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。發(fā)電機--變壓器組保護采用南京自動化設備廠生產的集成電路保護。發(fā)電機組熱工數字式電液控制系統(tǒng)(DEH)，由美國西屋公司生產，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 故障經過及原因分析

1.1 故障經過

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盤均未進行參數調整。檢查中發(fā)現(xiàn)，機組跳機期間繼電保護調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節(jié)系統(tǒng)，關閉高壓調門、中壓調門，以保護汽輪機設備的安全。

當汽輪機高壓調門、中壓調門關閉后，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。