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文本内容:
电厂线路跳闸事件分析报告llOkV、事发前运行方式1()电厂、机运行,总出力1#1011162MW/48MVar
(2)挂、机,仙热线、仙热线1110kV5M#10#11I1163II1164,高变#02
(3)挂高变(中性点接地),欢热线、欢热llOkV6M#01I1494II线运行1495
(4)挂高变(中性点接地),南热线、南热llOkV7M#03I1161线)II1162o()母联开关、在热备用状态510571067
(6)、、、、、机处于备用状态;切机压板未投#1#2#3#4#7#9
(7)高厂变运行,向、、段供电;高厂变运行,向#
016.6kVl23#
03、段供电
6.6kV45
(8)段祥厂变、厂变、循变运行
6.6kVl7#9XI
(9)段厂变、循变运行,厂变备用
6.6kV2#8X2P2
(10)段、厂变、重油变运
6.6kV3#1#2Z2
(11)段、厂变运行
6.6kV4#3#4
(12)段:、#11厂变、重油变、运行
6.6kV5#10Z165XF
(13)厂变运行、祥高备变运行,全厂厂用电
11.5kV#
5026.6kV备用电源快切装置已投入、大事经过2()故障第一阶段1)月日时左右,开头电闪雷鸣171500:30)时(时间),显示(、跳闸,发”南热线特20:42DCS DCS1161164I别,、”仙热线爱护跳闸、母线低电压动作:回II110KV llSkV564PT路断线,报警仙热线负荷由之前的I116379MW/21MVar/116kV/404A上升为162MW/55MVar/119kV南热线负荷由之前的上升为/827Ao II
11621.5MW/115kV/14A欢热线运行正常
3.57MW/115kV/21A,)时,二控值班员报告南热线、仙热线开关跳闸,检30:44I1161II1164查二控爱护装置及电气屏有以下信息(注查爱护装置时间,南热线爱护装置时间比仙热线I1161II1164装置时间快秒,推断仙热线与南热线开关同时跳闸)
①南热70II I线开关跳闸,绿灯闪,光字牌爱护动作”打压超时,灯亮I1161T检查南热线爱护装置”跳闸「跳位灯亮,重合闸,不亮;查动I1161作打印报告为纵联距离、纵联零序方向爱护动作,距离段动作,动作1时间;故障测距故障相别相,故障相电流故00:40:
262.8km,BC
8.04A,障零序电流
5.82A
②仙热线开关跳闸,绿灯闪,线路负荷降为光字牌爱护装II11640,置特别,”爱护跳闸灯亮仙热线爱护装置“跳闸、”跳位,II1164灯亮,”重合闸,不亮;查动作打印报告为距离段、零序过流段、11纵联距离、纵联零序方向爱护动作,动作时间故障测距00:41:36,故障相别相,故障相电流故障零序电流
③
1.3km,BC
26.57A,
18.29A检查南热线,仙热线线路侧电压分别为、I II115kV116kVo
④同时四控报告炉除氧循环泵、低压循环泵联锁切换,机#10#11EH油再生泵停运)时,汇报调度,调度答复南热线纵联零序方向、纵联距离400:48I爱护动作,故障相别相,测距;仙热线纵联距离、纵联零BC
6.2km II序方向爱护动作,故障相别相,测距;以上两条线路变电站BC
7.6km侧开关均已重合胜利)时,令二控值班员就地检查仙热线出线间隔,没有发500:50II1164觉特别()故障其次阶段2时(时间),突然一声响雷,三控照明一闪,显示欢100:53DCS DCS热
一、二线、开关跳闸,发爱护动作,、爱护14941495DCS1494”1495动作、叮母线低电压,报警、段快切装置动作,快10kV
6.6kVl.23切胜利时,二控值班员报告欢热线出线、二线出线跳20:55I14941495闸,检查二控电气屏有以下信息
①欢热线出线开关红灯熄灭、绿灯闪,段母线电压为零,系Ml110kV6统频率表无显示欢热线光字牌爱护动作:欢热线光字牌爱护I II动作,灯亮欢热、线线路侧电压(之前两条线出力均为I II115kV)0MW/115kVo
②检查欢热线爱护装置有以下信息“跳闸)”跳位,灯亮,”重I1494合闸’不亮;查动作打印报告为电流差动爱护,距离段动作,故1障测距故障相别相,故障相电流值故障零序电流
