關(guān)于GIS斷路器典型故障分析與預(yù)控措施研究

大唐陜西發(fā)電有限公司延安熱電廠 陜西 延安 716000

0 引言

電氣設(shè)備是火力發(fā)電廠實現(xiàn)電能穩(wěn)定供應(yīng)的重要組成部分,近年來,由于安裝工藝、運維管理不到位等原因造成的設(shè)備安全事故頻發(fā),若處理不當(dāng)還會引起事故進一步擴大,甚至影響整個電網(wǎng)的安全。330k V GIS高壓斷路器停運檢修機會較少,為確保其發(fā)生故障時能迅速切除故障,減少事故發(fā)生,掌握一、二次設(shè)備必備的運維知識和故障處置能力顯得尤為重要。

1 設(shè)備概述

某火力發(fā)電廠于2017年12月底正式投產(chǎn)運行,2臺350MW汽輪發(fā)電機組由北京北重汽輪電機有限責(zé)任公司設(shè)計制造,通過兩回330k V輸電線路分別向電網(wǎng)兩處變電站送電。兩臺機組均采用發(fā)電機變壓器組單元接線,發(fā)電機經(jīng)主變壓器送至330k V系統(tǒng)。330k V室外GIS采用西安西電開關(guān)電氣有限公司的產(chǎn)品,配電裝置采用雙母帶母聯(lián)單元接線。主變壓器采用西安西電變壓器有限責(zé)任公司生產(chǎn)的三相變壓器。起備變經(jīng)330k V室外GIS配電裝置接至330k V母線,起備變采用保定天威生產(chǎn)的三相有載調(diào)壓變壓器。

2 保護配置

330k V系統(tǒng)母線保護為雙重化配置,分別配置深圳南瑞B(yǎng)P-2C和四方CSC-150母線保護各一套。330k V線路保護為國電南京自動化有限公司PSL-603UA1及南瑞繼保電氣有限公司NSR-303A-G-Y線路保護雙重化配置。1、2號機發(fā)變組保護配置為A、B套保護分別采用南瑞PCS-985B-H2發(fā)變組保護裝置、PCS-985UP零功率切機保護裝置、CJX-05操作繼電器箱;C套保護采用PCS-974FG-G非電量及輔助保護裝置、CZX-12G操作繼電器箱的配置構(gòu)成,起備變保護配置為A、B套保護分別采用南瑞PCS-985T起備變保護裝置、CJX-05操作繼電器箱;C套保護采用PCS-974FG-G非電量及輔助保護裝置、CZX-12G操作繼電器箱的配置構(gòu)成,保護裝置均由南京南瑞繼保電氣有限公司制造。

3 事件經(jīng)過

3.1 事故前母線運行方式 330k VⅠ母、Ⅱ母并列運行,母聯(lián)開關(guān)3300合閘運行,0號啟備變高壓側(cè)開關(guān)3311、I回出線開關(guān)3351運行于330k V I母,1號發(fā)變組出口開關(guān)3301冷備用,2號發(fā)變組出口開關(guān)3302、II回出線開關(guān)3352運行于330k VⅡ母。

3.2 事件經(jīng)過 2019年7月12日,1號機組根據(jù)調(diào)令處于鍋爐點火并網(wǎng)前狀態(tài),汽機定速3000rpm,13:22執(zhí)行1號機組由冷備用轉(zhuǎn)熱備用時,在合I母側(cè)刀閘33011過程中發(fā)生短路接地,330k V I母差動保護動作聯(lián)跳母聯(lián)開關(guān)3300、0號啟備變高壓側(cè)開關(guān)3311、I回出線開關(guān)3351,330k V I母失壓,1號機廠用電失去,1號爐MFT,1號汽輪機跳閘。

