事故案例 某电厂#3机组停机事件分析报告

     某厂3号机组为法国ALSTOM公司成套供应360MW亚临界燃煤汽轮发电机组，1998年投产。锅炉形式为：亚临界参数，强制循环、双拱炉 膛、“W”型火焰；汽机形式为：单轴三缸双排汽、冲动式、一次中间再热、凝汽式汽轮机；发电机型号为T255—460，额定功率为360MW，额定容量为423.5MVA，额定电压为24kV，额定电流为10189A，额定频率为50Hz，功率因数0.85，冷却方式水、氢、氢，额定氢压为4bar。

   3-B球磨机电机为法国ALSTOM供货，型号为N3HXC560LR4，额定功率2330KW，额定电流261.6A，额定频率50HZ。该电动机1998年随二期机组投运。近期巡视检查该电机运行情况良好，未发现异常状况。该电机最近一次解体大修在2013年5月，修后设备运行状况良好。

    2015年12月7日，3号机组正常运行，机组负荷199MW，燃料、风量自动，汽机高压手限运行。主汽压力10.92MPa，主汽流量566T/H，总燃料量85T/H,总风量578KNm3/H，主汽温度543℃，再热汽温543℃，3号机组A侧制粉系统运行，B侧制粉系统停运备用。13:18，3号机组B磨煤机启动失败，交由检修检查处理，A侧向B侧倒粉。两侧引风机动叶开度分别为48.2%、47%，电机电流分别是161A、156A，两侧送风机低速运行，入口调节挡板开度为19.9%。3号高厂变带6kV3A/3B段厂用电运行。

13:18:44 ，运行人员启3号机组B球磨机时，球磨机电机零序接地保护动作跳闸，通知检修人员到现场检查。检修人员调看综保装置：电动机额定电流二次值为2.61 A（一次值为261A），变比为500/5A；零序接地保护定值二次值为5倍（二次值为0.1A，一次值为5A），整定动作时间0.4秒，零序CT变比50/1A）。电动机综保装置的保护动作报告显示：A、B、C三相的负荷电流二次值分别是1.58A、1.49A、1.67A（对应一次值为158A、149A、167A）；零序电流为12.74倍（二次值为0.2548A，一次值为12.74A）。检修人员测试电机带电缆绝缘为5.56GΩ,将电机引出线接线盒、中性点接线盒以及中性点CT接线盒分别打开，检查接线情况，没有发现放电痕迹，认为一次设备应无问题。

15：00：55，运行人员第二次启动3号机组B侧球磨机，球磨机电机接地保护又动作跳闸。调看综保的动作报告：A、B、C三相的负荷电流二次值分别是14.69A、14.43A、14.72A（对应一次值为1469A、1443A、1472A），零序电流为13.55倍（二次值为0.271A，一次值为13.55A）。检修人员再次测试了电机、电缆绝缘电阻，试验均合格，检查电动机接线箱及CT接线箱均未发现有异常情况，由于三相电流基本平衡，怀疑保护可能是电缆屏蔽层干扰引起保护作动，因此又对电缆屏蔽层进行了检查并测试了绝缘，屏蔽对地绝缘合格。

16：04：22，第三次启动3号机组B球磨机时仍是接地保护动作跳闸，查看综保装置的报告，A、B、C三相的负荷电流分别是15.60A、15.45A、15.54A（一次值分别是1560A、1545A、1554A），零序电流为14.20倍（二次值为0.284A，一次值为14.2A）。因现场工作人员、检修部电气专工、生产部电气专工了解了电机近阶段运行情况、了解本次检查情况并查看试验数据后均认为一次设备绝缘良好，电机启动时三相的启动电流平衡，且我厂6KV系统为小电流接地系统，大负载电机在启动时零序保护容易误动，基于以上的综合判断，电气技术人员认为一次设备应无问题，零序保护可能受到干扰而误动，经商量并经运行电气值班员向值长汇报同意后，临时将3号机组B球磨机开关零序接地保护的电流定值由5倍提高到16倍（二次值为0.32A，一次值为16A），整定动作时间保留0.4秒，以确保能够躲过启动时的零序电流。

16：07：51，再次启动3号机组B球磨机时，发变组A/B柜A2分支零序过流I段保护（保护定值二次值整定为为2A，折算成一次值为10A，动作时间整定为1.6秒，CT变比25/5）动作，造成6kV 3B段进线断路器632跳闸，同时闭锁6KV分段断路器694合闸，造成6KV3B段、380V03LKB、03LKD段母线失电。B侧空预器、引、送、一次风机跳闸，锅炉负荷返航50%触发，联跳E1给粉机（A、I和E2给粉机因负荷低本身已停运），立即投B15、B25、H15、H25 4支油枪稳燃。由于B侧送风机出口挡板失电未关，B侧送风机入口调节挡板未强关，两侧送风机入口调节挡板同时自动调节，总风量由578KNm3/H降到最低399KNm3/H，风煤配比严重失调，运行值班员将A送风机入口调节挡板置手动调节，将总风量调到478KNm3/H（送风机入口挡板58%），之后炉膛微正压，引风机动叶持续自动开大到100%，引风机电机电流同步增大，最大达526A（电机额定电流是409A）。

