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一、事件经过
1、事件前机组运行工况：
2014年10月10日，15:47:12 1号机组有功功率191.15MW，无功功率-19.38MVar，发电机电压22.86kV，定子电流4798.60A，转子电压219.71V，转子电流1240.46A，发电机频率49.97Hz。
2、事件发生过程：
（1）2014年10月10日，15:47:24 1号机励磁调节器运行方式由自动方式切至手动方式。由于手动方式下励磁系统自检不发送故障报警，故而励磁系统未发故障信号。
（2）15:47:24至16:31:46发电机有功功率一直稳定在191MW附近，无功功率未发生明显变化。
（3）16:31:46 AGC指令开始升负荷，发电机无功功率开始负向增大，到16:54:38 机组负荷升至245MW，发电机无功-55 Mvar，发电机出口电压22.29kV，6kV11段电压5829V，6kV12段电压5894V。17:07:541号机故障录波器报警，1号发电机机端电压欠量起动，6kV厂用A段母线电压欠量起动，6kV厂用B段母线电压欠量起动。
（4）17:12:14 1号发变组保护DGT801失磁保护报警。17:12:16 1号发变组保护DGT801失磁保护动作，切换1号机6kV厂用电。
1号发电机801失磁保护报警前，17:12:12机组运行工况：
发电机有功功率
发电机无功功率
发电机机端电压
发电机电流
发电机频率
发电机励磁电压
发电机励磁电流
277.91MW
-165.28MVar
20.54kV
9037.23A
49.96 Hz
236.73V
1347.65A
（5）17:12:42 1号发电机有功功率、无功功率大幅波动，发变组保护RCS985发电机失步保护动作，1号机201断路器跳闸。
1号发电机失步保护动作前17:12:39机组运行工况：
发电机有功功率
发电机无功功率
发电机机端电压
发电机电流
发电机频率
发电机励磁电压
发电机励磁电流
275.47MW
-273.23MVar
18.06kV
10999.39A
49.95 Hz
236.73V
1541.43A
（6）17:12:59 1号发电机985过励磁保护动作，出口全停，关汽机主气门，跳发电机灭磁开关。
1号发电机985过励磁保护动作前17:12:54机组运行工况：
发电机有功功率
发电机无功功率
发电机机端电压
发电机电流
发电机频率
发电机励磁电压
发电机励磁电流
0.34MW
2.36MVar
26.96kV
45.01A
53. 03Hz
228.72V
1182A
二、现场检查及处理情况
2014年10月10日，17点18分，电气二次专业人员到现场检查情况如下：
1、保护装置检查
(1) 1号发电机801失磁保护动作分析
失磁保护定值：
定值名称
定值符号
定值
单位
系统侧低电压定值
Uhl
54.8
V
机端侧低电压定值
Ugl
85.0
V
阻抗圆心
Xc
-18.3
Ω
阻抗半径
Xr
16.2
Ω
转子低电压定值
Vfd1
0.35
V
转子低电压判据系数
Kfd
100
反应功率
Pt
0
W
动作时间
t1
0.1
S
动作时间
t2
200
S
动作时间
t3
0.5
S
动作时间
t4
0.2
S
阻抗边界计算：
整 定
圆心 Xc=-18.3Ω 半径 Xr=16.2Ω
计算最高点
-2.1Ω
计算最低点
-34.5Ω
计算最大灵敏角
-90
失磁保护阻抗图如下：
发电机失磁保护（阻抗原理）逻辑：
阻抗型失磁保护，由阻抗判据、转子低电压判据、机端低电压判据、系统低电压判据及过功率判据构成。
（a）失磁t1动作分析：
2014-10-10 17:12:14 1号发电机801失磁保护保护t1报警，动作参数如下：
电阻R=11.3751Ω 电抗X=-6.9273Ω
发电机侧低电压Ugl=85.3802V 高压侧低电压Uhl=59.4055V
转子电压Vfd=245.1393 发电机电流IT=3.6956
计算动作时阻抗为13.54∠-58.21°，阻抗在异步阻抗圆内，失磁t1正确动作。
（b）失磁t4动作分析：
2014-10-10 17:12:16 1号发电机801失磁保护保护t4动作，切换厂用电源。动作参数如下：
电阻R=11.2115Ω 电抗X=-6.8565Ω
发电机侧低电压Ugl=84.9326V 高压侧低电压Uhl=59.2008V
转子电压Vfd=245.1902 发电机电流IT=3.7238
计算动作时阻抗为13.14∠-58.55°，阻抗在异步阻抗圆内，且发电机侧低电压Ugl=84.9326V低于定值85V，失磁t4正确动作。
(2) 1号发电机985失步保护动作分析
保护定值如下：
序号
定值名称
定值
序号
运行方式
定值
1
阻抗定值ZA
3.9Ω
1
区外失步动作于信号
1
2
阻抗定值ZB
-4.1Ω
2
区外失步动作于跳闸
0
3
阻抗定值ZC
2.47Ω
3
区内失步动作于信号
1
4
灵敏角
83°
4
区内失步动作于跳闸
1
5
透镜内角
120°
6
区外滑极数整定
1
7
区内滑极数整定
1
8
跳闸允许电流
20A
9
跳闸控制字
0623解列
失步保护逻辑：
失步继电器动作特性, 如下图 ：
①是透镜特性，②是遮挡器特性，③是电抗线。阻抗轨迹顺序穿过四个区OL、IL、IR、OR，保护判为发电机失步振荡。滑极次数定值为1，阻抗轨迹在失步区内穿过四个区一次，保护正确动作。
