直流电源接地引起机组跳闸的原因及防范措施

（华夏国际电力发展有限公司，福建 厦门 361026）

　　厦门嵩屿电厂一期工程安装2台300 MW燃煤发电机组，采用发电机--变压器单元接线方式，主变高压侧220 kV开关为SF6开关全封闭组合电器(GIS)，由法国阿尔斯通公司生产。发电机--变压器组保护采用南京自动化设备厂生产的集成电路保护。发电机组热工数字式电液控制系统(DEH)，由美国西屋公司生产，主要承担汽轮发电机组的转速控制和负荷控制，并具有主汽压力保护、部分甩负荷保护、超速保护(OPC)和阀门管理等功能。

1 故障经过及原因分析

1.1 故障经过

　　嵩屿电厂1号机组发电试运行阶段，当天天气晴，1号机组负荷180 MW、各盘表指示正常，突然发生1号发变组出口开关、励磁开关及厂高变开关运行中跳闸、机组停机。

　　运行人员对发电机、变压器、220 kV出口开关、发变组保护装置以及汽机、锅炉就地进行检查，无异常。故障前，机、炉辅机均未进行启停操作，1号机组CRT盘、BTG盘均未进行参数调整。检查中发现，机组跳机期间继电保护调试人员正在集控直流配电室进行直流电源接地故障查找，采用分支路排查法瞬间断开发变组保护110 V直流操作电源。

　　查SOE事故追忆记录，首出为"程序逆功率"保护动作。

1.2 故障原因分析

　　根据程序逆功率保护原理，保护动作的前提条件是汽轮机主汽门在全关位置，其行程开关的辅助接点闭合。从热工保护逻辑图分析，只有汽轮机、锅炉故障热工保护动作，才会直接作用先关汽轮机主汽门后跳发变组出口开关。

　　现场检查情况表明，跳机前汽机、锅炉热工保护未出现异常或保护动作，因此认为机组跳闸原因与查找110 V直流系统电源接地故障很可能存在着某种联系。

　　对汽轮发电机组DEH数字式电液控制系统逻辑图进行分析可知，当开关状态重动继电器失去电源，接点返回时，DEH装置采集到的开关状态是发变组出口开关跳闸、机组全部甩负荷信号，其开关重动继电器的接点返回，直接启动OPC超速保护，立即作用于汽轮机调节系统，关闭高压调门、中压调门，以保护汽轮机设备的安全。

　　当汽轮机高压调门、中压调门关闭后，汽轮机进汽量几乎等于0。由于发电机--变压器组出口开关在合闸状态，此时发电机变为电动机状态运行，汽轮发电机组向系统吸取有功功率，逆功率测量元件启动。但此时主汽门未关闭，主汽门辅助接点未闭合，时间元件无法起动。检查发现由于调试不当，主汽门辅助接点与主汽门开度行程实际位置不对应，其接点在闭合状态。故此程序逆功率保护满足动作条件，保护动作于发电机组出口开关、励磁开关、厂高变6 kV出口开关跳闸、停汽机、锅炉。

　　之所以出现上述现象，与电气设计人员不熟悉该进口产品的结构以及开关的辅助接点布置有关。图1示出控制回路连接于电液控制系统DEH装置的发变组出口开关辅助接点。虽然启动回路二次接线与DEH装置连接回路每相都采用A、B、C三对接点串接，并采取"三选二"逻辑判断，以提高开关辅助接点的可靠性，但由于设计上的失误，开关辅助接点取自开关重动继电器接点。在进行设备异常处理、瞬间拉合直流操作电源时，必然导致重动继电器失去电源，继电器失磁接点返回，输出发变组出口开关跳闸信号。设计上的失误是造成机组误跳的主要原因。

　　其次，施工安装工艺粗糙、工程质量监督不到位，导致汽轮机主汽门辅助接点状态不可靠，是造成机组跳闸的重要原因。

2 防范措施

　　(1) 改变原连接电液控制系统(DEH)装置的发变组出口开关辅助接点取自重动继电器的接线方式，直接采用发变组出口开关的辅助接点。从出口开关辅助接点中调整9对接点连接于DEH装置(图2)，以消除设计上存在的不安全隐患。

　　(2) 加强对设备安装质量的验收，对开关操作箱的二次接线、接点以及电气设备有关的辅助元件、电气回路与机、炉、辅机热工保护接口进行全面检查、核对，确保电气设备、保护装置运行正常。

　　(3) 为预防意外故障的发生，在运行设备进行直流接地故障查找时，应采取必要的安全防范措施，如短时退出相关保护的出口压板等。