华能左权煤电有限责任公司032600
一、正常运行方式:
1、每台机组设6kV厂用A、B两段母线,不设公用段。机组单元负荷接在本机组的6kV
厂用母线上,全厂公用负荷分别接在两台机组厂用母线上,成对出现的高压厂用电动机
及低压厂用变压器分别由不同6kV厂用段上引接;
2、#1机6kV1B段6120开关及#2机6kV2B段6220开关为厂外煤场6kVA、B段电源,接至煤场升压变升至10kV,经煤场降压变降至6kV,厂外煤场6kV段通过母联开关互为备用;
3、每台机组设置一台容量为63/38-38MVA的高厂变,高厂变的高压侧电源由本机组发电机和主变之间的封闭母线上支接,低压侧通过共箱母线连接到本机组的两段6kV厂用母线上作为工作电源;
4、两台机组设置一台容量为63/38-38MVA的有载调压高压启动/备用分裂变压器。启备变电源从500kV升压站引接,启备变低压侧通过共箱母线连接到每台机组的两段6kV厂用母线上作为启动/备用电源;
5、启备变可作为任一台高厂变故障情况下的备用,满足一台机组启动容量。若一台机组故障,启备变可带厂用A、B段的全部负荷。厂用A、B段各设一套厂用电快切装置。
摘要:某电厂因配合电网公司进行出线I、II回线间隔倒接工作,相继停运#2、#1机组。电厂临时电源由邻近县城接引一条10KV母线,由该外接10KV线路经电厂#1、#2煤场降压变反送电至#1、#2机组6KV IB、IIB段母线,再经过#1-2引风机断路器6154、#1-1引风机断路器6153,#2-2引风机断路器6254、#2-1引风机断路器6253送电至6KV IA、IIA段母线。#1、#2柴油发电机处于热备用状态;厂外煤场由#2煤场升压变接带。文章以该电厂特殊供电方式为例,对机组双停时电源接引提供一种可行性方式。同时以该电气问题记性分析,为火电机组分析电气问题提供借鉴的案例。
关键字:火电厂;电压波动
一、事前工况:
机组双停,电厂厂用电又外接10KV母线接带。外接10KV母线电压:10.3KV;电流90A。6KV IA/IB段电压6162V/6162V; 6KV IIA/IIB段电压6182V/6180V。1004断路器(接#1机组)电流:44.5A,1005断路器(接#2机组)电流51A。
#1机组6KV母线接带负荷及电流情况:
负荷 | 汽机变 | 锅炉变 | 除尘备变 | #1脱硫变 | #1厂前区变 | #1化水变 | #1输煤变 | 6KV #1煤场 |
电流(A) | 4.8 | 18.2 | 2.1 | 15.3 | 9.8 | 6.6 | 7.6 | 70.5 |
#2机组6KV母线接带负荷及电流情况:
负荷 | 汽机变 | 锅炉变 | 除尘备变 | #2供水变 | #2候班楼变 | #2照明变 | 6KV #2煤场 | #4仪用空压机 |
电流(A) | 0.7 | 4.2 | 1.1 | 5.5 | 10.6 | 12.8 | 62.4 | 31.1 |
二、事件经过:
由于#1、#2机组DCS电脑时间偏差近1min10s左右,具体以#1机组时间为准。
06月07日18:01:29 外接10KV母线电压由10.3KV最低摆动至9.9KV,#1机组6KV母线电压由6162V最低摆至6030V,#2机组6KV母线电压由6182V最低摆至6022V;#1机组380V母线电压由398V最低摆至328V,#2机组380V母线电压由398V最低摆至392V。
18:01:31 脱硫预澄清池搅拌器、澄清池搅拌器、事故浆液箱搅拌器A、废水旋流箱搅拌器、凝聚剂溶液箱搅拌器、有机硫溶液箱搅拌器跳闸。
18:01:31 #1机组380V母线电压最低降至328V(锅炉PC段)。
18:01:31 #4仪用空压机电流突涨至54A后下降。
18:01:32 #1厂前区变电流由9.8A降为0。
18:01:32 6KV #2煤场电源断路器电流由62A降为55A。
18:01:44 #4仪用空压机跳闸,电流降为0。
18:01:44 6KV #2煤场电源断路器电流由55A降为28A。
通过DCS画面判断#4仪用空压机跳闸,#1厂前区变低压侧失电(高压侧断路器在合位),6KV煤场电源低压侧失电。
就地检查#4仪用空压机本体控制面板无异常报警,高压侧断路器处无报警,断路器处于分闸状态;
就地检查#1厂前区变高压侧断路器无异常报警,断路器处于合闸状态,低压侧进线断路器处于分闸状态,无异常报警;