3.9km,AC
6.78A,
5.05A,故障差动电流
27.54A
③检查欢热线爱护装置有以下信息跳闸跳位灯亮,重II1495T合闸’不亮;查动作打印报告为电流差动爱护,故障测距故
3.5km,障相别相,故障相电流值故障零序电流故障差动电流AC
6.22A,
4.5A,
43.39A
④同时,检查发觉、、机盘车退出;机直流滑油泵启动;#2#9#7#1两台空压机停运该台机组随即投入连续盘车,空压机已重新启动4重油车间开关跳闸,联锁合闸4Z214ZAB时,通知检修电气分部派人进厂帮助处理故障300:57时,汇报调度,调度答复欢热线电流差动爱护,距离段400:58I1动作爱护动作,故障相别相,测距;欢热线电流差动爱护,AC
1.6km II距离段动作爱护动作,故障相别相,测距;以上两条线路1AC
1.6km变电站侧开关均已重合胜利时,令复归仙热线爱护装置,申请调度同意同期合上501:02II1164仙热线开关检查运行正常操作完毕汇报调度II1164,1164时,令现场检查二控南热线出线间隔,没有特别发觉601:20I1161时,令复归南热线爱护装置,但打压超时,报警无法复701:30I1161归,就地断开液压油泵电机电源,再送上,光字牌打压超时1161灯灭时,申请调度同意同期合上南热线开关检查运行801:4011161,1161正常操作完毕汇报调度时,电气检修人员到场901:45时,就地检查欢热、线出线间隔和祥高压厂变,未见特1001:50I II01别时,雨势减小,令就地检查各台主变和祥、高压厂变,1102:0002#03未见特别时,令复归欢热、线爱护装置,申请调度同意,合上欢热1202:04I II线开关查段母线电压恢复,系统频率显示正常I1494,110kV6时,申请调度同意,同期合上欢热线开关检查运1302:07II1495,1495行正常以上状况已经发送生产短信,并汇报总工14时,当班值长向电气检修人员达调度通知其次日派人对仙1502:10热线、南热线及欢热、线进行巡线,并将结果尽快汇报给供电II II II局时,将、、段快切回高变供电,恢复厂用电正常1602:166kVl23#01运行方式时,将重油恢复正常运行方式1705:20MCC、缘由分析3依据爱护装置动作报告,此次四条线路故障致使开关跳闸均为线1路遭到雷击造成其中南热回线、仙热团线雷击瞬间造成相短路,短BC路点距电厂公里左右;欢热回、团线雷击瞬间造成相短路,短路2AC点距电厂公里左右经检查,线路各爱护装置动作状况均正常
3.7()南热回线、仙热回线重合闸按定值要求投在多相故障闭锁,方2式,所以故障后电厂重合闸被闭锁,未能自动重合()欢热团、团线重合闸因投在“检同期方式,当欢热团、团线故3障跳闸后,电厂母失压,检同期条件不满意,所以故障后重合110kV6闸被闭锁,未能自动重合、防范措施4()电气分部督促维保单位(深宝公司)加强线路的日常维护和巡检1工作,保证电厂出线线路的平安牢靠运行()与供电局沟通,是否可转变南热回、回线、仙热团、团线的”多2相故障闭锁,重合闸方式责任人李月琴、刘如意;完成时间月日830()电气分部支配维保单位(深宝公司)对电厂条出线的铁36110kV塔接地电阻进行一次复测责任部门电气分部;责任人唐锦凡;完成时间月日830()针对近期几起雷击造成线路跳闸大事,要求电气分部提交在4liokv线路中部增加避雷器的可行性分析及方案责任部门电气分部;责任人唐锦凡;完成时间月日830()本次事故中、、、各线路爱护的时钟不能同步,5116111621163U64相差秒,要求运行部值班员每月日时对二控线路微机爱护7018:00时钟进行校正一次(以前曾下文做出此项规定,在此重申一次)责任部门运行部;责任人二控每月日白班运行值班员1开关跳闸之后电机始终打压,消失”打压超时,报警要求电61161气分部对该系统进行检查责任部门电气分部;责任人朱明华;完成时间月日830由于电厂线路命名编号的转变,但中关于系统得7110kV DCSllOkV很多标签仍未更新,还在使用较早以前的编号要求运行部对上述文本进行梳理,整理出与现场不相符的文本,提交热控部进行修改责任部门运行部负责整理需修改的文本,热控部负责在上进行修DCS改;责任人张超、黄云;完成时间月日830。