主燃料跳闸

2024-05-14

主燃料跳闸（精选4篇）

主燃料跳闸篇1

0 引言

台山发电厂一号机组锅炉是上海锅炉厂生产的SG-2026/17.5-M905型(引进美国CE公司技术生产)、亚临界一次中间再热燃煤控制循环汽包炉,单炉膛倒U型露天布置,燃用可结渣性的烟煤,燃烧器共六层煤三层油、四角喷燃布置方式,同心反切向燃烧,平衡通风,固态排渣。锅炉的制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统。采用二级点火方式(高能点火点燃轻柴油,由轻柴油再点燃煤粉)。汽温调节方式:过热蒸汽采用二级喷水减温方式调温,再热汽温主要通过摆动燃烧器调节,再热器入口管道内备有事故喷水。

一号机组分散控制系统是南京西门子公司TELEPERMXP系统,包括数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、顺序控制系统(SCS)、电气控制(ECS)功能,并具有DEH、MEH操作员站及对其他控制系统(有数据通信接口)的监控功能。随着机组容量的增大,锅炉及所属设备结构变得复杂,影响锅炉安全运行的因素随之增多,需监控的项目大大增加。对大型的锅炉来说,有些事故时有发生,而且发生时间很短,以致运行人员来不及作出正确的判断和操作,造成事故的扩大,甚至出现锅炉爆炸,为确保锅炉安全,简化运行人员操作,有效避免误操作,抑制事故扩大,应设置锅炉安全监控系统。

1 锅炉炉膛安全监控系统和锅炉主保护介绍

锅炉炉膛安全监控系统FSSS系统是Furnace Safeguard Supervisory System的简称,FSSS系统作为大型火电机组自动控制系统和自动保护的一个组成部分,其主要功能是保护锅炉炉膛,避免发生爆炸事故,对油、煤燃烧器进行程控的管理,在锅炉运行中起着重要的作用,它通过一系列必要的安全联锁顺序来动作,这些动作要先制定顺序,每一步都有合理的严格的安全联锁,在启动、运行、停炉时,防止炉膛、尾部烟道及燃烧系统内堆积危险的可燃物,确保机组安全,提高机组可靠性。虽然FSSS系统不参与燃料量和风量的调节,但是它的安全联锁功能有着超越运行人员和过程控制系统的作用,是锅炉炉膛安全的忠实卫士。

锅炉主保护也称为锅炉主燃料跳闸(MASTER FUEL TRIP,简称MFT),主要是针对锅炉出现了一些紧急情况或者锅炉主要参数超过了允许的限值时,必须马上切断燃料,防止锅炉本体损坏而预先设定好的保护措施。

2 锅炉主燃料跳闸系统的逻辑优化过程及分析

锅炉跳闸保护条件每台机组的做法都是比较成熟和基本固定的,但是在实际的组态过程中,对实现的方式、方法还是有很多的讲究,为了机组的安全稳定运行,台山电厂一号机组锅炉主保护进行了如下优化项目:

(1)在送风机、引风机、一次风机、空预器、给水泵、炉水泵等辅机的运行信号处理上,原来的设计是通过AP机柜间的通讯方式进行传递,送到APF机柜,针对其他厂的控制系统曾经发生过通讯故障,而开关量信号0和1在通讯故障时表现出不可控制的特性,为避免类似事故的发生而导致锅炉误动,对此进行了完善,因为就地电气的开关已经没有更多的运行信号接点送出到APF机柜,所以通过AP机柜的DO通道进行输出,然后通过硬接线送到APF机柜,避免因为AP控制柜之间通讯方面的故障,导致锅炉MFT动作。

(2)在锅炉MFT事故跳闸按钮回路上,原来的设计是事故按钮由DCS系统供给24 V电源,做DCS系统的DI点引入,作为MFT的动作条件之一,2个按钮并联,失电或2个按钮一起断开即跳闸。从25项反措的要求和安全性评价的要求来看,都是不符合的,这种做法没有将事故按钮跳闸回路与DCS系统跳闸回路分开。现在将事故按钮的控制电源由DCS系统供给24 V电源改为电气送来的直流110 V电源,2个按钮串联后,送到锅炉跳闸输出继电器线圈,再送到一次风机、燃油跳闸阀、回油阀、磨煤机、给煤机等的跳闸回路,保证了锅炉手动事故按钮跳闸回路与DCS系统跳闸回路分开,实现了真正意义上的硬接线事故跳闸,即使发生了意外(指万一DCS系统故障,机组失去控制时),仍然有后备手段能够安全、及时地实现锅炉主燃料跳闸。

