电网事故与教训.ppt

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1、电网事故与教训,华北电力调度通信中心 孙集伟,成为优秀继电保护专业人才的必要条件,高度的责任心；精湛的业务水平；精益求精的工作态度；甘于吃苦的奉献精神,造成继电保护事故的主要原因,装置原理问题设计错误二次回路问题通信通道整定计算错误现场专业人员“三误”其他人员操作不当,未认真领会、执行规程、规定与反措,事故案例1沙岭子电厂“5.28”事故,时间：1996年5月28日11时50分19秒河北省张家口市，沙岭子电厂 事故起因：高压试验人员误将试验装置的交流电源线接错；造成事故扩大的原因：交流混入直流系统，造成三条500kV线路的保护装置先后误动掉闸,事故案例1沙岭子电厂“5.28”事故,地处河北省张

2、家口地区的沙岭子电厂，在上个世纪九十年代，既是京津唐电网的一座主力电厂（当时全厂装机容量为4300MW），同时也是华北电网中联系蒙西电网和京津唐电网的枢纽变电站。全厂共有3条500kV出线，分别为沙昌、线及丰沙线。通过电厂升压站的一台360MVA的500/220kV联络变压器，构成了华北500kV主网与张家口地区的220kV系统之间的联络。,事故案例1沙岭子电厂“5.28”事故,事故简况：96年5月28日11时59分，该厂高压试验人员在升压站220kV设备区进行2200甲开关试验时，错将220V交流电源接入站内直流系统，造成3条500kV线路先后掉闸，并导致张家口地区220kV系统与华北主网之

3、间发生振荡，最终该厂及同处张家口地区的下花园电厂（装机容量为440MW）两个电厂全厂停电。,事故案例1沙岭子电厂“5.28”事故,事故发展过程及保护动作情况：5月28日11时50分19秒，500kV沙昌II线侧5041、5042断路器突然掉闸，保护盘出电抗器B相轻瓦斯、重瓦斯、A相油温高、A、B相压力释放等信号。对侧昌平站保护未动作，断路器未掉。约870毫秒后，500kV丰沙线沙侧5052、5053断路器由于PLS纵联方向保护动作掉闸，对侧丰镇侧保护未动作，断路器未掉。大约7分钟后，500kV沙昌I线沙侧5021、5022断路器跳闸，无任何保护动作信号，对侧昌平站保护未动作，断路器未掉。,事故

4、案例1沙岭子电厂“5.28”事故,事故造成的后果：在沙岭子电厂的三条500kV线路掉闸之后，张家口地区的发电出力（沙岭子电厂和下花园电厂共计1410MW）大大超过地区负荷（412MW），有近900MW的功率要经过220kV上京双回线送入主系统，稳定遭到破坏，引起张家口地区对主网的振荡，振荡过程持续1分44秒。振荡过程中沙岭子电厂的四台300MW机组因超速等原因相继掉闸；下花园电厂的所有机组（共计440MW）也相继掉闸。事故过程中，系统最低达到49.54Hz，张家口地区220kV系统电压最低达到154kV。,事故案例1沙岭子电厂“5.28”事故,类似的事故在电网中多次发生，如：05年10月25日

5、的托克托电厂全停事故、06年2月19日的黄河小浪底电厂全停事故等。,事故案例1沙岭子电厂“5.28”事故,事故教训：直接跳闸的继电器，特别经过较长电缆连接的直接跳闸的继电器，应采用动作功率较大的继电器；动作时间不宜过快。端子排布置应适当加大交流信号接入端子与直流信号接入端子之间的间距。工作中应特别注意防止交流混入直流，采取必要的防范措施。,事故案例2山西电网“7.20”事故,时间：1999年7月20日8时54分58秒地点：山西省太原供电电公司新店变电站故障起因：新店#2变10kV侧B段配电室802开关（即#2主变10kV侧开关）的隔离刀闸8023下插头相间闪络发生3相短路。造成事故扩大的原因：

6、直流消失、保护拒动,山西7.20事故基本情况,新店变电站位于太原市东北方向8公里处，1983年8月投产，1993年扩建。全站主变容量 2150MVA。当时该站有六回220kV出线，分别与500kV侯村变电站、220kV小店变电站以及220kV赵家山变电站联络。110kV出线11回，其中1回与太原二电厂联络，其余10回向太原地区供电。10kV带2台所用变和4组电容器。,事故案例2山西电网“7.20”事故,事故简况：1999年7月20日8时54分58秒，220kV新店变电站10kV B段配电室802开关（即#2主变10kV侧开关）的隔离刀闸8023下插头相间闪络发生3相短路。电容器823开关“低电

