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安徽某發(fā)電有限公司1號(hào)機(jī)組“4?9”非計(jì)劃停運(yùn)事件通報(bào)

2018-04-23 14:31:37 大云網(wǎng)  點(diǎn)擊量: 評(píng)論 (0)
一、事件經(jīng)過(一)事件前運(yùn)行工況2018年04月09日19時(shí)00分,1號(hào)機(jī)組負(fù)荷268MW,發(fā)變組保護(hù)A、B、C、D、E柜保護(hù)正常投入。6kV 1A、1B段母線

一、事件經(jīng)過

(一)事件前運(yùn)行工況

2018年04月09日19時(shí)00分,1號(hào)機(jī)組負(fù)荷268MW,發(fā)變組保護(hù)A、B、C、D、E柜保護(hù)正常投入。6kV 1A、1B段母線分別由備用電源開關(guān)供電。發(fā)變組并入500kV I母運(yùn)行。A、B、C、D四臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行。

(二)事件詳細(xì)過程

04月09日16時(shí)34分網(wǎng)調(diào)令:許可1號(hào)主變5001開關(guān)改為I母熱備用,16時(shí)38分操作完畢,匯報(bào)網(wǎng)調(diào)劉工。

16時(shí)44分,1號(hào)機(jī)并網(wǎng)。

17時(shí)20分,1號(hào)機(jī)負(fù)荷100MW,執(zhí)行1號(hào)機(jī)6kV廠用電切換操作過程中,6kV1A段母線工作電源開關(guān)由“試驗(yàn)”位搖至“運(yùn)行”位時(shí)卡澀,聯(lián)系江東公司甄某某、馬某某處理。

18時(shí)30分,將6kV 1A段母線工作電源開關(guān)由“試驗(yàn)”位搖至“運(yùn)行”位,“開關(guān)工作位置”指示燈亮。

19時(shí)00分,執(zhí)行1號(hào)機(jī)6kV 1A段母線由備用電源開關(guān)供電換由工作電源開關(guān)供電操作,快切裝置動(dòng)作,合上6kV 1A段母線工作電源開關(guān),備用電源開關(guān)分閘,約1秒左右工作電源開關(guān)跳閘,6kV 1A段母線失電。19時(shí)01分1號(hào)機(jī)組跳閘,鍋爐MFT首出“汽機(jī)跳閘”,汽機(jī)ETS首出“發(fā)電機(jī)故障”,就地檢查1號(hào)發(fā)變組保護(hù)C屏主變T60-I保護(hù)裝置“主變差動(dòng)保護(hù)”、“全停”報(bào)警;D屏主變T60-II保護(hù)裝置“主變差動(dòng)保護(hù)”、“全停”報(bào)警,C、D柜出口跳閘繼電器均動(dòng)作。6kV1A段母線低電壓I、II段報(bào)警。

當(dāng)班運(yùn)行人員就地檢查1號(hào)主變、1號(hào)高廠變本體未發(fā)現(xiàn)異常。將1號(hào)機(jī)6kV1A段母線工作電源開關(guān)拉至檢修位,檢查開關(guān)動(dòng)、靜觸頭均有電弧燒傷痕跡。

21時(shí)00分,將1號(hào)機(jī)6kV 1A段母線轉(zhuǎn)冷備用,測量A、B、C三相母線絕緣對(duì)地2000兆歐,相間1500兆歐,絕緣合格。聯(lián)系設(shè)備部電氣點(diǎn)檢葉舟對(duì)母線及6kV 1A段母線工作電源電源開關(guān)檢查。

23時(shí)55分,網(wǎng)調(diào)朱工口令:1號(hào)主變5001開關(guān)改為冷備用,4月10日00時(shí)20分操作完畢,匯報(bào)網(wǎng)調(diào)朱工。

(三)檢查處理過程

1.拉開6kV 1A段母線工作電源開關(guān)至檢修位,檢查開關(guān)上、下口梅花觸頭均有不同程度燒蝕,C相上端動(dòng)觸頭最嚴(yán)重,梅花觸頭拉緊彈簧燒斷一根,掉落在靜觸頭套筒內(nèi)(見圖1)