4 保護動作情況及原因分析

4.1 保護動作情況 事故發(fā)生后,保護人員進入現(xiàn)場查看,深圳南瑞B(yǎng)P-2C母線保護I柜13:22:15.790ms報“保護啟動”,5ms后“I母差動動作,A相差流Ida=2.08A”,63ms后I母線差動返回,裝置告警信號“13:22:15.791msI母電壓瞬時開放,3U0=18.17V、U2=5.25V”、“13:22:15.791ms II母電壓瞬時開放,3U0=18.09V、U2=5.34V”;四方CSC-150母線保護柜13:22:15.791ms報“差動保護啟動”,12ms后報“I母差動動作,I母差動跳母聯(lián)支路L1、1號發(fā)變組支路L2、I回出線支路L5、啟備變支路L14出口,A相大差差流、小差電流ICD=2.297A”。1號發(fā)變組保護A、B柜13:22:15.796ms均報“保護啟動、主變差動速斷保護動作、主變比率差動保護動作、母差保護聯(lián)跳跳閘”,I回出線線路保護柜報“閉鎖重合閘、遠(yuǎn)傳、分相跳閘位置TWJa、TWJb、TWJc等變位信號”。

查看330k V故障錄波器監(jiān)測到錄波波形:13:22:15.788ms 330k VI、II母母線電壓,I回出線、II回出線電壓波形較正常運行發(fā)生明顯變化,Ua均由正常值突降為0V,Ub、Uc波形均有細(xì)小擾動,同時,330k V I、II母母線電壓3U0、I回、II回出線電壓3U0均由0V突升至18V左右,I回、II回出線線路電流Ia突升明顯,二次短路電流最大分別達(dá)2.921A、3.25A(CT變比均為1500/1);開關(guān)量動作出現(xiàn)母聯(lián)保護裝置永跳、I回出線線路保護永跳、開關(guān)變位信號等信息,當(dāng)I母母差保護動作切除I母上所帶各支路后故障消除,錄波波形恢復(fù)正常。

4.2 原因分析 根據(jù)故障錄波波形變化顯示及A相電壓降為0、電流值和3U0突升等故障特征量可分析判別發(fā)生了A相接地故障,故障范圍在3301開關(guān)靜觸頭至I母母線之間。

現(xiàn)場對GIS設(shè)備檢查未發(fā)現(xiàn)異常,對3301開關(guān)、33011刀閘及母線連接部分CT、PT等一次設(shè)備進行返廠檢查,經(jīng)廠家對3301斷路器進行解體檢查發(fā)現(xiàn)A相氣室內(nèi)有放電痕跡,分析故障原因:一是由于GIS設(shè)備安裝工藝要求高,安裝過程中受現(xiàn)場環(huán)境條件的限制,3301開關(guān)A相動觸頭安裝期導(dǎo)電桿表面未處理干凈;二是A相氣室有雜質(zhì)等導(dǎo)電微粒,運行中吸附底部導(dǎo)電微粒引起短路放電,在執(zhí)行1號發(fā)變組轉(zhuǎn)熱備、合刀閘33011操作時,3301斷路器A相氣室內(nèi)部出現(xiàn)短路接地故障。

5 故障處理要點及防范措施

5.1 故障處理要點

一是設(shè)備拆裝過程中嚴(yán)格按照GB 50150-2006《電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標(biāo)準(zhǔn)》規(guī)范要求進行拆裝,殼體打磨清理、更換滅弧室后需封蓋板、抽真空、充氣,出廠前完成機構(gòu)調(diào)試、機械特性、檢漏、微水測試以及耐壓、局放等一系列試驗,現(xiàn)場安裝完成后,嚴(yán)格按照Q/CDT107 001-2005《電力設(shè)備交接和預(yù)防性試驗規(guī)程》進行試驗,再次完成斷路器絕緣電阻、機械特性、導(dǎo)電回路電阻、分合閘電磁鐵動作電壓、合閘線圈直流電阻測試;對所有氣室氣體進行密度、微水監(jiān)測試驗,依據(jù)結(jié)果分析氣體是否含有雜質(zhì);對氣管母線外觀、刀閘位置檢查,對氣室壓力進行檢查,是否達(dá)到運行壓力。