7、压”保护正确动作，经0.5秒跳开823开关。与此同时，2#主变10kV过流保护正确动作，经1秒跳802开关，但没有切断10kV侧电弧，开断失败，灭弧室烧毁，配电装置起弧，导致事故的扩大。,事故案例2山西电网“7.20”事故,事故发展过程及保护动作情况：#2主变高、中压侧的复合电压闭锁过流保护仅取用了本侧的电压，由于在10kV三相短路时灵敏度不足没有动作。在10kV配电装置放电起弧燃烧期间，发生了由铝排架构槽钢及其接地扁铁、开关柜内电缆屏蔽层及其接地线与地网构成回路的异点异相接地短路。由于开关柜接地不良（事故后检查接地电阻12欧），致使开关柜电位升高至约20004000V。,事故案例2山西电网“

8、7.20”事故,事故发展过程及保护动作情况：故障发生后大约10左右，开关柜所带的高电压经开关柜内控制和合闸电缆直接窜入主控室的直流回路，直流回路绝缘被击穿，短路，站用直流系统的控制母线直接短路，多处保险熔断，直流系统中的硅链被烧断，致使保护装置的直流电源及部分直流控制电源消失。同时导致主控室控制屏和保护屏放电起弧着火。故障发生后大约23左右，10kV配电室中电弧燃烧产生的大量高温游离气体冲出上部窗口及通风口，引起邻近的 110kV东母A相单相接地短路。由于此时直流电源已经消失，在故障转至110kV系统时，新店110kV母线保护及#1、#2主变的后备保护都没有动作。唯一的110kV联络线（向新线

9、）二厂侧162开关LFP-941A接地阻抗II段及零序保护II段经0.5 正确动作跳闸，重合闸因不满足同期条件而未重合。,事故案例2山西电网“7.20”事故,事故发展过程及保护动作情况：同样是由于直流电源已经消失，110kV母线A相故障时，新店变电站所有六条220kV线路保护均未发出高频闭锁信号，导致新店六条220kV出线对侧开关的CKF突变量快速方向保护超范围动作，A相跳闸。经过单相重合闸时间，六条线路全部重合。其中，赵家山侧两回线重合后加速零序过流保护动作三相跳闸。,事故案例2山西电网“7.20”事故,事故发展过程及保护动作情况：由于本站所有保护不能出口跳闸，110kV东母A相接地持续7秒

10、后，发展为110kV A、B两相接地短路。约5秒后，烧断新东线跨线绝缘子，A、B相引线跌落在西母，形成3相短路。110kV母线三相短路持续约4秒后，新店220kV母线发生A相接地故障，3.4秒后发展为AB两相接地故障，又经0.45秒故障发展为三相短路。新店220kV母线三相短路2.6秒后，神头二厂#1机、大同二厂#5机、#3机、阳光发电厂#2机、大同二厂#2机、#4机、#1机等相继掉闸。在新店220kV母线发生三相短路大约1分43秒后，220kV系统故障电流消失，系统电压恢复。事故期间最低频率为49.38Hz。,事故案例2山西电网“7.20”事故,事故发展过程及保护动作情况：新店110kV母线

11、故障由两相发展为三相时，220kV小新双回小店侧的CKF-3突变量高频保护动作跳三相。而220kV侯新双回侯村侧保护装置报警回路在110kV故障由两相发展为三相以前已经动作，闭锁了CKF-3、CKJ-3保护，故保护一直未出口。当故障发展到新店220kV侧以后，侯村背后有三个电源点即：侯村联络变；侯海线；侯榆线。其保护动作情况如下：侯村变压器保护：未达到后备保护的定值而没有出口侯榆线榆次侧保护：因在新店110kV接地故障期间，保护已全部被闭锁故未出口。侯海线海洛湾侧保护：在新店220kV故障期间，由于故障量未达到保护定值，保护没有出口。,事故案例2山西电网“7.20”事故,事故造成的后果：烧毁了

12、#1主变等设备；部分110kV母线及部分220kV引线烧断；站内地网因过热绷断；变电站主控室着火并将大部分保护设备烧毁，事故殃及山西电网并波及到华北主网。,事故案例2山西电网“7.20”事故,经验与教训：站用直流系统的双重化及冗余互备；继电保护的双重化配置及后备保护配置、整定的合理性；站内接地的可靠性；时钟统一，充分调取各种故障信息。,事故案例3河南电网“7.1”事故,时间：2006年7月1日20时48分华中电网河南500kV郑州变电站事故起因：两条500kV线路的保护相继误动，形成事实上的N-4。,华中电网概况,华中电网是一个以500kV线路为骨干网架，以220kV线路为主体的区域性电网，覆

