廈門嵩嶼電廠一期工程安裝2臺300 MW燃煤發(fā)電機組，采用發(fā)電機--變壓器單元接線方式，主變高壓側220 kV開關為SF6開關全封閉組合電器(GIS)，由法國阿爾斯通公司生產(chǎn)。發(fā)電機--變壓器組保護采用南京自動化設備廠生產(chǎn)的集成電路保護。發(fā)電機組熱工數(shù)字式電液控制系統(tǒng)(DEH)，由美國西屋公司生產(chǎn)，主要承擔汽輪發(fā)電機組的轉速控制和負荷控制，并具有主汽壓力保護、部分甩負荷保護、超速保護(OPC)和閥門管理等功能。

1 故障經(jīng)過及原因分析

1.1 故障經(jīng)過

嵩嶼電廠1號機組發(fā)電試運行階段，當天天氣晴，1號機組負荷180 MW、各盤表指示正常，突然發(fā)生1號發(fā)變組出口開關、勵磁開關及廠高變開關運行中跳閘、機組停機。

運行人員對發(fā)電機、變壓器、220 kV出口開關、發(fā)變組保護裝置以及汽機、鍋爐就地進行檢查，無異常。故障前，機、爐輔機均未進行啟停操作，1號機組CRT盤、BTG盤均未進行參數(shù)調(diào)整。檢查中發(fā)現(xiàn)，機組跳機期間繼電保護調(diào)試人員正在集控直流配電室進行直流電源接地故障查找，采用分支路排查法瞬間斷開發(fā)變組保護110 V直流操作電源。

查SOE事故追憶記錄，首出為"程序逆功率"保護動作。

1.2 故障原因分析

根據(jù)程序逆功率保護原理，保護動作的前提條件是汽輪機主汽門在全關位置，其行程開關的輔助接點閉合。從熱工保護邏輯圖分析，只有汽輪機、鍋爐故障熱工保護動作，才會直接作用先關汽輪機主汽門后跳發(fā)變組出口開關。

現(xiàn)場檢查情況表明，跳機前汽機、鍋爐熱工保護未出現(xiàn)異?；虮Ｗo動作，因此認為機組跳閘原因與查找110 V直流系統(tǒng)電源接地故障很可能存在著某種聯(lián)系。

對汽輪發(fā)電機組DEH數(shù)字式電液控制系統(tǒng)邏輯圖進行分析可知，當開關狀態(tài)重動繼電器失去電源，接點返回時，DEH裝置采集到的開關狀態(tài)是發(fā)變組出口開關跳閘、機組全部甩負荷信號，其開關重動繼電器的接點返回，直接啟動OPC超速保護，立即作用于汽輪機調(diào)節(jié)系統(tǒng)，關閉高壓調(diào)門、中壓調(diào)門，以保護汽輪機設備的安全。

當汽輪機高壓調(diào)門、中壓調(diào)門關閉后，汽輪機進汽量幾乎等于0。由于發(fā)電機--變壓器組出口開關在合閘狀態(tài)，此時發(fā)電機變?yōu)殡妱訖C狀態(tài)運行，汽輪發(fā)電機組向系統(tǒng)吸取有功功率，逆功率測量元件啟動。但此時主汽門未關閉，主汽門輔助接點未閉合，時間元件無法起動。檢查發(fā)現(xiàn)由于調(diào)試不當，主汽門輔助接點與主汽門開度行程實際位置不對應，其接點在閉合狀態(tài)。故此程序逆功率保護滿足動作條件，保護動作于發(fā)電機組出口開關、勵磁開關、廠高變6 kV出口開關跳閘、停汽機、鍋爐。

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之所以出現(xiàn)上述現(xiàn)象，與電氣設計人員不熟悉該進口產(chǎn)品的結構以及開關的輔助接點布置有關。圖1示出控制回路連接于電液控制系統(tǒng)DEH裝置的發(fā)變組出口開關輔助接點。雖然啟動回路二次接線與DEH裝置連接回路每相都采用A、B、C三對接點串接，并采取"三選二"邏輯判斷，以提高開關輔助接點的可靠性，但由于設計上的失誤，開關輔助接點取自開關重動繼電器接點。在進行設備異常處理、瞬間拉合直流操作電源時，必然導致重動繼電器失去電源，繼電器失磁接點返回，輸出發(fā)變組出口開關跳閘信號。設計上的失誤是造成機組誤跳的主要原因。

其次，施工安裝工藝粗糙、工程質量監(jiān)督不到位，導致汽輪機主汽門輔助接點狀態(tài)不可靠，是造成機組跳閘的重要原因。

2 防范措施

(1) 改變原連接電液控制系統(tǒng)(DEH)裝置的發(fā)變組出口開關輔助接點取自重動繼電器的接線方式，直接采用發(fā)變組出口開關的輔助接點。從出口開關輔助接點中調(diào)整9對接點連接于DEH裝置(圖2)，以消除設計上存在的不安全隱患。

(2) 加強對設備安裝質量的驗收，對開關操作箱的二次接線、接點以及電氣設備有關的輔助元件、電氣回路與機、爐、輔機熱工保護接口進行全面檢查、核對，確保電氣設備、保護裝置運行正常。

(3) 為預防意外故障的發(fā)生，在運行設備進行直流接地故障查找時，應采取必要的安全防范措施，如短時退出相關保護的出口壓板等。