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金陵石化2013年1月5日电力系统故障汇报一、电力系统故障过程及影响1、故障过程2013年1月5日故障发生前，金陵分公司供电系统处正常运行，即两路地区电网联络线和金陵分公司三台发电机均正常运行。5：06分左右，南京地区电网龙王山变电站220kV系统发生故障。致使南京东北区域电网220kV系统电压波动，录波监控显示，自05：06：18起到05：05：22，金陵石化热电变电站110kV两母线电压多次波动，最低电压低于40%额定电压，最后一次波动持续时间约1秒。随后南京电网故障切除，但同时地区电网尧化门变电站#2主变跳停。尧化门变电站#2主变跳停后，金陵石化热电Ⅲ发电机组（100MW）与南京市电网解列，孤网运行（因尧金Ⅰ线721未停，小网包括尧化门变部分负荷），因小网负荷严重超过机组负载能力，Ⅲ发电机组强励动作引起励磁变过流，在05：06：28秒停机。5:09：汽机专业就地检查Ⅰ、Ⅱ机在运行状态，#1、#3、#4给水泵运行，#5给水泵跳闸，出口门未关闭。电气专业检查发现6kVⅤ、Ⅵ段电源635、636断路器跳闸，备用电源605、606断路器未能自投，6kVⅤ、Ⅵ段及400VⅤ、Ⅵ段失电。Ⅴ、Ⅵ炉UPS转电池供电，Ⅲ发电机公用系统UPS、Ⅲ发电机UPS所有指示全无；至主控检查时，发现Ⅲ机保护装置黑屏。锅炉专业检查发现Ⅴ、Ⅵ炉跳停，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ炉从观火孔观察到炉膛内仍有火光，通过Ⅰ～Ⅳ炉盘前电接点水位计观察到水位上升很快，令外操就地手操各炉03门，但水位依然上升至+300，于是按照运行规程，按下停炉按钮将Ⅰ～Ⅳ炉停炉。5:13：汽机专业打跳Ⅰ、Ⅱ机，Ⅰ、Ⅱ机主汽门关闭。此时热电运行部六炉三机均停，金陵分公司供电系统靠南京市电网尧金Ⅱ线724供电。炼油Ⅱ线高备变化肥Ⅰ线高厂变主变炼油Ⅰ线主变高厂变尧金Ⅱ线尧金Ⅰ线炼油Ⅰ线炼油Ⅱ线主变化肥Ⅱ线输煤变厂低变厂低变厂低变低备变厂低变厂低变低备变输煤变厂低变输煤变化水变除尘变除尘变除尘变化水变除尘变除尘变化水变输煤变厂前变输煤变高厂变金陵石化热电厂电气一次主接线图图1热电运行部电力系统图2、炼油及煤化工区域6（10）kV变电所供电系统影响情况1)炼油及煤化工区域53个6(10)kV分变电所中45个备自投成功，恢复供电。(#3机跳停后1秒，有快切的装置0.1秒)2)备自投未自动投入的装置变电所有8个，其中炼油区域6个，煤化工区域2个。这些装置一半有电。3.烷基苯厂区域配电系统影响情况1)烷一车间11#、12#变电所高压Ⅰ段、Ⅱ段进线开关及11#变低压400V进线开关未受影响，但部分高压电机欠压保护动作。12#变低压400V1#、2#进线开关跳闸，母联未自投，低压负载全部失电。2)烷二车间的13#变高压Ⅰ段、Ⅱ段进线开关未受影响，但部分电机受晃电影响而停机。3)烷三车间的16#变高压Ⅰ段、Ⅱ段进线开关未受影响。10个低压进线开关全部跳闸，母联开关均未自投，低压设备全部停电。4)烷基苯水厂总降低压配电室Ⅰ段、Ⅱ段进线开关失压跳闸，母联未自投，全厂所有低压设备停电。4、此次分公司电力系统事故，各部门在事故处理上符合预案要求，无次生事故发生，特别是分公司总负荷在事故后单电源运行时控制在80MW左右，避免了系统故障影响进一步扩大现象。二、事故发生原因1.金陵石化全区域电压波动原因分析1)南京地区电网220kv系统为环网运行，龙王山变电站220kV系统发生故障（接地并短路）使公司两段110kV系统电压同时波动，且持续时间较长，约4秒钟，电压最低降至40%额定电压以下。此时，金陵公司范围内大部分低压电机均已跳停，大机组同时停运，装置停工。由于公司负荷主要由高低压电机组成，低压电机一般在电压小于70%额定电压时并持续几十毫秒即停运。高压电机按使用特点和机组特性作适当延时跳停,0.5秒~2秒。2)由于尧化门#2主变跳停，致使#3号机跳停，金陵分公司供电能力严重不足。2、热电厂用电6kVⅤ、Ⅵ失电及Ⅴ、Ⅵ炉停炉原因。系统故障前，厂用电按正常方式运行，#0高备变运行于110kV正Ⅰ母，厂用电6kVⅠ～Ⅵ正常运行时分别带400VⅠ～Ⅵ负荷，系统图如图8所示，红色部分为110kV，蓝色部分为6kV，浅绿色部分为400V。#0高备变所带的负荷6kVⅠ、Ⅱ段做为厂用电6kVⅠ～Ⅵ段的备用电源使用，6kVⅠ～Ⅵ段均设快切装置。快切装置作用是在工作电源故障或失压时，自动投入备用电源的装置。但当备用电源电压小于75%额定电压时，闭锁装置。