(3) 1号发电机985过励磁保护动作分析
过励磁保护定值如下
序号
定值名称
定值
序号
运行方式
定值
1
定时限I段定值
1.08
12
反时限III段定值
1.12
2
定时限I段延时
3秒
13
反时限III段延时
10秒
3
定时限I段控制字
信号
14
反时限IV段定值
1.1
4
报警段定值
1.1
15
反时限IV段延时
25秒
5
报警段延时
5秒
16
反时限V段定值
1.09
6
反时限上限定值
1.3
17
反时限V段延时
45秒
7
反时限上限延时
1秒
18
反时限VI段定值
1.07
8
反时限I段定值
1.25
19
反时限VI段延时
55秒
9
反时限I段延时
3秒
20
反时限下限段定值
1.05
10
反时限II段定值
1.15
21
反时限下限段延时
600秒
11
反时限II段延时
5秒
23
反时限保护控制字
全停
故障时:V/f=1.153 保护跳闸时间5025ms, 保护正确动作。
2、二次回路检查
（1）检查励磁调节器电压回路及PLC接线，端子接线紧固无松动。
（2）检查DCS ，1号机励磁调节器手动方式指令未发出。检查回路接线正常，电缆屏蔽接线正常。对此回路测量电缆绝缘，绝缘电阻大于400M，绝缘正常。在励磁调节器侧测量PLC开入回路交流分量，交流分量均在0.2V左右，排除有交流分量进入直流电源系统的可能性。
（3）检查发电机机端PT二次回路，没有发现PT断线的情况。
3、处理情况
（1）记录所有保护装置及励磁调节器故障记录，对保护装置及励磁调节器故障进行复位。
（2）检查励磁调节器和DCS机柜区域内，是否有人员作业的情况，通过调取电子间监控画面和现场检查，没有发现有人员作业的情况。
（3）修改DCS逻辑，在励磁调节器由自动调节状态变为手动调节状态后，向运行人员发出状态信号翻转报警，同时退出AGC，闭锁有功功率调节，保证励磁调节器再次变为手动运行方式后，机组不会失去静态稳定。
（4）对1号发电机做升压试验，发电机起励后，检查电气一次设备正常，励磁调节器手动升压正常，手动、自动切换正常，控制通道切换正常，灭磁试验正常。励磁调节器M1和M2控制器在自动方式下升压正常，从而确认励磁调节器可以投入运行。
（5）经省调同意，1号发电机于22:44并网成功，励磁调节器在M2通道控制下运行正常(跳机前M1通道运行)。
三、事故原因
1.机组跳闸原因分析
根据1号发电机保护动作报告，1号机故障录波器记录，DCS历史曲线记录以及故障后现场检查情况，15:47:24，1号机励磁调节器运行方式由自动调节方式变为手动调节方式，此时机组无功功率为-19.38MVar，在进相工况运行。励磁调节器切手动方式后，输出的励磁电流、励磁电压基本保持不变，低励限制器不能起到调节作用，仅发出报警。之后机组在升负荷过程中运行人员没有及时增加发电机无功功率，发电机机端电压不断下降，机组从电网吸收大量无功，同时发电机功角逐渐增大，最终超出静态稳定极限，发电机有功功率和无功功率发生振荡，有功功率从276MW波动至143MW，又上升至196MW。无功功率从-249Mvar到-299Mvar.发电机失步保护动作，跳开201断路器。解列后，励磁调节器输出的励磁电压和励磁电流已超出发电机额定空载状况下的励磁电压和电流，机端电压升高，发电机过励磁保护动作，出口全停，关主气门，跳开灭磁开关。
2.励磁调节器切手动原因分析
通过查询1号机组励磁调节器信号开入记录，励磁调节器由自动调节变为手动调节的时刻，同时接收到远程复位指令，通过查阅DCS指令记录，发现远程复位指令继电器并未出口，从而判断励磁调节器受到外部电磁场干扰，误接收指令。
四、暴露问题：
1、事件发生后，经了解其他电厂的EX2100型励磁调节器同样存在抗干扰能力差的问题。
2、设备在基建安装过程中，存在电缆屏蔽层接地不完善的地方，检修人员对此没有引起足够重视。
3、运行人员在励磁调节器变为手动方式和发电机故障录波器报出机端电压欠量启动后没有及时发现，导致升负荷过程中没有及时调节发电机无功功率。
4、DCS报警画面不够清晰，未科学区分报警级别，一些重要报警信号在屏幕上显示的不够清晰直观，给运行人员监视带来不便，导致运行人员无法及时发现机组异常信号。
5、由于京玉电厂220kV升压站处于电网末端，远离负荷中心，导致系统电压高，机组长期处于进相运行，“励磁UEL限制”报警经常处于触发状态且对发电机稳定裕度有影响，运行人员对“低励限制”报警触发后表现麻木。
五、防范措施：
1、在励磁调节器由自动调节状态变为手动调节状态后，DCS逻辑自动退出机组AGC，闭锁有功功率调节,此措施已在两台机组上实施,以确保类似情况发生时机组可以保证静态稳定运行。
2、利用PMU系统改造的机会，将发电机功角等重要参数显示到监控台前，方便运行人员监视和调整，此措施在12月之前完成。
3、由发电部和设备部专业人员对两台机组DCS画面进行优化，将重要设备的状态信息和报警信息直观的显示出来，方便运行人员监视，对报警系统进行优化，根据报警级别区别显示，方便对故障严重性的判断，此措施在11月底完成。
4、利用机组停机检修机会，对DCS系统和励磁调节器进行如下检查：（1）检查DCS指令继电器动作特性是否满足相关标准要求。（2）全面检查电缆屏蔽线接地和励磁盘柜接地电阻是否满足相关标准要求。（3）利用外部干扰源全面测试励磁调节器PLC板卡光隔的抗干扰能力。
5、加强专业管理及培训，提高运行人员的监盘水平。