另外,将按钮接线由常规的常闭点改为接常开点,将事故跳闸回路由失电跳改为带电跳,这是根据具体的设备实际情况作出的改动,避免了因为事故跳闸回路本身的问题而导致锅炉主保护误动,因此作出此项的完善,同时还增加一路MFT回路110 V直流控制电源失去报警功能,提醒运行人员注意,这个改动既保证了回路直流110V控制电源失去马上报警,可以及时处理,又从根本上避免了因为事故跳闸回路本身的问题而导致MFT误动。

(3)在汽包水位保护条件的实现上,原来的设计是任一侧(A、B侧)3个汽包水位变送器信号取平均值后,再进行模拟量值超限发出开关量信号作为MFT条件,对这个做法也进行了完善,改为任一侧(A、B侧)的3个汽包水位变送器信号首先分别进行模拟量值超限发出开关量信号,然后再对3个开关量信号进行三取二处理后,发出MFT动作条件,这个改动恰恰也是25项反措和安全性评价里的明确要求之一。

(4)在空预器运行信号的处理上,也进行了完善,原来的设计空预器运行信号直接取的是空预器主马达运行信号,没有考虑到高低速气动马达同样是可以带动空预器运行,所以对此进行了修改,改为空预器主马达停止:运行信号和空预器停转信号相“与”后发出空预器全停信号,作为锅炉主保护的动作条件之一。

(5)锅炉全燃料失去的保护条件,原设计是油角阀或油跳闸阀开,再和任一给煤机运行信号相“与”后发出,失去此条件即发保护动作,这种做法是不合理的,正常的点火启动都将无法进行,对此进行了修改,改为在炉膛有层火检信号存在的前提下(每层有大于或等于2个燃烧器火检信号时即为该层有层火焰),没有给煤机运行信号,同时油阀全关,则发锅炉全燃料失去的保护条件,也就是说,炉膛有层火检信号才会发无燃料跳闸,无层火检信号时则不发,这样也解决了启动时的逻辑闭锁。

(6)锅炉全火焰失去的保护条件,原设计是给煤机运行或任一油层运行再和任一层火焰存在相“与”后发出,失去此条件即发保护动作,这也是不合理的,正常的启动将无法进行,对此进行了修改,改为在炉膛有层燃料信号(任一给煤机运行或任一油层运行)存在的前提下,如果锅炉失去全部层火焰(每层有大于或等于2个燃烧器火检信号时即为该层有层火焰),则发锅炉全火焰失去的保护条件,也就是说,炉膛有层燃料时才会发无层火焰跳闸,无层燃料时不发,这样也解决了启动时的逻辑闭锁。

(7)锅炉角火焰失去的保护条件,原设计是锅炉任一个角的9个燃烧器火焰信号都失去即发保护动作,这也是不合理的,正常的启动将无法进行,对此进行了修改,改为在炉膛有大于3台给煤机运行信号存在的前提下,如果锅炉任一个角的9个燃烧器火检信号(3层油和6层煤)都失去即发锅炉主燃料跳闸保护,也就是说,炉膛有3台以上给煤机运行时才会发无角火焰跳闸,无3台以上给煤机运行时不发,这样也解决了启动时的逻辑闭锁。

(8)对于MFT复位后,10 min点火延迟时间内锅炉未点着火,则发出MFT。这个条件也是原设计没有的,经过讨论后才加上的,对这个保护条件,有2种看法,第一种是传统的观点,认为10 min点火延迟时间内,未点着火就是应该MFT动作,再重新进行炉膛吹扫;第二种观点认为,炉膛本身有风量保护条件,保证了足够的风量,整个风烟系统也是一直在正常运行,这本来就是对炉膛进行着吹扫,所以没有必要再发MFT,重新进行重复的吹扫,最后还是采用了前一种传统做法。

(9)对于汽机跳闸的MFT条件,原来的设计没有做,经过讨论后,现在采用的是2个高压主汽门和2个中压主汽门的关闭行程开关送过来的关闭信号,主汽门全关即为汽机跳闸,都是用硬接线直接送到DCS系统APF机柜,以提高锅炉主保护的可靠性。