通知燃料运行检查煤场电源运行情况,发现厂外煤场PC段进线断路器处于分闸状态,无异常报警;
就地检查#2煤场升压变本体无异常,#2煤场升压变至厂外煤场电源断路器1021无异常报警;
就地检查外接10KV母线进线断路器1002面板无异常报警。
运行人员通过就地现象推断:此次跳闸事件不是由我厂设备故障导致,开始恢复送电。
18:08:00恢复脱硫设备运行。
18:11:00启动#4仪用空压机运行(压缩空气压力由0.74MPa降至0.54MPa)。
18:23:00恢复厂前区PCA、B段运行,通知综合服务中心及办公室负责人。19:02:00恢复厂外煤场PCA、PCB段运行。
三、原因分析:
1、厂前区PC段失电原因为进线断路器跳闸,就地检查综保装置无动作报告;厂外煤场PC段母线失电原因为进线断路器跳闸,就地检查综保装置无动作报告。
厂前区PC段母线进线断路器与厂外煤场PC段进线断路器为ABB-框架式断路器,此断路器综保装置保护未动作。厂前区变与厂外煤场变属于外围变压器,此类变压器低压侧进线断路器自带保护中包含有欠压脱扣,延时1S动作,分析此因素为进线断路器跳闸原因(欠压值为30%,具体未做试验验证)。
2、脱硫跳闸设备事故浆液箱搅拌器A、废水旋流箱搅拌器电源断路器为抽屉式断路器,此断路器内包括电机控制接触器,此接触器欠压脱扣导致断路器跳闸,(具体欠压值与接触器型号有关,一般为不超过20%)。
凝聚剂溶液箱搅拌器、有机硫溶液箱搅拌器电源控制柜为抽屉式断路器,控制柜内包含接触器,电压低至一定值时脱开导致设备跳闸。
脱硫预澄清池搅拌器、澄清池搅拌器跳闸原因同理如上。
3、#4仪用空压机动力电源由#2机组6KV母线接带,控制电源由2CCPCB段母线接带。
#4仪用空压机在6KV母线电压波动时正处于加载状态,电流上涨至54A,未达过流速断保护动作值215.5A(7*In)。
通过DCS画面及就地检查#4仪用空压机本体无故障,各轴承度、绕组温度正常,就地排汽温度、压力、油温正常、冷却水压力正常,排除此类因素影响。通过排除法判断空压机跳闸原因为空压机控制电源失去或电压异常。
#4空压机控制电源由2CCPCB段380V母线接带,DCS画面除尘PC段母线无电压测点,无法判断除尘PC段母线电压波动范围。
空压机跳闸条件为:
3.1压缩机出口油温T1、分离器后空气温度T2、过滤器后油温T3达到113℃时跳闸;
3.2分离器内压力P1达到0.96MPa时跳闸;
3.3空压机排气压力P2达到0.95MPa时跳闸;
3.4油滤后油压小于0.01MPa时跳闸;
3.5空压机运行超过60s,P1<0.14MPa;
3.6空压机运行超过5s,P1<0.035MPa;
3.7空压机冷却水压力<0.07MPa;
3.8空压机控制电源失去或电压异常;
3.9空压机温度传感器故障;
3.10空压机任意一点轴承温度达到90℃及以上时跳闸(单点跳闸);
3.11空压机绕组温度达到130℃及以上时跳闸(6取4)。
查询空压机控制电源异常逻辑判定为:380V母线电压过压10%;380V母线电压欠压10%;相序错误;380V母线失电。综合判断:#4仪用空压机跳闸原因为380V控制电源欠压10%。
3、通过咨询邻近县城供电站,回复10KV外接线路发生故障重合闸保护动作导致10KV母线电压波动,动作时间反应快,时间以毫秒(mms)计算,本单位DCS画面10KV线路及厂用电系统电压、电流测点时间均以秒(s)计算,无法准确监视判断母线电压变化值。
暴露问题:
1、外围变压器进线断路器低电压保护未进行特性试验。
2、外接10KV母线进线断路器1002就地保护装置时间与实际北京时间相差近30min。
3、仪用空压机设备控制原理、相关保护不清。
4、DCS画面0.4KV部分母线电压无法监视。
5、#1机组与#2机组DCS画面时间不一致,有偏差,不利于事故分析。
6、厂内外接10KV母线未加装防雷装置(避雷器)。
四、防范措施:
1、外围变压器进线断路器进行低电压保护特性试验。
2、修改外接10KV母线进线断路器1002就地保护装置时间与北京时间一致。
3、联系厂家,加强空压机构造、控制系统学习并掌握。
4、DCS画面中0.4KV母线电压加装取样点便于监视及发现趋势变化。
5、调整#1机组与#2机组DCS画面时间保持与北京时间一致,便于事故分析。
6、厂内外接10KV母线加装防雷装置(避雷器)。
五、总结
该厂电压波动导致设备跳闸,分析分析清晰,事故案例范围可控,判断迅速,处置果断。为同类型事件提供一个借鉴参考的意义。