圖1:C相靜觸頭套筒

2.檢查開關(guān)處于分閘位置,彈簧在儲(chǔ)能狀態(tài)。外觀無明顯變形,絕緣件、真空泡未破損(見圖2)。

圖2:開關(guān)背部圖

3.動(dòng)觸頭過熱燒蝕部位基本位于下半圈觸指上,上半圈無明顯過熱痕跡。靜觸頭與動(dòng)觸頭對(duì)應(yīng)部位有過熱燒蝕痕跡(見圖2)。

4.通過導(dǎo)電膏痕跡觀察,動(dòng)靜觸頭咬合距離不足圖紙規(guī)定的15mm-25mm,實(shí)際從5mm到15mm不等(見圖3)。

圖3:靜觸頭

5. 調(diào)閱機(jī)組故障錄波器,6kV 1A段母線工作電源開關(guān)合上468ms時(shí),發(fā)生C相單相接地,接地電流180A,持續(xù)時(shí)間251ms,700ms時(shí)發(fā)展為三相短路,短路電流最高25kA,持續(xù)時(shí)間55ms,760ms時(shí)主變差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作。錄波情況與開關(guān)C相動(dòng)觸頭燒損最嚴(yán)重、另兩相次之的情況基本吻合(見圖4)。

圖4:故障時(shí)廠變高、低壓側(cè)電流及A分支零序電流情況

6.開關(guān)底盤橫梁有受力變形,呈輕微弓形,開關(guān)推進(jìn)桿往外凸出距離約5mm(見圖5)。

圖5:開關(guān)底盤橫梁(圈出變形部位)

7.復(fù)測開關(guān)的極間距,相間距,觸頭長度等,與圖紙對(duì)比無誤(見圖6)。

圖6:開關(guān)本體尺寸圖

8.柜內(nèi)單相接地點(diǎn),位于上活門C相處(見圖7)。

9.事故后,對(duì)開關(guān)進(jìn)行耐壓試驗(yàn)合格,真空泡完好。目前靜觸頭更換完成,為保證接觸可靠,比原靜觸頭長5mm。另需更換開關(guān)底盤,上下6只導(dǎo)電臂,6只動(dòng)觸頭,落實(shí)配件后修復(fù)。該開關(guān)可臨時(shí)用同型號(hào)開關(guān)替代。

10.高廠變保護(hù)啟動(dòng)未出口

(1)高廠變分支零序過流

1號(hào)高廠變A分支零序電流達(dá)到180A,超過動(dòng)作值90A(一次值),但由于持續(xù)時(shí)間只有251ms,沒有達(dá)到時(shí)限(時(shí)限為1.1s),因此該保護(hù)只啟動(dòng)未出口(見圖8)。

圖8: 故障時(shí)6KV1A分支零序電流及持續(xù)時(shí)間

(2)6KV1A分支限時(shí)速斷保護(hù)

6KV1A分支電流最大為25000A,故障電流達(dá)到動(dòng)作值(10400A),由于時(shí)間只維持70ms,沒有達(dá)到時(shí)限(時(shí)限為1s),因此該保護(hù)只啟動(dòng)未出口(見圖9)。

故障時(shí)6KV1A分支電流及持續(xù)時(shí)間

(3)高廠變電流速斷保護(hù)

高廠變高壓側(cè)電流最大達(dá)到8.13KA,未達(dá)到高廠變電流速斷保護(hù)定值(10kA),因此該保護(hù)未啟動(dòng)(見圖10)。

圖10: 故障時(shí)高廠變高壓側(cè)電流及持續(xù)時(shí)間

(4)高廠變高壓側(cè)復(fù)合過流保護(hù)

高廠變高壓側(cè)復(fù)合過流保護(hù)動(dòng)作延時(shí)為1.6s,該保護(hù)只啟動(dòng)未出口。

(5)廠用電保護(hù)時(shí)限配合圖(見圖11、圖12)