(10)一次风机全停且无油层运行的保护条件也是经过了完善的,原来的设计只是简单的一次风机全停且无给煤机运行,这样的保护条件根本是不能满足启动点火需要的,现在改为蒸汽流量大于30%额定蒸汽量时,一次风机全停且无油层运行则锅炉主保护动作。

3 锅炉主燃料跳闸系统的动作条件

经过一系列的逻辑优化,形成了台山电厂一号机组正式移交生产运行的锅炉MFT动作条件:

(1)2台引风机全停;

(2)2台送风机全停;

(3)2台空气预热器全停;

(4)炉膛压力高;

(5)炉膛压力低;

(6)总风量小于或等于额定风量的25%;

(7)蒸汽流量大于或等于60%额定蒸汽流量时,汽包水位大于270 mm或小于-300 mm;

(8)蒸汽流量小于60%额定蒸汽流量时,汽包水位大于300 mm或小于-380 mm;

(9)蒸汽流量大于30%额定蒸汽流量时,给水泵全停;

(10)炉水泵全停;

(11)炉水泵出入口压差都小于92 kPa;

(12)蒸汽流量大于30%额定蒸汽流量时,汽机跳闸;

(13)蒸汽流量小于或等于30%额定蒸汽流量时,汽机跳闸,且高旁未打开;

(14)一次风机全停且无油层在运行;

(15)有层火焰时,全部层燃料失去;

(16)有层燃料时,全部层火焰失去;

(17)运行磨煤机台数大于3台时,任一角角火焰失去;

(18)MFT复位后,10 min点火延迟时间内未点着火;

(19)手动紧急事故按钮按下;

(20)火检冷却风压小于或等于2 kPa且火检冷却风压与炉膛压力差压小于或等于2 kPa。

该套锅炉主燃料跳闸逻辑在锅炉启动到机组168 h试运结束期间,既没有发生过锅炉主保护误动的情况,同样也没有发生锅炉主保护拒动的现象,机组168 h试运期间保护投入率达到100%,运行情况很好,一直都在发挥着应有的作用,时刻保护着锅炉的安全。

4 结语

针对FSSS系统里面锅炉MFT逻辑,常规做法,DCS厂家设计都是遵循一个原则,“宁可误动,不可拒动”,因此也都在长期运行过程中发生过误动的现象,给企业、给国家带来巨大的损失,然而年轻的国华公司追求的目标是“拒绝非停”,这就要求锅炉主设备应该有的保护一定要完整,但是不应该发生的MFT同样要杜绝,这就对热控设备管理人员提出了更高的要求,必须在正确保护设备的前提下,寻找出提高设备可靠性的方法,摸索出一套“既不拒动,又不误动”的最佳锅炉主燃料跳闸控制策略,最终实现安全性和经济性的完美结合。

摘要：详细介绍了南京西门子公司TELEPERMXP分散控制系统锅炉炉膛安全监控系统的基本组成,并从实用的角度分析了火力发电厂国产600MW机组锅炉主燃料跳闸保护的主要控制策略,同时对安装、调试过程的各种因素进行了分析,并以台山电厂的机组实际动态调试过程为例,介绍了锅炉炉膛安全监控系统在机组调试取得的良好效果。该锅炉炉膛安全监控系统对机组的自动化控制具有重要的实际意义。

关键词：锅炉炉膛安全监控系统,FSSS,锅炉主燃料跳闸,MFT

参考文献

[1]防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

[2]国华电力公司.《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》实施管理规定

[3]上海锅炉厂有限公司及西门子电站自动化有限公司资料

对一起主变跳闸事件的分析篇2

1.1 事件发生前电网运行工况

(1) 330k V系统:采用二分之三接线方式, 330k VⅡ母运行;330k VⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ串开环运行;所带七条线路运行;330k VⅠ段母线及Ⅰ母侧#3311、#3321、#3331、#3341、#3351开关在检修状态。

(2) 主变系统:#1、#2、#3主变并列运行。

(3) 110k V系统、35k V系统为正常运行方式 (见图1)

1.2 事件情况

#3341开关辅助保护柜内至“失灵联跳主变三侧”接线端子为3D-117、3D-118, 外接电缆130A-01、130A-071, 接至#4主变保护柜Ⅰ内Ⅱ-8D-5、Ⅱ-8D-23端子, 该端子为主变保护“高压侧失灵保护联跳”开入。由于3D-117端子与3D-118端子误碰导致联跳主变三侧。 (见图2、图3)