13、盖湖北、河南、湖南、江西、四川、重庆六省（市），供电面积130万平方公里，供电人口3.8亿，是供电人口最多的区域性电网，电力系统规模及用电水平在中国六大区域电网处于第3位。华中电网东联华东、南接南方、西通西北、北达华北电网，是全国互联电网的枢纽。,华中电网概况,截止2005年底，华中电网全口径装机容量9934.6万千瓦(含三峡)，其中火电5996万千瓦，占59%；水电4038.6万千瓦，占41%。截止2005年底，华中电网500kV厂站共53座，500千伏线路93条，总长度11485.48公里；500kV变压器共98台，总变电容量为64615兆伏安。华中电网2005年最大用电负荷 5959.2

14、万千瓦，最大日用电量12.4万千瓦时；2006年用电负荷继续保持稳步增长势头，上半年最大负荷6047万千瓦，最大日用电量达12.69亿千瓦时。,华中电网概况,华中电网2006年500kV系统地理接线图,事故前华中电网运行方式,河南,湖北,湖南,江西,重庆,四川,磁南线,辛洹线华中华北联网线,江复线,孝邵线,万龙II回线,樊白I、II回,葛岗线,凤梦线,三万线,南万线,洪陈I、II回,4回220kV线,三峡,灵宝直流华中西北联网线,葛南直流华中华东联网线,龙政直流华中华东联网线,江城直流与南方电网联网线,全网 60140MW,华中电网区域及省间联络示意图,至华北,洹安,仓颉,获嘉,沁北,豫北,牡

15、丹,嵩山,三火,豫西,郑州,祥符,豫中,姚孟,邵陵,白河,豫南,至湖北襄樊,至湖北孝感,马寺,事故前河南电网运行方式,苗店,澳铝,新乡,柳林,峡窝,焦作,首阳山,常庄,峡窝,徐庄,河南电网500kV结构示意图,洛热,事故案例3河南电网“7.1”事故,事故起始阶段：20:48:00，500千伏嵩郑II线REL561保护中的电流差动保护动作，C相跳闸重合不成功，三相跳闸。郑州变电站5033开关、5032开关跳开，因郑州I母线配合牡郑线施工停电，带掉500千伏郑祥线，郑祥线由祥符侧充电运行；事故扩大阶段：20:48:10，500千伏嵩郑I线郑州变REL561保护中的过负荷保护动作，郑州变5023开关

16、、5022开关跳闸，因郑州I母线配合牡郑线施工停电，带掉500千伏白郑线，跳闸后，嵩郑I线由嵩山侧充电运行，白郑线由白河侧充电运行。,事故案例3河南电网“7.1”事故,事故进一步扩大阶段及处理情况：20:48:10，嵩山变电站配置有安控装置，安控方案为嵩郑线跳两回时发出切机信号，本次事故中嵩郑两回线郑州侧开关跳闸后，安控装置未发出切机信号。随即，河南省调紧急拍停了小浪底水电厂、三门峡水电厂、三门峡火电厂 的部分机组，同时令豫北、豫西的发电厂紧急降出力。,事故案例3河南电网“7.1”事故,220kV线路保护动作情况：220千伏柳新线（豫北豫中）C相故障，纵联方向保护及纵联距离保护动作，三相跳闸；

17、220千伏焦峡线（豫北豫中）A相故障，纵联闭锁零序保护动作，三相跳闸；220千伏首常II线（豫西豫中）B相故障，纵联距离和纵联方向保护动作，重合不成功，三相跳闸；220千伏澳苗线（豫北豫西）B相故障，纵联距离和纵联方向保护动作，重合不成功，三相跳闸；牡丹变220千伏牡陡I线距离III段保护动作，三相跳闸。,事故案例3河南电网“7.1”事故,事故发展情况：嵩山变成为500千伏开关站，豫北电网（与华北联网）仅靠500千伏嵩获I、II回线和马嵩I、II回线与豫西电网相联，豫西电网（与华北联网）仅靠余下3条220千伏线路与豫南电网（主网）相联。线路满载或过负荷，负荷中心电压下降，调度下令紧急事故拉路并