圖11: 6kV廠用電速斷、過流保護(hù)配合時(shí)限圖

圖12:6kV廠用電接地保護(hù)配合時(shí)限圖

11、在1號(hào)高廠變CT端子箱處將接入1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)的2組電流回路的極性對(duì)調(diào),進(jìn)行逐相通流試驗(yàn),驗(yàn)證回路的正確性,恢復(fù)正常接線。

12、對(duì)1號(hào)主變絕緣油進(jìn)行色譜分析,分析結(jié)果正常,三比值法結(jié)果為0、0、0,屬正常老化(見圖13)。

圖13:1號(hào)主變油色譜化驗(yàn)報(bào)告

二、原因分析

(一)直接原因

1、6kV 1A段母線工作電源開關(guān)動(dòng)、靜觸頭接觸不到位,6kV 1A段母線由備用電源開關(guān)供電切換至工作電源開關(guān)供電后,在大電流負(fù)載下,觸頭急劇發(fā)熱,導(dǎo)電膏、金屬等導(dǎo)電物質(zhì)受熱蒸發(fā)后從靜觸頭套筒內(nèi)往外噴出,形成對(duì)活門擋板下沿的導(dǎo)電路徑,形成單相接地,產(chǎn)生弧光。同時(shí)A、B兩相觸頭也有不同程度發(fā)熱燒蝕,揮發(fā)出導(dǎo)電物質(zhì),受弧光影響,在700ms時(shí)由單相接地發(fā)展為三相短路。由于1號(hào)高廠變高壓側(cè)主變差動(dòng)保護(hù)用CT極性接反,1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作先于1號(hào)高廠變分支過流保護(hù)動(dòng)作,1號(hào)機(jī)組跳閘。

2、1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)誤動(dòng),機(jī)組跳閘。

三側(cè)電流采用反相接入差動(dòng)保護(hù)裝置,因此正常運(yùn)行時(shí)三側(cè)電流為主變高壓側(cè)和發(fā)電機(jī)機(jī)端電流相量差150°,發(fā)電機(jī)和高廠變高壓側(cè)電流相量差180°接入為正確接入法。此次事故后調(diào)閱2臺(tái)機(jī)保護(hù)裝置故障錄波,在錄波圖上發(fā)現(xiàn)2號(hào)發(fā)電機(jī)機(jī)端電流和高廠變高壓側(cè)電流相量相差180°,而1號(hào)發(fā)電機(jī)機(jī)端電流和高廠變高壓側(cè)電流為同相接入2臺(tái)裝置的運(yùn)算原理相同,而且2號(hào)機(jī)主變差動(dòng)保護(hù)正常運(yùn)行時(shí)顯示差流為0,因此判斷1號(hào)高廠變高壓側(cè)二次電流極性接反。

故障時(shí)的差動(dòng)計(jì)算情況,W1、W2、W3分別代表主變高壓側(cè)、發(fā)電機(jī)和高廠變高壓側(cè)。故障時(shí)差流和制流的比值為150%,差動(dòng)保護(hù)出口,差動(dòng)驗(yàn)算表顯示跳閘出口TRIP(見圖14)。

14:故障時(shí)高廠變高壓側(cè)CT錯(cuò)誤接線時(shí)的差動(dòng)驗(yàn)算表

但是如果將高廠變高壓側(cè)的電流反轉(zhuǎn)180°,那么就不會(huì)動(dòng)作,從而驗(yàn)證了高廠變極性接反。

模擬故障情況下高廠變CT按正確接入時(shí)的動(dòng)作情況,從圖14可以看出此時(shí)保護(hù)裝置不出口NO TRIP(見圖15)。

圖15:故障時(shí)高廠變高壓側(cè)CT正確接線時(shí)的差動(dòng)驗(yàn)算表

由于高廠變在主變差動(dòng)中的占比很小,因此正常運(yùn)行時(shí)高廠變高壓側(cè)電流互感器極性接反不會(huì)引起主變差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作。經(jīng)驗(yàn)證,正常運(yùn)行時(shí)3側(cè)電流帶入差動(dòng)驗(yàn)算表中,模擬高廠變高壓側(cè)CT錯(cuò)誤接線時(shí)差動(dòng)保護(hù)不會(huì)出口NO TRIP(見圖16)。