16：11：54 A侧引风机过负荷（保护定值二次值为4.7A，60秒，CT变比500/5）跳闸，锅炉MFT。

16：45 锅炉重新点火。

17：40 #3机组并网。

   机组跳闸后，检修人员对3号机组B球磨机电气一次系统进行了全面的检查，检查了电缆对地及相间绝缘、电缆屏蔽层对地绝缘，电缆主导体对屏蔽层绝缘，电动机对地及相间绝缘，避雷器绝缘电阻，以上绝缘测试数据合格，未发现异常；对避雷器进行了泄漏电流试验，试验结果合格。

     同时，对3号机组B球磨机电机进行了定子绕组直流电阻测试，发现直流电阻不平衡：A相为84mΩ，B相为84.13mΩ，C相为163mΩ，不平衡率超标，判断C相电机线圈绕组可能有分支断线，在槽口部位放电引起弧光接地短路。

   现已更换3号机组B球磨机电机，并经试验合格，投运正常。12月8日上午，对故障的3号机组B球磨机电机进行解体检查，打开端盖后发现定子端部线圈槽口位置有明显弧光放电的痕迹。（见下图）

（定子线圈实际受损情况）

1、#3机组B侧引、送、一次风机跳闸，锅炉负荷返航后，在正常风量下，炉膛正压，引风机动叶持续开大，电机过负荷跳闸，两侧引风机未运行触发锅炉MFT是造成本次停机的直接原因。

2、将3号机组B球磨机电机开关的零序接地保护定值提高修改，即该保护零序接地保护电流动作值由5A改为16A（一次值），时间为0.4s，超过了3号高厂变零序保护I段定值10A（一次值），1.6s，而该电机启动时零序接地电流达到了12.7-15.6A，超过3号高厂变低压侧零序接地保护I段定值，未达到3号机组B球磨机电机开关的零序接地保护定值，从而导致球磨机启动时3号高厂变分支零序过流I段保护先动作，03LGB段6KV失电，是造成3号机组炉B侧引、送、一次风机跳闸，锅炉负荷返航的直接原因。

3、球磨机电机解体后检查发现定子端部线圈槽口位置有明显弧光放电的痕迹，定子线圈出铁芯槽口位置是电动机绝缘最薄弱的地方，也是电场强度最强的地方，电机振动及频繁启动可能导致定子端部槽口位置线圈加剧磨损，引发弧光接地短路，这是导致电机开关零序接地保护动作的直接原因。

4、#3机组引增合一改造后，原设计的“引风机出口挡板离开开位置联锁关闭引风机入口调节挡板”逻辑修改为“引风机跳闸信号联锁关小引风机动叶5秒”，导致B引风机跳闸后，动叶指令由47%关小至35%后仍然处于自动调节状态，指令逐渐加大，未能正常关闭至0。

5、在停运的B引风机动叶随自动指令开大至85%时，运行人员手动关小至77%，由于控制逻辑中自动平衡算法块的作用，A引风机动叶指令自动由87%开至97%，造成A引风机电流进一步加大，最终导致A引风机过负荷跳闸。

6、引风机改为动叶可调轴流风机后，烟道阻力特性发生变化，动叶开度接近全开区域时，风机工作进入相对低效区，风机出力变化不大，而电机电流增加很大，造成引风机异常情况下容易过负荷跳闸。

7、B引风机入口挡板关闭不严密，造成A引风机出力增加。

1、电气专业人员对电气故障的判断能力不足，过分相信经验，球磨机保护动作后，对一次设备包括开关绝缘、电机绝缘、电缆及屏蔽绝缘进行检查后，均无问题的情况下，判断一次设备无问题，同时抬高了球磨机电机零序接地保护电流定值，导致6kV 03LGB段进线开关跳闸。

2、6kV及以下设备变更保护定值，由电气专工审核就可更改，对6kV保护定值的审核把关流程不严。

3、保护定值的管理存在问题，6kV开关保护定值修改未及时汇报上级领导，使得过程缺少重要的监督环节。

4、在引增合一改造过程中，控制逻辑的设计考虑不全面、不完善，存在缺陷。

5、引风机改为动叶可调轴流风机后，动叶开度接近全开区域时，异常情况下容易过负荷跳闸。

1、严控定值修改流程，严格执行厂部规定，保护定值修改应逐级审批同意后才能执行，各级人员应认真审核把关，严防保护越级动作。

2、加强对电气人员的技能培训，提高设备故障分析及处理能力，杜绝犯经验主义错误。

3、立即对二期机组引风机控制逻辑进行清理、优化，尽快进行满负荷单侧引风机跳闸返航试验，根据试验调整情况进一步优化运行及调节方式，避免机组负荷返航时造成风机过负荷引起机组跳闸。

4、利用停机机会，对二期机组风烟系统挡板进行开度检查，确保挡板关闭到位。

5、重视对改造项目设计方案的审查。加强检修、运行人员对异动设备的培训，提高运行、检修人员专业技能。