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1、电厂欢热团线、#6机保护动作跳闸事件分析报告1、大事经过(1) 6月30日5:45时，依据调度指令协作进行电厂由IlOkV“两厂，运行方式转为“三厂的调整操作。(2) 7:00时，调度令断开欢热团线厂侧开关1494、欢热团线厂侧开关1495o当时#1、#2、#3、#4、#6、#8、#11机、欢热线、南热线挂IlOkV团段母线上,当班值长监视到欢热线负荷较重(80MW),担忧操作时潮流安排引起特别，向调度提出异议。调度在模拟机上进行潮流计算后，认为断开欢热团开关可行，7:05时调度重新发令断开欢热线开关。(3)当值长下令断开欢热回线时，发觉所带负荷上升至99MW,按调度规程执行调度令,没有再提出
2、异议。7:08:23断开欢热团线开关1494,约2秒钟左右,欢热回线距离国段爱护和#6机失磁爱护相继动作跳闸，#8机快速减负荷解列停机(#5机检修)。(4)欢热团线爱护动作打印记录为距离团段动作，、“测距0158.7km“故障相别为A、B、Co(5)#6机MarkV报警有“无功低自动退出PF掌握:发电机差动跳闸，、“重油状态下跳闸T发电机爱护盘上报警有“失磁爱护动作掉牌;(6)检修到场后检查确认欢热线团距离国段动作属于断开欢热团线开关时负荷全部转移至欢热国线引起线路爱护测距进入距离田段爱护区域而动作跳闸，#6发电机失磁爱护动作属于欢热团跳闸后，无功负荷重新安排暂态过程中，因励磁调整器的动态调整
3、特性较差造成减磁过调，导致失磁爱护动作跳机；(7)10:15时，#6机重新开机；10:31时，并网正常。整个故障历时3.3小时。2、缘由分析(1)从欢热团线爱护动作故障录波查得：故障相别为A、B、C三相，故障电流为4.86A,母线电压没有变化，计算当时的测量阻抗值为13.768欧，小于距离团段的爱护定值17.45欧，明显已进入距离团段爱护动作区域，爱护动作正确。(2)从故障录波倒推当时断开欢热团开关时，原来经欢热团送出的负荷全部转移至欢热团上，导致欢热团进入距离团段爱护动作区而动作跳闸。(3)当欢热线全部断开后，对我厂相当于甩负荷，短时消失无功富余，引起发电机电压的上升，挂同一母线的发电机励磁
4、调整器即进行减磁调整以降低无功出力。与此同时，从欢热线送出的负荷向南头方向转移,系统仅仅经受一暂态变化。#6机AVR存在一些先天性缺陷，2004年曾请专家对这方面的问题进行过检查分析，并得出结论性看法,认为#6机励磁调整器Pl积分环节较弱，相对于其他机组动态调整品质较差，在减磁调整时消失过调现象，致使机组进相运行，导致失磁爱护动作跳机。3、防范措施(1)在大事的过程中暴露出沟通不足的问题。这个沟通不足体现在多个方面，如电厂同供电局调度之间的沟通不足，导致在这次重大倒闸操作前无详细书面方案，仅有口头通知，厂内上下级之间，运、检、安技之间沟通不足，导致消失疑问时缺少把关，消失问题后各个岗位人员对故
5、障无法了解，沟通不足必定导致在信息沟通的途径中消失堵塞，而这个堵塞往往是我们工作中产生问题的隐患，为此要加强生产调度信息的沟通，完善生产调度程序。(2)对此次大事来讲，信息沟通不足最直接的应当是与供电局之间的沟通不够，主要是由于负责与供电局协调的员工临时抽调四控当班,导致其工作临时消失了一个真空，反应出运行部在管理上存在漏洞和不足，应引以为诫。(3)在事故处理过程中，运、检两部均缺乏明确的故障处理流程，而这个流程对于快速查明缘由、防止故障扩大，建立有效反措很有意义，高效率的工作是离不开合理可行的工作流程。故运、检两部要梳理事故处理流程，建立有效的事故指挥系统。(4)对此类故障缺少事故预想，要进一步完善事故预想，对各种可能消失的故障均要有应对措施。(5)加强电气、运行人员继电爱护专业学问的培训工作，提高相关专业人员的业务水平，以应对特别状况下的分析推断。(6)针对近期消失#6机无功波动和失磁爱护动作，电气尽快完成对#6机励磁调整器的清理检查工作，以提高调整器的牢靠性。(7)就故障缘由及欢热线爱护定值与供电局进行进一步的沟通。
