一起断路器失灵保护动作分析及处理

姚志伟，李新煜

（1.山西西龙池抽水蓄能电站有限责任公司，山西 忻州 035503；2.山东泰山抽水蓄能电站有限责任公司，山东 泰安 271000）

一起断路器失灵保护动作分析及处理

姚志伟1，李新煜2

（1.山西西龙池抽水蓄能电站有限责任公司，山西 忻州 035503；2.山东泰山抽水蓄能电站有限责任公司，山东 泰安 271000）

介绍了某电厂一起断路器失灵保护动作情况，通过现场检查和分析，确定了事故发生的原因，为断路器电气使用寿命超限，并对此提出了改进措施，对于励磁系统强励的设计、断路器的检修维护工作有一定的指导意义。

断路器；失灵；强励；烧蚀系数；开断电流

0 概述

某抽水蓄能电厂选用ABB公司生产的HECPS-3型断路器作为机组开关，该型号断路器为SF6气体绝缘、离相封闭、自然冷却、三相联动、三极驱动、水平型、户内型，主要用以减少500 kV侧断路器操作次数，承担正常运行切换操作、短路故障跳闸以及同期并网等。在某次抽水方向停机过程中，监控系统流程执行到跳开断路器时，出现“励磁启动强励”、“次同步过电流”保护动作、“断路器失灵保护动作”，机组停机失败，断路器失灵保护动作跳开相应变压器高压断路器。

1 现场检查

1.1 断路器位置状态检查

（1） 断路器本体状态指示器显示在“分”位，机组开关控制柜中断路器位置指示灯显示绿色，两者位置指示一致。

（2） 断路器的位置接点分别至SFC（静止变频器）系统、励磁系统、调速器系统的合闸回路不通；分别至故障录波器、同期装置、机组现地控制单元、机组保护系统的分闸回路接通，因此位置接点与断路器本体位置指示一致。

（3） 断路器电源监视继电器正常励磁，报警继电器、SF6闭锁继电器状态正常，储能回路正常。

1.2 继电保护及自动装置检查

（1） 机组发变组保护A屏出现“次同步过电流”保护动作，B屏出现“次同步过电流”保护动作、“断路器失灵保护”动作。

（2） 检查机组故障录波器，发电机定子电流突变量启动，录取模拟量和开关量均正常。

（3） 检查励磁调节器，发现励磁调节器检测阳极电压低，启动强励。

1.3 空载开机检查

对断路器进行上述检查未发现异常，为进一步查找故障点，进行发电工况空载开机试验，机组启动不成功，95 %定子接地保护动作跳闸。停机后，对发电机进行进一步检查。检查机端电压互感器的9个熔断器中有2个熔断器电阻大于200 Ω，电阻值大于熔断器说明书中的定值，故对这2个熔断器电阻进行了更换。

1.4 发电机定子及离相封闭母线检查

（1） 在未断开发电机出口母线及拉开中性点刀闸前，分别测量定子A，B，C三相绕组对地绝缘电阻均在1 MΩ以下，定子对地绝缘较低。检查发电机端部并头套未发现异常。

（2） 将发电机出口母线软连接断开，分别测量发电机A，B，C三相定子绕组对地绝缘为2 000 MΩ以上，定子绝缘良好。

（3） 测量离相封闭母线A相绝缘电阻大于2 500 MΩ，B，C相绝缘电阻为1 MΩ。初步判断B，C相离相封闭母线存在故障。

（4） 拆除断路器侧方盖板，用万用表分别对A，B，C三相断口间电阻进行测量，A相指示为无穷大，B相为47 Ω，C相为80 Ω。这说明A相分开，B相，C相未完全分开。

（5） 打开断路器B相上方外罩，拆除灭弧室2侧引线，使灭弧室与母线分离，再次使用万用表测量灭弧室断口电阻，阻值为47 Ω。

1.5 断路器拆解检查

（1） 打开断路器上方盖板，检查灭弧室、拖动刀闸、被拖动刀闸、操作杆，未发现异常。

（2） 对断路器操作机构泄压，拆除密度继电器，发现密度继电器与灭弧室相连部分有大量SF6气体分解物。

（3） B，C相灭弧室拆解检查，发现C相灭弧触头表面布满污秽，动触头部分触指有烧伤痕迹，密封夹持器完全熔化，与动触头触指粘连。灭弧室中静触头绝缘子组件表面烧蚀严重，静触头导电环脱落，铸件本体有部分分解产物污秽。支撑绝缘子有清晰裂纹。B相与C相情况大体相同。

