DCS系统卡件起火原因分析.docx

1、DCS 系统卡件起火原因分析发电厂母线全停是电力系统中的严重事故，其后果包括发电机组掉闸、直配负荷停电、电网频率、电压下降等，在某些情况下将导致大面积拉路限电、电网振荡或解列。下面介绍一起因处置不当导致发电厂母线全停的案例，以资参考。1 事故前运行方式某发电厂为 220 kV 电压等级， 双母线带旁路接线方式， 从结构上又分为I 站和 II 站两部分， 之间没有电气联系。 事故前该厂处于正常运行方式。2 事故经过2002-11-01T11:35， 220 kV II 站母差保护动作， 母联 2245 乙开关及 220 kV4 号乙母线上所有运行元件跳闸(包括 3 条 220 kV 环网线路和

2、2 台 200 MW汽轮发电机组，另有 1 路备用的厂高变开关)。网控发“母差保护动作”、“录波器动作”、“机组跳闸”等光字。事故发生后，现场运行人员一面调整跳闸机组的参数，一面对 220 kV 4 号乙母线及设备进行检查。11:39，现场报中调 220 kV 4 号乙母线及设备外观检查无问题，同时申请将跳闸的机组改由220 kV 5 号母线并网，中调予以同意。11:47，现场自行恢复 II 站厂用电方式过程中，拉开厂高变 2200 乙-4 隔离开关，在合上厂高变 2200 乙-5 隔离开关时，220 kV II 站母差再次动作，该厂 220 kV 乙母线全停。11:50，现场运行人员拉开 2

3、200 乙5 隔离开关，检查发现隔离开关 A相有烧蚀现象。12:01 开始，现场运行人员根据中调指令，用 220kV 环网线路开关分别给 II 站 2 条母线充电正常，之后逐步合上各路跳闸的线路开关，并将跳闸机组并入电网，220 kV II 站恢复正常运行方式。3 事故原因分析(1) 直接原因。 事故发生后， 根据事故现象和报警信号分析， 判断为 2200乙开关 A 相内部故障，并对开关进行了检查试验。开关三相支流泄漏电流测量值分别为：A 相 0.375 礎/kV，B、C 相为 0.0025 礎/kV，A 相在交流51 kV 时放电击穿。11 月 2 日，对 2200 乙开关 A 相解体检查发

4、现，开关静触头侧罐体下方有放电烧伤痕迹，静触头侧支撑绝缘子有明显对端盖贯穿性放电痕迹，均压环、屏蔽环有电弧杀伤的孔洞。经讨论认定，该开关静触头侧绝缘子存在局部缺陷，在长期运行中受环境影响绝缘水平不断下降，最终发展为对地闪络放电，这是此次事故的直接原因。(2) 间接原因。事故发生后，作为判断故障点重要依据的“高厂变差动保护动作”信号没有装设在网控室， 而是装设在单元控制室， 使现场负责事故处理的网控人员得不到这一重要信息，在未判明并隔离故障点的情况下进行倒闸操作，使事故扩大。4 暴露的问题这次事故不但暴露了设备的缺陷，也暴露了运行和管理上的一些问题：(1) 开关制造工艺不良，绝缘子存在先天质量性

5、缺陷；(2) 保护报警信号设置不合理。此次事故的故障点位于 220 kV 母差保护和高厂变差动保护的双重保护范围之内。但“高厂变差动保护动作”的报警信号装设在该厂单元控制室，网控室仅有高厂变开关掉闸信号。这直接导致了在事故发生后中调及网控运行人员无法尽快判断故障点位置；(3) 现场运行人员在事故处理中也存在问题。220 kV 4 号乙母线跳闸后，网控值班人员积极按现场规程及反事故预案要求对 4 号乙母线及所属开关、隔离开关、支持瓷瓶等进行了核查，对网控二次设备的信号进行了核查，但对始终处于备用状态的 2200 乙开关没有给以充分注意；另一方面，单元控制室的运行人员没有主动与网控室沟通情况， 通

6、报“高厂变差动保护动作”信号指示灯亮的情况，导致网控人员在故障点不明的情况下，为保 II站机组的厂用电， 将故障点合到运行母线上， 致使 220 kV II 站母线全停。5 防范措施(1) 2200 乙开关 A 相罐体整体更换，对原 A 相套管、CT 彻底清洗。(2) 对 2200 乙开关 B、C 相进行交流耐压试验。(3) 针对网控室没有 2200 乙厂高变保护信号的问题， 制订措施进行整改，同时检查其它重要电气设备是否存在类似问题。(4) 加强各相关岗位间联系汇报制度，发生异常时各岗位应及时沟通设备的运行情况及相关保护、装置动作信号。(5) 加强运行人员的培训工作，提高运行人员对异常情况的分析能力和事故处理能力，保证运行人员对规程、规定充分理解，在事故情况下能够做到全面分析，冷静处理。