圖16:正常運(yùn)行時(shí)高廠變高壓側(cè)CT錯(cuò)誤接線差動(dòng)不會(huì)動(dòng)作

2016年1號(hào)機(jī)大修發(fā)變組部分沒有進(jìn)行回路改動(dòng),保護(hù)裝置也沒有更換,因此沒有進(jìn)行短路試驗(yàn)。

根據(jù)DL/T995-2006 繼電保護(hù)和電網(wǎng)安全自動(dòng)裝置檢驗(yàn)規(guī)程,大修中沒有進(jìn)行CT極性的檢查(見圖17)。

圖17:規(guī)程對(duì)CT校驗(yàn)的要求

(二)間接原因

6kV 1A段母線工作電源開關(guān)底盤橫梁變形,推進(jìn)桿外弓,影響了開關(guān)推進(jìn)距離,雖然限位開關(guān)顯示到位,實(shí)際上動(dòng)、靜觸頭接觸不好,開關(guān)帶載后發(fā)熱、短路,造成機(jī)組非停。

三、暴露問題

本次非停暴露出該公司在安全生產(chǎn)管理上存在責(zé)任落實(shí)和制度落實(shí)不到位的情況。具體表現(xiàn)在:

1、隱患排查治理不徹底。

機(jī)組自2008年12月投產(chǎn)以來,多次進(jìn)行隱患排查、機(jī)組檢修工作,且于2016年進(jìn)行了A級(jí)檢修,但未能發(fā)現(xiàn)高廠變高壓側(cè)電流互感器極性接反的隱患。暴露出隱患排查不細(xì)致。

6kV 1A段母線工作電源開關(guān)于2017年10月發(fā)現(xiàn)上口B、C相導(dǎo)電部分發(fā)熱,引起周圍絕緣件軟化變形。2018年4月開關(guān)送出修理,更換了6只梅花觸頭,6只導(dǎo)電臂絕緣筒,3只絕緣護(hù)罩,3只真空泡絕緣筒等受損絕緣件。未能徹底解決開關(guān)整體問題。暴露出隱患治理不徹底。

2、技術(shù)監(jiān)控工作不到位。

機(jī)組自投產(chǎn)以來,繼電保護(hù)人員未對(duì)兩臺(tái)機(jī)組保護(hù)裝置采樣情況進(jìn)行監(jiān)督,未定期檢查并記錄裝置采樣電流、電壓、相量及差流情況。暴露出技術(shù)監(jiān)控和定期工作不到位、不落實(shí)。

3、人員技能培訓(xùn)不扎實(shí)。

在處理開關(guān)無法搖至“工作位置”的過程中,未能及時(shí)判斷并徹底解決開關(guān)存在的問題,使開關(guān)帶病運(yùn)行。反映出檢修人員對(duì)設(shè)備結(jié)構(gòu)及檢修工藝掌握不足,暴露出人員技能培訓(xùn)不扎實(shí)、不細(xì)致。

4、設(shè)備驗(yàn)收把關(guān)不嚴(yán)謹(jǐn)。

開關(guān)維修返廠后試驗(yàn)不完整,僅憑廠家提供的出廠試驗(yàn)報(bào)告進(jìn)行了外觀檢查及試驗(yàn)位分合閘試驗(yàn),未送至運(yùn)行位置進(jìn)行試驗(yàn),而針對(duì)開關(guān)機(jī)構(gòu)變形導(dǎo)致的動(dòng)靜觸頭接觸不良判斷不足。暴露出設(shè)備管理和質(zhì)量驗(yàn)收不嚴(yán)謹(jǐn)、不嚴(yán)肅。

