主变冷却器电源切换引起全停保护误动事件分析

      某热电厂#1汽轮发电机组为330MW亚临界、间接空冷、抽汽凝汽式供热汽轮机发电机组，于2010年08月投产。

发变组保护使用南自DGT801U-E型微机保护装置，2019年05月技改投产使用。主变冷却器全停故障延时t11动作于跳闸，主变（高厂变）冷却器全停故障延时t0和油温高报警信号与逻辑，延时t21动作于跳闸 。

   （一）事件运行前工况

2021年12月09日#1、#2机组并网运行，#1机组主要运行参数：负荷218MW，主汽压力16.66Mpa，主汽温度537℃，再热汽压2.51Mpa，再热汽温530℃；A、B引风机，A、B送风机，A、B汽动给水泵，A、B、C、D磨煤机运行，AGC在投入状态，机组处于协调控制方式,运行正常。

（二）事件详细过程

2021年12月9日9时42分，运行部按照月度定期工作进行主变风冷控制柜电源切换试验。

2021年12月9日15时03分机组跳闸，锅炉MFT动作灭火，DCS首发“#1发电机组跳闸”硬光字报警、“发变组保护C屏主变冷却器故障”软光字报警，发变组保护C屏“主变冷却器全停t2”保护动作，运行值长联系电控检修人员查找处理。2021年12月9日19时45分，机组并网。

（一）检查#1机组故障录波器录波信息，启动原因为“发变组保护C屏主变冷却器故障”，主变出口41210、41211断路器跳闸。

（二）检查发变组保护C屏动作报告，12月09日14:43发变组保护C屏开入量异常告警，15:03“主变冷却器全停t2”保护动作。

（三）检查主变油面温度无异常，冷却风机在保护动作前处于运行状态。主变油面温度15:03前保持44℃左右，保护动作后冷却风机全停，一直到16:06达到54℃后，恢复冷却风机运行，油面温度开始持续下降。

（四）现场检查主变冷却器控制柜，对KMM1、KMM2接触器进行通断试验、所有辅助接点进行检查。发现KMM1接触器辅助触点的传动片断裂。

（五）反复进行主变风冷控制柜电源切换试验过程中，电源切换正常，风机运行正常。切换为KMM1供电时，KT4时间继电器动作、发变组保护C屏收到“开入量异常报警”。

（一）直接原因

在进行主变风冷控制柜电源切换试验，由电源2 切至电源 1 时，因电源 1 接触器辅助接点传动片断裂，常闭辅助接点未断开，导致到保护装置的跳闸信号误导通（到 DCS 报警信号的接点正常未导通），保护装置延时 20 分钟动作，机组跳闸。

（二）间接原因

1.自2010年#1机组投产以来，KMM1接触器长期受户外环境影响，接触器塑料部件老化。

2.风险辨识不到位。检修运行人员对切换试验存在的风险评估不到位，操作结束后，未对冷却器全停触发延时继电器启动情况进行检查确认。

（三）管理原因

1.电气专业技术监督管理不到位，对户外运行十年以上的电气设备部件性能未能采取有效的技术监督管理措施。对于长期未更换重要电源的接触器，定检不到位。

2.三级验收不到位，在2019年#1发变组保护技改及一年期全检过程中存在漏项，未对主变风冷全停控制回路的完整性和正确性进行验证。

3.人员培训不到位。人员技能欠缺。人员培训不到位，运行人员对切换试验中出现异常未察觉，不熟悉设备特性。检修人员对风冷全停回路控制原理不熟悉，对KT4时间继电器的设置定义理解不准确。

1.运行人员定期工作执行不规范，风险预控分析不到位，切换试验结束后未检查确认是否触发冷却器全停时间继电器。

2.隐患排查不到位，未对设备性能、老化情况进行评估，冷却器控制柜内时间继电器定值整定管理缺失。

3.保护逻辑定义错误。正确逻辑应为：变压器冷却器故障，经延时t11取60min后保护动作。变压器冷却器故障延时t0整定为 0s，同时主变上层油温高于 75℃，延时t21取20min，动作停机。

现场逻辑为：变压器冷却器故障，经延时t11取20min后保护动作。变压器冷却器故障延时t0整定为 0s，同时主变上层油温高于 75℃，延时t21取60min，动作停机。

4.技术培训不到位。检修人员对风冷全停回路控制原理不熟悉，对柜内延时继电器作用及定值不清楚。运行人员对定期试验切换过程后需要核实的系统状态不全面。

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