快切装臵切换成功。

＃4机组保护动作情况：

450ms 后， 发电机“过电压”保护动作，机组解列灭磁，6KV 厂用切换成功。四号机出口5031、5032开关跳闸。

从#4机组SOE 记录看，发电机“过电压”保护动作（定值为1.3Ue ，时限0.5秒），10：04：29：149时5031、10：04：29：316时5032开关跳闸后，发变组解列灭磁，10：04：29：461时锅炉MFT ，10：04：29：661时ETS 跳主汽门。

由于运行人员进行过复位操作，#4发变组保护动作记录未能打出。

＃3机组情况：

5032断路器跳闸后，#3机组自带厂用电运行，集控操作员手动调整运行工况至正常，机组小岛运行成功。

#3发电机过激磁保护四次启动，分别为U/f1.0547、1.0468、1.0617、1.0754，但未出口。见#3发变组保护动作

记录（附件6）。

#3机组由于运行人员调整及时、得当，发电机出口电压未达到过电压保护动作定值，过电压保护不动作。

五、事故暴露问题

1、昱能公司工作负责人违反国华准电500kV 变电设备试验管理文件《500kV 变电设备试验及清扫三措》（见附件 ）

第二条第三款“在进行CT 及CVT 等设备的预试过程中严禁对其二次回路进行更改接线或接地处理，如需处理要与二次保护人员及运行人员进行沟通并得到共同确认同意后方可进行，否则严禁进行任何互感器二次回路上的工作”的规定，违章指挥，擅自扩大工作范围。

2．试验人员明知上述规定，未能认真执行安全措施，盲目听从指挥，将CT 二次绕组短路接地，引起准宁I 线分相电流差动保护动作。

3、针对特殊运行方式，准电和昱能公司对检修预试过程中风险预控分析不到位，没有采取有效的安全隔离措施，为本次事故发生留下了隐患。

4、准电公司对外协队伍和外来人员虽然进行了必要的安全教育和交底，但缺乏全过程的安全监督和控制措施。

5、3台发变组故障录波器在机组故障情况下均未启动录波，给事故分析造成很大困难，暴露出准电在设备选型和设备管理上存在问题。

6、准电公司现已投运4台33万千瓦机组，仅有一条500千伏线路送出，不满足《电力系统稳定运行导则》规定的N-1要求。

7、5012、5013开关本体三相不一致保护时间现场整定值（3.5S ）与定值单不一致（2.5S ），虽然对本次事故未造成影响，但会造成非全相故障切除时间延长。

8、宁格尔变电站和准电侧SOE 、保护装臵、故障录波未统一时钟，对此次事故分析造成一定困难。

六、措施及建议

1、昱能公司必须认真吸取本次事故教训，严格执行所有安全规定和措施，坚决杜绝违章指挥和违章作业。

2、准电公司必须加强对承包商的全过程管理，在工作过程中对安全、技术措施及执行情况进行严格监督、检查。进一步强化规范化、标准化管理，确保安全、技术措施准确无误并执行到位。

4、针对3/2接线方式，一次设备检修安全隔离的同时CT 二次回路应当采取有效的安全隔离措施。

5、加强生产系统专业人员和外协队伍员工技能培训工作，尤其是跨专业技能培训工作，切实提高专业人员技术水平。

6、检查所有500KV 开关本体三相不一致保护整定值与定值是否相符，完善定期检查和校验制度并严格执行。

7、建议尽快对#1、#2发变组保护进行改造，对发变组故障录波器进行更换，准电公司及宁格尔变电站建立统一时钟系统。

附件：

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