1.3 事件分析

#3341断路器辅助保护柜内失灵联跳主变三侧出口端子正电源端为3D-117, 负电源端为3D-118, 正负电源相邻, 造成误碰的危险点管控不到位, 造成失灵保护误动使#2主变跳闸。

对于220k V及以上电压等级的主接线, 常用的有双母线和3/2接线, 因为其各自的优缺点现得到了广泛的应用。对220k V系统及以上电压等级的断路器多采用分相设置, 都配有独立的失灵保护, 回路相对较为复杂, 那么如何防止由于失灵保护在断路器停运时产生误动, 误跳运行中的断路器造成大面积停电, 应采取相应的防范措施。通过对此次事件的分析, 我们如何来防止工作中失灵保护误动作, 避免发生异常、事故的发生呢?作者认为应做好以下方面:

2 防止失灵保护误动作的防范措施

(1) 220k V及以上电压等级断路器都配有失灵保护, 当开关停运后应立即退出失灵保护启动压板, 防止线路或开关保护定检和试验时失灵保护动作, 误跳运行中的断路器造成大面积停电。

(2) 在进行压板退出的操作时不仅退出失灵启动其他回路的压板 (例如二分之三接线方式下失灵启动母差保护、失灵起动相邻开关、失灵启动远跳保护的压板等) , 还应退出失灵保护启动自身、其他回路启动停运开关的失灵保护的压板也应全部退出。

(3) 专业人员工作前根据图纸认真核对现场实际, 进行现场勘查, 组织工作人员分析危险点, 结合实际制定可行的防范措施, 编写现场作业指导书, 组织人员开展班前会, 进行作业人员合理分工。

主燃料跳闸篇3

某110 k V变电站为双主变压器 (本文简称主变) 单母线分段运行方式, 1号、2号主变高、中、低压三侧正常运行, 35 k V 1号、2号母线正常运行, 10 k V 1号、2号母线正常运行, 新增线路保护151断路器间隔正在施工, 当时天气情况晴天。

2 事故经过

2012年5月15日9时20分, 110 k V变电站2号主变、35 k V二母及出线、10 k V二母及出线停电检修工作得到运行许可, 检修人员召开班前会后开始工作。保护班工作人员在传动2号主变跳310母联断路器时, 发现310母联断路器跳合位灯均不亮 (原因为断路器未储能) 。在检查原因时, 发现直流负极接地。通过拉路法查找接地点, 初步判断接地位置在主变高压侧101断路器控制回路里, 经过认真查找分析, 保护班工作人员判断为断路器机构内部接地。为防止在直流接地查找过程中引起其他断路器误动, 工作人员决定在5月16日全站停电时对主变高压侧101控制回路进行检修。

5月15日13时, 地调远动班准备开始断路器遥控传动, 为防止误遥控其他运行间隔断路器, 将其他断路器“远方/就地”切换把手切换至“就地”位置;13时01分, 在将10 k V线路电容器保护测控屏Ⅱ中备用间隔3的“远方/就地”切换把手切至“就地”位置时, 主变高压侧101断路器操作箱“跳闸Ⅰ”灯亮, 1号主变高压侧101断路器无保护动作跳闸, 35 k V中压侧351断路器、10 k V低压侧951断路器均未跳闸;13时15分试送1号主变高压侧101断路器不成功, 拉开101断路器两侧隔离开关试送仍不成功。

3 事故原因分析

(1) 主变101断路器跳闸后通过拉路法查找接地点分别为:151线路保护测控屏上新接入151线路断路器控制回路使用的二次电缆中编号为“37”的电缆芯线, 10 k V线路电容器保护测控屏Ⅱ中备用间隔3的内部配线。

(2) 检修人员通过检查发现, 151断路器新接入二次控制电缆在151线路保护屏内已经完成接线工作, 但是在室外151断路器本体没有安装的情况下, 将至断路器机构箱的二次控制电缆放在了电缆沟内, 没有采取任何防止直流系统接地的措施, 直接导致主变高压侧101断路器操作箱内“保护跳闸”接点通过151断路器操作箱回路编号为“37”的控制电缆芯线负极接地。

(3) 10 k V线路电容器保护测控屏Ⅱ上所有备用间隔由于没有保护装置, 故其配线在屏后散落排布没有绝缘措施, 而其直流控制电源、装置电源均在合位。运行人员在将备用间隔3的“远方/就地”切换把手切换至“就地”位置时导致直流系统正极接地。