（4） A相灭弧室动触头组件拆解后，在其中发现了大量粉尘，且灭弧室静触头组件无异常状况。对组件进行清洁后，抽真空无法保压，因此判断密封件损坏。

2 原因分析

通过上述检查，认为是断路器B相和C相故障，未完全分开，导致次同步过电流保护、失灵保护以及95 %定子接地保护动作。

由ABB厂家提供的HECPS-3型断路器，在不同开断电流时的灭弧触头烧蚀系数K的相应取值如下：

（1） 当0≤I＜0．811 kA，K=1；

（2） 当0．811 kA≤I≤150 % Ic时，K=f（I）= 0．001 219×I3+0．031 32×I2+1．241 5×I-0．026 98；

（3） 当150 % Ic＜I时，K=2 500。

式中，I为断路器分闸开断电流，Ic为额定电流。

故障发生时，断路器控制柜中显示其动作2 434次，机组启动运行记录中显示动作1 957次，其中发电启停311次，抽水启停1 646次。断路器控制柜记录的动作次数比运行记录中多477次，该偏差主要是检修中机组开关保护传动试验等原因导致的。抽水启停平均开断电流I为5．58 kA，发电启停平均开断电流为0．7 kA。对于未统计的动作次数和发电启停次数按照最小方式（K取1）进行计算，则：

依据厂家规定，ΣK（I）最大运行次数为10 000次，此断路器已超过厂家规定运行次数4 100次，因此判定此次事故的根本原为断路器已超出电气使用寿命。

3 改进措施

3.1 严格执行制度、规范

定期对断路器分闸时间、合闸时间、同期、速度、回路电阻进行测量，建立设备定期试验数据台账，严格执行《Q/GDW1150—2013水电站电气设备预防性试验规程》试验标准。故障断路器经更换灭弧室后的试验数据如表1所示。

表1 断路器试验数据

3.2 完善励磁程序

当电力系统发生事故导致电压严重降低时， 励磁系统强行以最快的速度给发电机以最大的励磁，迫使系统电压迅速恢复，这种强迫施行励磁的功能简称强励。

机组强励有2种情况：一是机组端电压突然因故下降到某一范围，机组为恢复正常运行而强行励磁，这属正常强励的情况；二是机组机端电压在正常调节范围内运行，机组强行励磁，致使机端电压过高，这属异常强励过程，即误强励。误强励有负载误强励和空载误强励2种：其中，负载误强励主要表现为在系统无故障情况下，并列运行的机组突然出现无功功率大大增加致无功功率表打满，运行人员手动不能控制，同时伴随机组声音明显异常，有时还伴随机组过流、过压保护动作；空载误强励表现为当发电机开机合灭磁开关后未并入电网前机端电压急剧上升且手动不能控制，同时伴随机组声音异常和转子过电压保护动作。

此次抽水方向执行停机过程中发生强励现象，属于空载误强励的另一种表现形式。当监控系统发出停机命令，执行正常停机时，机组各相关系统的控制模式应该是执行停止的控制流程；而本次事件中却进行强励，导致断路器故障造成更严重的后果。为避免类似事件再次发生，在励磁执行强励的复位条件中并接机组转停机的命令，用于机组正常停机命令发出后即复位励磁强励，机组根据控制流程进行停机（若发生故障，使保护动作，则由相应动作的保护使机组进行停机）。

4 结束语

对断路器动态电阻的测量以及统计断路器接通和切断电流的大小和次数，是判断断路器电气使用寿命的主要依据。因此，在日常维护工作中，要按照断路器检修规程定期进行检修；严格按照预防性试验规程等技术标准进行相关试验，将标准、制度刚性执行到位，以避免某些由于管理不到位等原因发生的设备故障等不安全事件。

1 张丽娜，陈永义，梁桂州．关于GIS和SF6断路器的现场检测方法［J］．高压电器，2001，37（3）：47-48．

2 李六零，丁卫东，石月春，等．动态电阻测量法用于评估SF6断路器灭弧室状况的探讨［J］．高压电器，2002，38（2）：54-55．

2015-11-13；

2016-04-26。

姚志伟（1984-），男，助理工程师，主要从事静止变频器系统和励磁系统的运行管理工作，email：lucky9626@163．com 。

李新煜（1989-），男，助理工程师，主要从事水电站监控系统及球阀、调速器自动控制系统工作。