1、电厂西热线、丽热线跳闸事件分析报告1、事发前运行方式（1）110kV 母挂：1288、1289、1103、1104、1111、1105、1106。6 主变中性点接地，3/4/5/6/11 机切机压板在投入位，5/6 机备用，其他正常满负荷运行。（2）110kV 母挂：1107、1108、1142、01 高压厂变。01 高压厂变中性点接地，7/8 机切机压板在投入位，7/8 机备用，由山热线带01 高压厂变。（3）110kV 母挂：1101、1102、1109、1110、1161、1162、1179、03 高压厂变。03 高压厂变中性点接地，9 机备用，1179 合闸向对侧充电，1/2 机切机压
2、板在投入位。（4）母联开关 1057、1067 均处于热备用状态。（5）01 高压厂变带 6.6kV 、段母线供电，03 高压厂变带 6.6kV 、V 段母线供电，02 高压厂变挂在6 主变低压侧 11.5kV 母线上，02 高压厂变作为全厂 6.6kV 厂用电的备用电源，5 低压厂变挂在 11.5kV 母线上。2、事件经过（1）6 月 22 日 8:44 时，风雨交加且滂沱大雨，西热线、丽热线突然跳闸，西热线对侧重合成功，丽热线对侧未重合，电厂侧二线路均未重合。从故障报告打印可看出:两条线路同时启动，丽热线跳闸 50ms 后西热线也跳闸，西热线为零序过流段保护动作，故障测距为 2.6km，丽
3、热线为纵联距离、零序过流段、纵联零序方向和距离段保护动作，故障测距3.0km。（2）8:42:42:073，4 机 OPC 保护动作全停，电气保护柜上有过电压、灭磁开关联跳、主汽门关闭保护动作报警。自动主汽门、调门、补汽调门均已关闭，HP/LP 旁路保护快开，抽汽逆止门保护关闭，真空正常，厂用电正常，3 炉正常。（3）8:42:42:647，11 机 OPC 保护动作全停，后机械超速保护动作，最高转速达 3296rpm。电气保护柜上有灭磁联跳、主汽门关闭保护动作报警。自动主汽门、调门、补汽调门均已关闭，HP/LP 旁路保护快开，抽汽逆止门保护关闭，真空正常，厂用电正常，10 炉水位正常，10
4、机维持正常运行。（4）8:45:48:483，3 机 MarkV 发“发电机出口断路器跳闸”报警，查事故记录属：发电机高周保护动作解列灭磁，另外发过电压保护报警，机组维持空载满速，厂用电正常，各辅机运行正常。（5） 8:45:40， 5 机 Mark-发“母线电压低不能自动同期”报警， MCC电源 45M5 联锁 45M7 正常，各辅机运行正常。（6）8:46:10，6 机控制室失去照明，事故照明投入，同时 88QA、88QB 停运， MK-V 发“辅机马达过载”、 “MCC 低电压”、 “火灾保护系统故障”、“母线电压低不能自同期”报警， 8:51:40 时“辅机马达过载”复归， 88QA、
5、 88QB投入运行。（7）8:45 时，7 机 MarkV 发“MCC 低电压”、“火灾保护系统故障”、“发电机励磁间温度高”、“氢气控制盘低电压”报警，除 88VG 外，其它辅机运行正常。（8）8:45 时，三控发“11.5KV 侧电压回路断线”报警，6.6kV 、V 段快切装置闭锁，重油五线跳闸。（9）8:50 时左右，电气、热控检修人员相继赶到现场，进行相关检查及处理，电气派人巡线，检查丽热线是否有永久性故障存在。（10）8:51 时，断开5 厂变低压侧开关 4051，合上 380V 五段和七段之间的母联开关 45AB，380V 五段恢复送电，6/7 机厂用电恢复正常。（11）8:53
6、时，接调度令，同期合上西热线 1288 开关，110kV V 段母线充电正常。8:58 时11 机重新并网。8:59 时3 机重新并网。4 机在110kV V 母恢复充电后出现 DCS 通讯故障，不能正常操作，热控分部对4机 DCS 系统进行相应检查处理（临时将4 机 DCS 子环与中心环连接接口模件 NIS11 拔出）后，DCS 恢复正常工作。9:33 时4 机重新并网。至此电厂所有受影响机组全部恢复正常运行。（12）10:40 时，电气巡线检查未发现异常，当值值长将巡线情况汇报调度， 10:47时调度令电厂向丽热线1289充电正常， 后调度合上对侧1289开关。整个故障历时 1 小时 3 分钟，影响发电 10 万千瓦时。（说明:上述时间均是各设备自己的时间）3、原因分析（1）通过电气检修人员的巡线检查，未发现永久性故障点，但在距电厂 3.0km 处（也就是在10、11 塔之间）左右，西热线 A 相与丽热线B 相因线路由水平方向改为垂直方向，且档距过大（249m） ，两相间距离较近（理论计算约 2.5 米） ，在风雨交加时，导致 A、B 两相导线不同步摆动，造成两相间隙过小而放电短路
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