(4) 直流系统正极电流通过备用间隔3控制电源空气断路器、远方/就地切换把手接点、大地、151线路断路器二次控制电缆编号为“37”的电缆芯线、151操作箱、主变保护跳101断路器的“保护跳闸”连线最后至101操作箱中“保护跳闸”接点, 导致101断路器直接跳闸。

4 防范措施

(1) 加强施工管理, 严禁在电气安装过程中随意将二次电缆接入运行设备间隔。

(2) 必须将备用间隔设备的控制电源、装置电源断开, 并做好防止误合的技术措施, 有效避免发生各类直流接地。

(3) 加强安装、调试、验收工作的技术监督和安全管控, 确保投运设备缺陷全部消除。

(4) 变电站发生直流接地时应及时查找, 在查找过程中应采取有效防止断路器误跳的技术措施, 必要时需申请停电查找。

主燃料跳闸篇4

在电力系统中,继电保护是电力网的重要环节,是电力网安全稳定的可靠保证,在电力网中具有举足轻重的作用。对于继电保护,其电气回路的接线,以及电气设备的特性必须符合规程。在实际的电网运行中,一个小小的疏忽所造成的隐患往往是致命的,会给电力网的安全稳定运行带来很大的危害。

2006年7月19日16时58分,某变电站由04线接地短路而引起的一起主变保护越级跳闸事故,造成城区大面积停电。事故发生后,运行单位及相关厂家及时对问题进行了分析与处理。通过此次事故,使我们深深的体会到,电力网的运行要符合电力规程的重要性。

1 现场检查情况

1.1 事故情况描述

7月19日16:58左右,某变电站04线发生接地短路,线路保护未动作,该站1#变零序过流I段保护动作跳三侧开关,此时变电站的运行方式如图1所示,与1#变并列运行的2#变却未动作,原因不明确。另外,2006年5月26日18时28分,1#变零序保护也动作过,导致三侧开关跳闸。

1.2 事故相关运行方式的了解

该站现有2台110 kV变压器,Y/Y/△绕组类型,变压器其他参数相同。110 kV母线采用单母分段带旁母接线,35 kV和6 kV母线采用单母分段接线。110 kV侧的5#线和4#线为电源端,4#线为负荷,主变其它两侧均为负荷侧。正常运行时两个主变的110 kV侧中性点均接地,无装设放电间隙。35kV侧中性点经消弧线圈接地。

1.3 值班记录

2006年7月19日21时左右,1#主变零序过流I段保护动作,三侧开关跳开。保护动作报告为:2006年7月19日16:58,01零序过流I段动作,动作量I0=18.36 A。(另一次为:2006年5月26日18:28,01零序过流I段动作,动作量I0=7.61 A。)

1.4 保护整定定值

1#变:零序过流一段I=5 A,t1=0.5 s;零序过流二段I=5 A,t2=2.5 s;CT抽头取300/5。

2#变定值同1#变。

1.5 故障录波器记录

本站03#线和04#线的WXH-812/N线路保护在1#主变跳闸时记录了零序启动的录波,波形数据如下:

(1)03#线的录波波形(图2)

03#线波形数据为:

(2)04#线的录波波形(图3)

04#线波形数据为:

1.6 保护设备检查

⑴对保护定值进行检查,没有发现装置定值整定异常或超规:

⑵对保护运行实时参数检查,运行参数正常。

⑶对零序保护性能进行测试,保护特性正常,且能正常跳开主变三侧开关。

⑷检查两台主变中性点零序CT,发现CT抽头实取100/5,与设计整定值300/5不符。

⑸检查两台主变中性点接地处对土壤阻值:1#变0.18Ω,2#变1.48Ω,2#变超出国家关于变电所地网各接地点对土壤阻值不大于0.5Ω的标准。

2 保护动作分析

2.1 短路故障类型定位

由于零序电流的存在,肯定是电网中发生了接地故障。对于线路保护,正向接地故障3Uo超前3Io为-110°(即250°)左右,反向接地故障3Uo超前3Io为70°左右。在04#线路波形数据中,A、C相表现出了较大的故障电流,大概为11 A左右;零序电流为9.8 A,可是接地距离保护和零序保护均没有动作。在对04#线路保护回路的检查中,发现CT回路极性接反了,而在极性接反情况下保护启动记录的3Uo超前3Io大约86°,如果极性正确的话,保护反映的是正向接地故障,在零序电流这么大的情况下,04#线路保护肯定是要跳闸的。对于03#线路保护CT回路极性正常,在极性正确情况下保护启动记录的3Uo超前3Io大约86°(3#线保护滤波的零序向量如图4所示)。如果04#线发生正向接地故障(4#线保护滤波的零序向量如图5),那么03#线保护反映的反向接地故障是正确的,正是由于04#线路保护CT极性接反,线路保护不会动作,从而引起上一级相邻元件(变压器)的零序保护动作。综合以上情况,可判断在04#线路上发生了A、C相接地故障。