从故障现象看出110kV正Ⅰ母、正Ⅱ母电压均有波动，且最低电压均低于额定电压的75%，因此导致6kVⅤ、Ⅵ段快切装置闭锁，直接导致厂用电6kVⅤ、Ⅵ段失电。厂用电6kVⅤ、Ⅵ段失电后，其所带的Ⅴ、Ⅵ炉负荷均失电，Ⅴ、Ⅵ炉停炉。3、公用系统UPS失电及Ⅰ、Ⅱ发电机停机原因DCS电脑等负载合计约10kW，由两台40kVA公用系统UPS供电，两路电源分别取自400VⅤ、Ⅵ段，如图8所示。蓄电池接在二期直流系统，二期直流系统容量为1000kVA，如图9所示。在Ⅲ发电机跳闸后，400VⅤ、Ⅵ段失电。电源取自400VⅤ、Ⅵ段的二期直流系统充电模块不工作，Ⅲ发电机直流油泵（直流油泵电机额定功率为30kW）联动后依赖二期直流蓄电池供电。随着蓄电池电量的逐渐减少，蓄电池电压逐渐降低。当蓄电池电压低于额定值70%时，接至公用系统UPS的两个蓄电池空气开关低压脱扣，公用系统UPS停止输出。因公用系统UPS停止输出，导致操作室DCS电脑黑屏，运行岗位无法操作控制。且发现Ⅰ～Ⅳ炉盘前电接点水位计观察到水位上升很快，虽令外操就地手操各炉03门，但水位依然上升至+300。于是，根据相关规程规定，手动打停Ⅰ～Ⅳ炉及Ⅰ、Ⅱ发电机。四、整改措施1、保证三台发电机稳定运行措施1）建立自动负荷控制系统a)与南京供电公司协商与联络线的低周减载方案，更改安全自动装置相关的定值。保证在南京电网发生类似情况是，尽快地与供电公司电网解裂，保证公司供电平稳，稳定发电机的运行；b)在公司内部建立自动负荷控制系统，当电力系统小网运行时，按照预先设定的负荷重要程度快速自动地切除相应的负荷（如可先将生活用电切除，再根据电网运行参数自动判定切除次要装置），稳定公司电力系统，保障公司公用工程等生产关键装置；c)完善监控系统，将各变电所的运行状态和故障信息量接入总降和电调等监控岗位，便于安全自动装置失效或发生事故时，能及时控制和调配系统负荷，快速恢复故障回路。对热电监控系统系统要完善所有电气量的采集，包括保护信息。并要有快速操作设施。2）对机组调节控制系统进行评估成立专项小组，深入研究发电机及其控制系统的特性，制定相应调节策略及方案。重点针对小网运行时发电机的稳定性控制方式进行研究。2、厂用电安全的措施1）对现有的6kV及400V系统的电源接线进行重新评估热电现有厂用6kV及400V电源系统的形成有其历史演变因素。但在发生类似本次系统故障时，对发电机组及锅炉的运行存在严重威胁。在评估时，充分考虑到小概率事件的情况，尤其是针对110kV正Ⅰ母、正Ⅱ母其中一段失电的情况下，如何保证厂用电的安全供电问题，应做深入的研究分析，并提出整改方案。2）对现有快切装置进行重新改造和整定针对此次厂用电快切装置均为动作的原因，因深入分析快切在事故情况下的动作原理。考虑到快切装置使用年限较长及内部算法有不尽合理之处等因素，可考虑使用新型的快切装置，增强供电可靠性。在保证快切装置能正常切换的同时，建议可根据现场具体情况，增设备自投装置，完善备用电源投入系统。3）完善热电厂用电监控系统3、UPS和蓄电池的使用1）改造现有公用系统UPS接线两路UPS电源均接入同一系统。在110kV正Ⅱ母失电后，导致两路UPS电源均失电。建议更改UPS电源接入点，分散风险。集控室DCS电脑仅使用公用系统UPS供电，建议更改集控室DCS电脑等仪表设备的电源接入点，保证公用系统UPS失电后还能正常工作。4.公司电力系统存在主要隐患及措施1)由于南京电网供电容量已不能可靠保证，再加上机组的计划和非计划停运在所难免，因此任何一条联络电源线和机组停运，分公司供电系统中部分装置须改单电源运行或停运部分生产装置。当100MW机组或其他故障时，系统必须停装置减负荷运行，已远达不到系统配置N-1原则的要求。在220kV变电站未建好之前，这一状况难以根本改善。2)在加快220kV站建设的同时，考虑热电110kv站的后期改造工作，因该站是1988年建的，虽主要设备进行了更新，但一些设备（电缆、厂用变、保护装置等）使用时间也很长，且不易改造。按目前的初步设计方案，整个系统的结构也不合理。3)将热电到炼油四条线路升级到150MW。该项工程已做了几年的努力，目前最终目标仍未实现，直接威胁系统安全运行；4)热电110kV站内的部分设备容量不足，在特殊运行方式下不能满足运行要求，继续更新工作。5)本次事故暴露的二次系统问题也很多。二次系统主要指保护、监控和一些自动装置。系统保护配置急需改进。一总降母差保护和炼油4条线路纵差保护未投用，加快系统保护定值的修订；6)系统缺有效的负荷控制手段包括自动减载装置，该装置在系统发生故障时，能自动的迅速切断相应的负荷，起稳定系统的作用须尽快落实；7)调度和各总降的监控系统控制范围不足，信号采集不全。在事故状态下不能有效监控。必须对现有系统进行升级改造。