斷路器引起開關柜燃爆事故原因分析

斷路器引起開關柜燃爆事故原因分析

重慶市能源投資集團清潔能源有限公司 戴旭東

長灘河水電廠機組并網發電，發生機構性非同期二次合閘，導致機組出口斷路器開關柜及真空斷路器燒毀。事故原因是安裝單位擅自改接斷路器本體控制線路，此外，斷路器制造廠家出廠調試和現場調試不到位，導致合閘掣子打滑，斷路器控制回路防跳功能存在缺陷未發揮作用而最終導致設備的損壞。

水電站；真空斷路器；防跳回路；非同期合閘

0 引言

重慶市長灘河水電廠位于重慶市長江一級支流長灘河中上游河段，本電站為引水式電站，是以發電為主，兼顧防洪、旅游等綜合利用的水電工程。裝設3臺單機容量為44 MW的立軸混流式水輪發電機組，電氣主接線采用單元及擴大單元方式。

2013年8月26日13∶30∶03 重慶市長灘河水電廠2號機組并網發電，帶負荷40 MW，13∶31∶44發生開關柜燒損事故，2號機斷路器開關柜及真空斷路器燒毀（下稱“8·26”事故）。

1 事故簡述

1.1 事故前的狀態

由2號廠變帶全廠廠用電，1號機組帶40 MW負荷正常運行，2號機組13∶30并網，帶40 MW負荷正常運行；3號機組處于開機過程中正在開蝶閥狀態（之前三臺機組向市調申請一周的檢修時間，同期裝置廠技術人員、電廠電氣責、點檢員共同對3臺機組檢查完同期參數與試驗）。

1.2 事故發生

圖1 斷路器控制設計圖（藍圖）

1.2.1 接到市調令開3號機組后，正處于開3號機主閥操作過程中。13時31分44秒突然聽見一聲巨響并看見發電機層出現一道閃光；同時，中控室靜電地板明顯震動；1號機、2號機下位機和上位機通訊中斷，上位機無法對1號機、2號機進行操作。

1.2.2 同時2號機發失磁保護發信，2號機出口斷路器跳閘（2號主變保護聯跳），2號主變高壓側斷路器202事故跳閘（2號主變低壓側過流保護Ⅰ時限動作），全廠廠用電源中斷；事故應急電源啟動，事故照明供電正常。

1.2.3 2號機出口高壓開關柜著火燃燒，濃煙滾滾。

1.2.4 2號機出口斷路器跳閘后，調速器導葉開度為17%，2號機組的滅磁開關未跳，1號機組、2號機組的勵磁屏柜報綜合報警。

1.2.5 中控室的直流系統報出Ⅰ段Ⅱ段母線絕緣故障，Ⅱ段母線支路絕緣、負母線絕緣降低，Ⅰ段母線負饋線電壓欠壓。

2.2.6 2號主變高壓側斷路器（202）B相、C相的控制柜門被爆開。

2.2.7 2號機蝶閥全開，3號機蝶閥開度65%。

2 事故現場處理

2.1 生產部現場人員對開關柜開展滅火及其它應急處置。

圖2 斷路器控制世界接線圖（合閘過程1）

2.2 中控值班員向市調匯報蓋下壩水電站2號機組出口斷路器事故情況，同時報告該電廠領導。

2.3 向市調申請2號主變轉冷備用狀態，得到市調的同意。

2.4 逐步恢復廠用電 、直流、通訊等各分系統。

3 事故現場勘察

事故發生后，各參建單位及設備制造廠家先后到達現場對事故現場進行了勘察取證。事故造成斷路器開關柜整體燒蝕變形，內部嚴重熔毀不能再次使用，開關柜需更換。

現場拆卸運回制造廠進行恢復、裝配、試驗；根據事故處理會議意見，該電廠委托試驗單位對電廠斷路器開關柜、機組進行全面的檢查和絕緣試驗（1 min工頻42 kV試驗）、斷路器的機械特性試驗、開關柜的主回路電阻試驗。2號發電機作絕緣測試、零起升壓等試驗、對封閉母線和主變的沖擊損傷作絕緣試驗，來確定其是否有沖擊損傷，全面鑒定主設備狀況。

4 事故分析

“8·26”事故后，該電廠組織內部技術人員、調試單位專家、業內專家、參建單位工程技術人員，調取保護、監控、故障錄波、運行記錄等詳細數據記錄、高壓試驗、模擬動作試驗、回路查找和分析，初步判斷為真空斷路器本體機械故障，合閘回路存在設計隱患，以及防跳回路k1接點被拆除造成。具休情況如下：