2.2 零序网络分布

在电网中,由于各个变压器等电气设备的中性点接地的不确定性,因此在发生接地故障时的零序网络分布比较复杂。在跟运行单位核实了局部电网变压器中性点接地运行情况的基础上,我们拟制了在04#线路上发生A、C相接地故障时的零序网络分布示意图(如图6所示)。

在示意图中,一部分零序电流通过Io4流向小电源系统,一部分通过Io4流向大电源系统。在Io4回路,Io1流向该站1#变110 kV中性点,Io2流向该站2#变110 kV中性点,Io3流向出线变压器110 kV中性点,Io5流向大电源变压器110 kV中性点。在正常情况下,Io1和Io2接在同一个变电所的地网上,大小值应基本相同。

2.3 主变保护动作行为分析

在零序网络分布图中,Io4=Io1+Io2+Io3+Io5。03#线路CT变比为300/5=60,04#线路CT变比为600/5=120,两台主变中性点零序CT变比为300/5=60。计算发生接地故障时部分零序一次电流:Io4=9.828×120=1179 A,Io1=18.36×60=1101 A,Io3=3.758×60=225 A。显然,Io1+Io3=1101+225=1326A>1179 A=Io4,这是不对的。在检查两台主变中性点零序CT时,发现CT抽头实取100/5,与设计整定值300/5不符。这样,进入到该站主变保护中的二次零序电流就比设计值增大了3倍。保护的灵敏度提高了,就有可能引起保护误动作。譬如,2006年5月26日18:28,01零序过流I段动作,动作量Io=7.61 A,整定值为Idz=5 A,如果在CT变比抽头正确的话,那么I0=7.61/3=2.53 A<5 A=Idz,主变零序保护就不会误跳闸了。

在同样的运行方式和条件下,2#主变零序保护为什么会不动作呢?现场通过在中性点CT的二次抽头处对保护施加电流,保护中采样电流与测试电流相符,且保护动作特性正常,可以确定保护是没问题的。检查两台主变中性点接地网处对土壤阻值时发现:1#变Xo1=0.18Ω,2#变Xo2=1.48Ω,2#变超出国家关于变电所各接地点对土壤阻值不大于0.5Ω的标准。由于Xo1和Xo2并联接在变电所地网上,假设该站变压器110 kV中性点对地零压为3Uo,Io1和Io2为接地故障时流向两台主变中性点实际的一次零序电流,则以下公式成立

即有:0.18Ω×1101 A/3=1.48Ω×Io2,可计算出Io2=44.6 A

在CT变比为100/5的情况下,2#主变保护中的零序电流为44.6/20=2.23 A,小于保护定值,因此2#变零序保护不会动作。即使在2#主变已超过绝缘能力的情况下,保护仍有可能不符合动作条件而拒动作,从而进一步引起上一级保护设备跳闸。

3 结论及反措建议

3.1 结论

此次事故发生后,我们和运行单位经过认真检查分析后认为:04#线路发生A、C接地故障,由于线路CT极性接反,线路保护不动作,进一步引起上一级保护设备该站1#主变零序保护动作跳闸;另外,在同样运行方式条件下,由于2#变中性点对地土壤阻值严重超出国家标准,2#变零序保护未能动作跳闸。

3.2 反措处理

通过对此次事故的分析处理,发现一些影响电网安全运行的缺陷,实施了以下反事故处理措施:

⑴调整了04#线路CT极性,使其正确。

⑵调整了2台主变中性点CT变比,使其符合设计变比要求。

⑶建议运行单位在以后的大检中,实施对2#变中性点接地地网处对地土壤阻值严重超标的情况进行处理,使其符合国家标准。

参考文献

[1]王维俭.发电机变压器继电保护整定计算例[M].北京:中国电力出版社,2000.