二是須做好斷路器本體箱、CT二次接線、校核工作。設(shè)備拆裝過程中,做好以下安全措施:a.拆除3301開關(guān)兩側(cè)CT A相二次繞組并做好記錄,沒膠頭的用數(shù)字做好標(biāo)記,接線頭用絕緣帶可靠包扎,回裝后及時恢復(fù);b.3301開關(guān)A相操作機構(gòu)端子箱內(nèi)上傳省調(diào)信號的閉接點在柜內(nèi)進行短接,確保去省調(diào)信號正確;c.核查母線保護柜1號機刀閘位置是否在分位,核查母線保護大差、小差差流是否為0A。

三是利用機組啟動時采用發(fā)電機短路試驗驗證主變差動、母線差動保護極性正確性,本次3301開關(guān)A相故障,將A相開關(guān)拆除后返廠處理,與之相關(guān)的二次回路也發(fā)生一些變化,根據(jù)《繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程》(DL/T 995-2016)中5.5.2.2的要求,“對新安裝的或設(shè)備回路有較大變動的保護裝置回路,如電流差動保護類裝置,應(yīng)用一次電流加以檢驗和判斷”。故需通過一次升流驗證主變差動、母線差動保護所用的CT二次回路的正確性。

四是本次3301開關(guān)拆除返廠處理后,根據(jù)相關(guān)規(guī)程要求,應(yīng)在現(xiàn)場進行耐壓試驗,但現(xiàn)場不具備試驗條件,原因為:一是I母、II母均已正常運行,升壓站GIS與主變之間采用油氣套管連接,兩者之間無明顯斷開點;若現(xiàn)場要進行耐壓試驗,必須停一條線路和一條母線,由線路出線套管處加壓,加壓范圍為線路開關(guān)、母線、3300母聯(lián)開關(guān)、3301開關(guān)及相關(guān)隔離開關(guān)等;二是若現(xiàn)場要進行耐壓試驗,與運行母線只有一把刀閘的斷開點,GIS設(shè)備刀閘間距較小,有可能會影響運行母線,嚴(yán)重時可能導(dǎo)致運行母線跳閘。結(jié)合以上情況,根據(jù)《額定電壓72.5k V及以上氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備》(GB 7674-2008)中“附錄C有關(guān)現(xiàn)場試驗技術(shù)的和實際要考慮的事項”,本次對3301開關(guān)的現(xiàn)場電壓考驗采用C.3.1降壓電壓下的試驗中的要求,采用施加運行電壓的方式進行,試驗持續(xù)時間不小于30min。

5.2 防范措施

一是運行人員、電氣檢修人員做好高壓設(shè)備日常維護檢查,加強對GIS設(shè)備的巡檢,做好巡檢記錄,并定期對巡檢結(jié)果進行分析,及時發(fā)現(xiàn)處理設(shè)備異常及隱患,運行滿足規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)要求。

二是定期進行高壓設(shè)備特巡,加強升壓站內(nèi)設(shè)備紅外成像測溫工作,及時監(jiān)測溫度是否正常,評估設(shè)備健康狀況,準(zhǔn)確分析設(shè)備劣化趨勢,以便及時發(fā)現(xiàn)問題及時處理。

三是逢停必檢,按期進行設(shè)備檢修、預(yù)試,確保工藝規(guī)范,運行滿足技術(shù)要求。結(jié)合機組停運,增加GIS設(shè)備在線監(jiān)測系統(tǒng),對局部放電、SF6氣體密度、微水進行在線監(jiān)測。

四是嚴(yán)格按照《繼電保護和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》(GB/T 14285-2006)、《繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程》(DL/T 995-2016)等技術(shù)要求,定期做好保護裝置性能試驗、二次回路檢驗、定值校核、開關(guān)傳動等工作,全面確保裝置性能穩(wěn)定、二次回路安全可靠。

6 結(jié)語

大接地電流系統(tǒng)中發(fā)生單相接地故障的概率較高,可占總短路故障的70%左右。因此,發(fā)生故障時能夠迅速準(zhǔn)確地判定故障位置,及時切除故障恢復(fù)系統(tǒng)正常運行,對提高電力系統(tǒng)供電可靠性具有十分重要的意義。