4.1 障錄波信息

4.1.1 “8·26”事故故障錄波信息

（1）2013年8月26日13時31分44.4273秒2號發電機C相接地，A、B相電壓升高；

（2）2013年8月26日13時31分44.4289秒2號發電機C相接地，B相非金屬性接地，A相電壓升高；

圖3 斷路器控制世界接線圖（合閘過程3）

（3）22013年8月26日13時31分44.6161秒2號發電機B、C相接地短路，A相電壓升高。

（4）2013年8月26日13時31分46.4647秒2號發電機三相短路。

4.2 二次合閘試驗及錄像

電廠技術人員現場對3號機斷路器作模擬試驗，并錄像。試驗共分合46次，國外著名品牌斷路器本體接收到合閘脈沖后，其中3次斷路器合閘啟動但未合閘到位，儲能彈簧釋能，斷路器本體內部的合閘線圈一直處于勵磁狀態，儲能電機處于運行狀態，持續約7～8S后，彈簧重新儲能完成，斷路器再次合上，合閘繼電器失電，儲能電機啟動儲能，為下次啟合閘啟動作準備。分析斷路器動作過程與故障錄波圖形吻合。判定斷路器時有機械故障，合閘位不能保持。

4.3 合閘回路圖紙分析

4.3.1 設計圖（藍圖）合閘回路串入彈簧儲能接點S3、2個本體防跳繼電器k1常閉接點、1個斷路器位置轉換開關常閉接點S1、合閘線圈F2。合閘時防跳回路與合閘回路同時得電，可能導致，合閘不成功，即使合閘成功后因合閘自保持原因，不能再次合閘（見圖1）。

圖4 斷路器控制實際接線圖（第二次合閘原因分析）

4.3.2 實際接線中斷路器本體防跳繼電器線圈接點A1點未接線，即斷路器本體防跳回路被取消。本體合閘回路串入1個本體防跳繼電器k1常閉接點、1個斷路器位置轉換開關常閉接點S1、斷路器操作手柄位置接點S12、合閘線圈Y9。合閘命令發出后，圖中紅線部分帶電，斷路器合閘。合閘完成后，斷路器位置轉換開關常閉觸點S1斷開，HBJ繼電器線圈無電流通過，自保持觸點HBJ返回；合閘線圈Y9失電。確保合閘線圈Y9不長時間帶電而燒毀。斷路器位置轉換開關常開觸點S1閉合，跳閘監視回路完整，為保護和手動跳閘作準備（見圖2）。

4.3.3 因機械故障斷路器合閘線圈首次受電啟動不成功，合閘彈簧經過7～8 s儲能完畢后再次啟動的原因為：首次合閘不成功，斷路器跳閘時間（35 ms）少于合閘命令發出的時間（大于125 ms），斷路器位置轉換開關常閉接點S1立即返回，操作箱的合閘保持繼電器動作常開接點HBJ閉合，合閘電源通過合閘保持繼電器電流啟動線圈HBJ及TBJU常閉觸點、防跳繼電器k1常閉接點、斷路器位置轉換開關常閉接點S1、斷路器操作手柄位置接點S12，加有能夠啟動合閘線圈Y9的電壓，合閘彈簧儲能完成后，合閘線圈啟動，出現第二次合閘。由于第二次合閘時未檢測同期，屬非同期合閘，有遠超額定電流（故障錄波中顯示最大沖擊電流為額定電流的4.4倍）的沖擊電流產生，對水輪發電機機組和一次設備造成損傷（見圖3）。

圖5 斷路器控制狀態

4.3.4 第二次合閘原因分析：合閘命令發出至合閘線圈Y9得電動作，彈簧失能，斷路器合閘合閘回路（紅色部分）中位置轉換開關常閉觸點S1（藍色）斷開，回路失電、斷路器頂板滑脫，35 ms內斷路器分開、斷路器合閘合閘回路（紅色部分）中位置轉換開關常閉觸點S1（藍色）返回（斷路器同期合閘脈沖為125 ms/手動合閘時間大于500 ms，合閘命令仍然存在），HBJ線圈有電流通過，自保持接點HBJ合閘回路（紅色部分）帶電，因合閘線圈帶電，合閘鐵芯一直處于頂住脫扣器，待儲能彈簧經7～8 s后儲能完畢，發生第二次合閘，因第二次合閘未經同期檢測，極有可能發生非同期合閘。

5 事故原因

5.1 安裝單位接線時，在未征得監理、設計單位、設備廠家及業主同意，以慣性思維（未料到斷路器存機械故障），因設計原圖缺陷，而擅自改接斷路器本體控制線路。

5.2 斷路器制造廠家出廠調試和現場調試不到位，導致合閘掣子打滑，存在機械故障，為第二次合閘埋下隱患。

5.3斷路器控制回路設計存在隱患，防跳回路未發揮作用。

6 完善設計及本體接線和機械調試

6.1 重新定制開關柜，更換斷路器、隔離刀閘，并按規范要求作試驗合格。

6.2 根據設計院提供的控制線路改接方案，對本臺及其它存在同樣問題的斷路器改接斷路器控制線路，并作防跳試驗合格。

6.3 對本臺及其它存在同樣問題的斷路器，機械部分作現場調試，并經多次試驗合格。

7 結語

該非同期合閘事故造成重大損失、后果嚴重，對同行業應有警示和啟發。工程項目安裝調試階段不能想當然，遇事應認真研究，拿出參建各方認同的解決方案，再付諸實施。