18、直接下令拉开变压器。,至华北,洹安,仓颉,获嘉,沁北,豫北,牡丹,嵩山,三火,豫西,郑州,祥符,豫中,姚孟,邵陵,白河,豫南,至湖北襄樊,至湖北孝感,马寺,事故后河南电网运行方式,苗店,澳铝,新乡,柳林,峡窝,焦作,首阳山,常庄,峡窝,徐庄,河南电网500kV结构示意图,洛热,事故案例3河南电网“7.1”事故,事故发展情况：20:59，豫西、豫中电网潮流、电压出现周期性摆动，电压水平急剧下降，系统出现振荡现象：辛洹线功率在1700MW之间波动，万龙II回线功率在1800MW之间波动，鄂豫断面在1000-2000MW之间波动；鄂湘断面在500-1000MW之间波动；鄂赣断面在300-600MW之

19、间波动。河南电网电压水平大幅下降，部分机组相继闸，系统发生振荡，振荡期间豫南及华中电网频率最低达49.1Hz左右，河南、湖北、江西、湖南等电网低频减载特I、II、III轮次动作；国调下令断开辛洹线，将华中电网与华北电网解列。并减少了华中电网的外送（华东、南方）电力。电压逐渐恢复，振荡逐步平息。,事故案例3河南电网“7.1”事故,事故教训：加强“主人”意识，认真把好验收、校验的质量关；深入掌握继电保护的原理，对相关专业的掌握与了解不容忽视；机网协调非常重要，须予以高度重视。注意解决自动化系统中始终统一的问题，注意解决大量信息上送时通道阻塞问题。,测通道延时Td,主机,从机,tmr,tms,tss

20、,tsr,线路纵差保护采样同步,从机采样时刻调整,主机（参考端）,从机（同步端）,线路纵差保护采样同步,t,Ts=3Ts-(Td+t),有关光纤纵差保护运行的几点建议,对光功率的检查非常必要；光功率电平不能作为光信号好坏的唯一评价；接收端的光功率电平不宜太高。,事故案例4丰镇电厂“6.2”事故,时间：2003年6月2日5时50分内蒙丰镇电厂（既是内蒙的主力电厂，同时也是位于蒙电东送通道上的枢纽变电站）事故起因：#5机组在并网操作过程中，由于5031开关A相拉杆断裂，导致系统通过5031开关A相单相带#5发电机变压器组异常运行。事故后果：一台发电机烧损，两台机组停运，四条500kV线路及5-2联

21、变相继跳闸，蒙西电网与华北电网解列。,事故案例4丰镇电厂“6.2”事故,事故简况：6月2日凌晨，丰镇电厂#5机炉完成临修工作后点火启机，冲转至约1400转/分，运行人员拉开5031、5032开关（不完整串），进行并网前的操作准备。当合入5031-6刀闸。#5机突然一声巨响，主机各瓦振动全部超标，发电机两侧爆炸着火。随后丰镇电厂#4机204开关；#6机5041、5042开关；丰万二线5061、5063开关，联变5011、5012开关以及万全站丰万二线5043开关（万顺一线5042、5041开关计划检修），丰万一线5052、5053开关；永圣域站永丰一线5032、5033开关，永丰二线5042、5

22、043开关相继掉闸。丰镇500kV#1、#2母线失压，内蒙电网与华北主网解列。,事故案例4丰镇电厂“6.2”事故,事故原因检查：经事后对5031A相断路器进行解体检查发现，该断路器内部的绝缘拉杆拉断，虽然断路器辅助接点与位置指示均表示该断路器已经断开，但实际上断路器的动静触头并未分开。当运行人员合入5031-6刀闸时，500kV系统A相电流通过#5主变中性点构成了回路，在变压器低压侧形成的工频（正、负序）分量欲强行将转速不足2000转/分的发电机拖入同步，巨大的电动扭矩造成了发电机内部严重损伤并起火。,事故案例4丰镇电厂“6.2”事故,保护动作情况分析：在断路器单相合入后的一段时间里，虽然是非

23、故障状态，但仍有零序电流，此时分配在各线路及主变的零序电流较小，未能达到零序电流保护的动作定值。当#4、#6机组由于振动大掉闸后，零序电流的分布发生了一定的变化，随后，永丰、永丰、丰万、丰万、联变的零序电流相继达到保护定值动作跳闸。,事故案例4丰镇电厂“6.2”事故,事故造成的后果：丰镇500kV#1、#2母线失压，#5发电机损坏，#4、#6机组停运，5-2联变跳闸，500kV永丰I线、永丰II线、丰万I线、丰万II线跳闸，内蒙电网与华北主网解列。主网频率从49.99Hz降至49.91Hz；内蒙电网频率高至50.98Hz,迅速调整至50.32Hz。,事故案例4丰镇电厂“6.2”事故,事故教训：继电保护不一定非要在保护范围内发生故障时才会动作，在系统不正常状态下也有可能动作。正确的保护动作行为分析应建立在对电网设备、系统运行情况充分了解的前提下。,谢谢,