四、防范措施

1、全面開展隱患排查工作。借鑒熱控專項(xiàng)提升活動(dòng),對(duì)電氣相關(guān)保護(hù)進(jìn)行全面排查,對(duì)全廠保護(hù)定值進(jìn)行梳理。特別針對(duì)差動(dòng)保護(hù)的極性進(jìn)行專項(xiàng)檢查,對(duì)查出的問題制定整改計(jì)劃,利用停機(jī)機(jī)會(huì)及時(shí)整改。

完成時(shí)間:2018年11月30日

2、立即開展對(duì)6kV開關(guān)同類型問題的隱患排查,制定問題清單,研究解決方案,制定防范措施并實(shí)施。同時(shí)著手進(jìn)行技術(shù)改造可行性研究,上報(bào)技改計(jì)劃,擇機(jī)徹底整治。

完成時(shí)間:2018年11月30日

3、結(jié)合省公司三年提升培訓(xùn)計(jì)劃,舉一反三,利用“以考促培”、“導(dǎo)師帶徒”等手段提升員工業(yè)務(wù)技能水平和異常分析處理能力。

完成時(shí)間:持續(xù)進(jìn)行

4、規(guī)范設(shè)備驗(yàn)收管理程序,針對(duì)開關(guān)動(dòng)、靜觸頭接觸不到位的問題制定專項(xiàng)技術(shù)方案,結(jié)合現(xiàn)場檢修工藝規(guī)程修訂工作進(jìn)行完善。

完成時(shí)間:2018年6月30日

五、責(zé)任考核

此次機(jī)組非停事件定性為一類障礙,主要責(zé)任部門為設(shè)備部,次要責(zé)任部門為維護(hù)部。

根據(jù)《公司安全生產(chǎn)獎(jiǎng)懲規(guī)定實(shí)施細(xì)則》第十九條規(guī)定:

1、設(shè)備部作為設(shè)備管理部門對(duì)設(shè)備隱患排查不徹底、技術(shù)監(jiān)控管理不到位,本次機(jī)組非停負(fù)主要責(zé)任,考核部門36000元;

2、維護(hù)部對(duì)員工技能培訓(xùn)不到位,檢修工藝把控不嚴(yán)謹(jǐn),負(fù)次要責(zé)任,考核部門24000元;。

3、設(shè)備部主任、副書記、副主任作為部門負(fù)責(zé)人,對(duì)設(shè)備隱患排查、技術(shù)監(jiān)控管理不到位,負(fù)管理責(zé)任,各考核1000元;

4、維護(hù)部主任、副主任對(duì)部門員工技能培訓(xùn)管理不到位,負(fù)管理責(zé)任,各考核800元;

5、設(shè)備部電氣專工、電氣二次專工作為技術(shù)監(jiān)控專責(zé)人,對(duì)設(shè)備隱患排查、技術(shù)監(jiān)控管理不到位,負(fù)技術(shù)責(zé)任,各考核2000元;

6、設(shè)備部點(diǎn)檢、維護(hù)部繼電保護(hù)班班長、電氣檢修班班長隱患排查監(jiān)督管理不到位、技術(shù)監(jiān)督管理不到位,負(fù)技術(shù)責(zé)任,各考核1600元;

7、電氣檢修班成員甄某某、馬某某作為現(xiàn)場檢修人員,未能嚴(yán)格執(zhí)行檢修工藝標(biāo)準(zhǔn),負(fù)現(xiàn)場責(zé)任,各考核2000元;

8、對(duì)本次非停責(zé)任班組由該公司根據(jù)相關(guān)制度落實(shí)考核;

9、生產(chǎn)副總經(jīng)理對(duì)設(shè)備隱患排查治理、設(shè)備檢修管理不到位,負(fù)領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任,按照省公司考核標(biāo)準(zhǔn)考核2000元;

10、總工程師對(duì)培訓(xùn)管理、技術(shù)監(jiān)督管理不到位,負(fù)領(lǐng)導(dǎo)責(zé)任,按照省公司考核標(biāo)準(zhǔn)考核2000元。

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責(zé)任編輯:仁德財(cái)

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