一、事件经过

2009年2月19日21:00分＃2燃机负荷210MW，＃3汽机负荷94MW，热网供热负荷380GJ/h，#1燃机备用，机组AGC、CCS均退出。21:05分#2、#3机组突然跳闸，#2主变高压侧开关2202跳闸，6kVII段经快切倒至启备变带。#2燃机MARKVI报警：“Lockout trip (from customer)(master)；unit trip via 86G-1A,1B lockout relay；line breaker tripped”。DCS光字牌报警：“#2发电机出口802开关跳闸，6kVII段工作电源开关6202跳闸，#3汽机发电机2203开关跳闸，#3发电机保护C屏告警信号，#3发变组保护C屏动作信号。电子间#2主变高厂变保护A屏报警：“主变差动”，#2主变高厂变保护C屏报“系统保护联跳”。NCS报：“#2燃机发电机保护A屏动作，#2燃机主变高厂变保护动作”。运行人员按紧急停机程序安全停机，查厂用电切换正常，机组润滑系统正常。

21:30经热调同意停运#1热网循环水泵，关闭出入口电动门，退出热网运行。21:47分#2燃机转速5转，盘车投入。22:12汽机盘车投入。23:00运行、检修人员对#2发电机、#2主变、#2高厂变等一次设备进行检查未发现异常，测各设备绝缘均正常。其中#2燃机发电机测量绝缘为600MΩ，#2主变绝缘为A=无穷，B=无穷，C=无穷，#2高厂变绝缘，A=989MΩ，B=1000MΩ，C=1000MΩ。联系厂家到场处理。

2月20日05:20厂家更换#2燃机保护装置DSP新插件并做完相关测试工作，保护传动试验正常。#2主变具备恢复送电条件，#2、3机组具备启动及并网条件；05:30分#2主变高厂变送电正常，6kV II段恢复正常供电方式。06:18分#2燃机并网、09:07汽机并网。

二、原因分析

事故发生后继电保护人员、热控人员立即对保护、自动装置及控制系统进行检查。报警信号及装置启动情况如下：

1.#2燃机控制（MARKVI）系统

1L86G1A SOE Generator Differential Trip Lockout（事故记录 发电机差动保护动作）；1L86G1B SOE UNIT  TRIP  VIA 86G-1B LOUCKOUT  RELAY（事故记录  机组跳闸 ）；1L86G2A SOE EX AND GEN BREAKER TRIP VIA 86G-2A（事故记录 励磁和发电机断路器跳闸 A套保护）；1L86G2B SOE EX AND GEN BREAKER TRIP VIA 86G-2B（事故记录 励磁和发电机断路器跳闸B套保护）；0L52LX1 SOE Line breaker status（事故记录线路断路器状态）。

2.#2主变高厂变保护A屏：XFMR PCNT DIFF PKP A （比例差动启动 A相）；XFMR PCNT DIFF PKP B（比例差动启动B相）；XFMR PCNT DIFF PKP C（比例差动启动C相）；XFMR INST DIFF OP A（瞬时差动出口 A相）；XFMR INST DIFF OP B （瞬时差动出口 B相）；XFMR INST DIFF OP C（瞬时差动出口 C相）；ZB-CD ON （主变差动动作）；BH-T220kV ON （保护跳220kV开关）；BH-Trip ON （保护跳闸）。

3.#2主变高厂变保护C屏：系统保护联跳。

4.#2燃机励磁系：44 Trip Via Lockout(86.；The 86 lockout input was detected open and the exciter was not intentionally conmmanding a trip（发电机出口开关接点断开，励磁调节器非正常命令跳闸）；137 Extra alarmAn extra alarm  input adriven by a pointer（外部故障点启动）；110 Abort stop trip A shutdown through an abnormal sequence（非正常程序停机）。

5.#2发电机保护

52G/b on（发电机出口开关断开）；GEN UNBAL STG1 PKP （发电机不平衡I段启动）；GEN UNBAL STG2 PKP （发电机不平和II段启动）；BLOCK ON （闭锁启动）。

6.#3汽机发变组保护：程序逆功率保护动作；断路器连跳。

7.#2机组故障录波器启动，线路故障录波器启动。运行人员及电气专业人员对系统进行全面检查，未发现明显的一次故障点。公司主管领导及京能国际专工立即组织了现场会，对以上信息及现场检查情况进行初步分析，确认此次事故为#2主变高厂变A屏差动保护动作，跳开主变高压侧2202、发电机出口802、高厂变低压侧6202三侧开关，发电机出口802开关跳开后引起励磁系统跳闸，励磁系统连跳燃机发电机保护。同时#2燃机跳闸连跳#3汽机。根据以上结果，立即开展以下工作：

1）进一步对系统进行排查，以确认一次设备无故障。

2）联系电科院主变高厂变保护调试人员咨询有关情况，了解到GE变压器保护装置曾经在部分电厂发生过差动保护误动的情况。

3）提取#2主变高厂变A屏差动保护动作记录，联系装置厂家技术人员到厂协助分析事故原因。

4）打印#2机组故障录波图与保护装置故障录波图进行对比分析。

运行人员及电气检修专业人员对系统又进行了仔细排查，确认220kV电缆、主变高压套管、220kV支持绝缘子、220kV电缆头、主变高压侧导线等无故障，并摇测一次设备绝缘正常。差动保护动作前，三侧电流无突增现象，保护动作后电流消失。同时调取故障时刻DCS系统上的电流波形与以上波形相同。

主变高厂变保护为双套配置，此次故障仅A屏差动保护动作，再综合以上对各装置录波图的分析对比结果，基本确定#2主变高厂变A屏T60保护装置交流采样DSP插件故障，存在质量问题，工作性能不稳定导致此次保护动误动。专业人员在完成必要的技术措施后，更换了该插件，对采样精度进行了通流测试，测试结果见下表：

原DSP插件，在未加测试电流情况下，采样结果如下图。加入测试电流情况下，采样仍为此结果。

图18  故障DSP插件采样结果

由此确认，本次机组跳闸是由#2主变高厂变A屏T60保护装置DSP插件误采样启动主变差动保护，属于设备原因引起的保护误动。

事故现场处理完后，保护装置厂家人员把故障的DSP插件带回单位，寄回美国设备生产商进行深度分析，并针对分析结果，提出处理方案。

三、防范措施

1.运行人员和检修人员要提高对同类设备的巡检频次，缩短巡检周期，细化巡检记录，发现异常及时申请处理，避免同类事故的再次发生。

2.立即向供货厂商发函，要求对故障卡件原因进行分析，并及时反馈结果，排查其他卡件是否存在类似隐患，以便防范措施。

3.检修人员加强业务培训，提高事故诊断和处理能力。