关于GIS断路器典型故障分析与预控措施研究

大唐陕西发电有限公司延安热电厂 陕西 延安 716000

0 引言

电气设备是火力发电厂实现电能稳定供应的重要组成部分,近年来,由于安装工艺、运维管理不到位等原因造成的设备安全事故频发,若处理不当还会引起事故进一步扩大,甚至影响整个电网的安全。330k V GIS高压断路器停运检修机会较少,为确保其发生故障时能迅速切除故障,减少事故发生,掌握一、二次设备必备的运维知识和故障处置能力显得尤为重要。

1 设备概述

某火力发电厂于2017年12月底正式投产运行,2台350MW汽轮发电机组由北京北重汽轮电机有限责任公司设计制造,通过两回330k V输电线路分别向电网两处变电站送电。两台机组均采用发电机变压器组单元接线,发电机经主变压器送至330k V系统。330k V室外GIS采用西安西电开关电气有限公司的产品,配电装置采用双母带母联单元接线。主变压器采用西安西电变压器有限责任公司生产的三相变压器。起备变经330k V室外GIS配电装置接至330k V母线,起备变采用保定天威生产的三相有载调压变压器。

2 保护配置

330k V系统母线保护为双重化配置,分别配置深圳南瑞BP-2C和四方CSC-150母线保护各一套。330k V线路保护为国电南京自动化有限公司PSL-603UA1及南瑞继保电气有限公司NSR-303A-G-Y线路保护双重化配置。1、2号机发变组保护配置为A、B套保护分别采用南瑞PCS-985B-H2发变组保护装置、PCS-985UP零功率切机保护装置、CJX-05操作继电器箱;C套保护采用PCS-974FG-G非电量及辅助保护装置、CZX-12G操作继电器箱的配置构成,起备变保护配置为A、B套保护分别采用南瑞PCS-985T起备变保护装置、CJX-05操作继电器箱;C套保护采用PCS-974FG-G非电量及辅助保护装置、CZX-12G操作继电器箱的配置构成,保护装置均由南京南瑞继保电气有限公司制造。

3 事件经过

3.1 事故前母线运行方式 330k VⅠ母、Ⅱ母并列运行,母联开关3300合闸运行,0号启备变高压侧开关3311、I回出线开关3351运行于330k V I母,1号发变组出口开关3301冷备用,2号发变组出口开关3302、II回出线开关3352运行于330k VⅡ母。

3.2 事件经过 2019年7月12日,1号机组根据调令处于锅炉点火并网前状态,汽机定速3000rpm,13:22执行1号机组由冷备用转热备用时,在合I母侧刀闸33011过程中发生短路接地,330k V I母差动保护动作联跳母联开关3300、0号启备变高压侧开关3311、I回出线开关3351,330k V I母失压,1号机厂用电失去,1号炉MFT,1号汽轮机跳闸。

4 保护动作情况及原因分析

4.1 保护动作情况 事故发生后,保护人员进入现场查看,深圳南瑞BP-2C母线保护I柜13:22:15.790ms报“保护启动”,5ms后“I母差动动作,A相差流Ida=2.08A”,63ms后I母线差动返回,装置告警信号“13:22:15.791msI母电压瞬时开放,3U0=18.17V、U2=5.25V”、“13:22:15.791ms II母电压瞬时开放,3U0=18.09V、U2=5.34V”;四方CSC-150母线保护柜13:22:15.791ms报“差动保护启动”,12ms后报“I母差动动作,I母差动跳母联支路L1、1号发变组支路L2、I回出线支路L5、启备变支路L14出口,A相大差差流、小差电流ICD=2.297A”。1号发变组保护A、B柜13:22:15.796ms均报“保护启动、主变差动速断保护动作、主变比率差动保护动作、母差保护联跳跳闸”,I回出线线路保护柜报“闭锁重合闸、远传、分相跳闸位置TWJa、TWJb、TWJc等变位信号”。

查看330k V故障录波器监测到录波波形:13:22:15.788ms 330k VI、II母母线电压,I回出线、II回出线电压波形较正常运行发生明显变化,Ua均由正常值突降为0V,Ub、Uc波形均有细小扰动,同时,330k V I、II母母线电压3U0、I回、II回出线电压3U0均由0V突升至18V左右,I回、II回出线线路电流Ia突升明显,二次短路电流最大分别达2.921A、3.25A(CT变比均为1500/1);开关量动作出现母联保护装置永跳、I回出线线路保护永跳、开关变位信号等信息,当I母母差保护动作切除I母上所带各支路后故障消除,录波波形恢复正常。

4.2 原因分析 根据故障录波波形变化显示及A相电压降为0、电流值和3U0突升等故障特征量可分析判别发生了A相接地故障,故障范围在3301开关静触头至I母母线之间。

现场对GIS设备检查未发现异常,对3301开关、33011刀闸及母线连接部分CT、PT等一次设备进行返厂检查,经厂家对3301断路器进行解体检查发现A相气室内有放电痕迹,分析故障原因:一是由于GIS设备安装工艺要求高,安装过程中受现场环境条件的限制,3301开关A相动触头安装期导电杆表面未处理干净;二是A相气室有杂质等导电微粒,运行中吸附底部导电微粒引起短路放电,在执行1号发变组转热备、合刀闸33011操作时,3301断路器A相气室内部出现短路接地故障。

5 故障处理要点及防范措施

5.1 故障处理要点

一是设备拆装过程中严格按照GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》规范要求进行拆装,壳体打磨清理、更换灭弧室后需封盖板、抽真空、充气,出厂前完成机构调试、机械特性、检漏、微水测试以及耐压、局放等一系列试验,现场安装完成后,严格按照Q/CDT107 001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》进行试验,再次完成断路器绝缘电阻、机械特性、导电回路电阻、分合闸电磁铁动作电压、合闸线圈直流电阻测试;对所有气室气体进行密度、微水监测试验,依据结果分析气体是否含有杂质;对气管母线外观、刀闸位置检查,对气室压力进行检查,是否达到运行压力。

二是须做好断路器本体箱、CT二次接线、校核工作。设备拆装过程中,做好以下安全措施:a.拆除3301开关两侧CT A相二次绕组并做好记录,没胶头的用数字做好标记,接线头用绝缘带可靠包扎,回装后及时恢复;b.3301开关A相操作机构端子箱内上传省调信号的闭接点在柜内进行短接,确保去省调信号正确;c.核查母线保护柜1号机刀闸位置是否在分位,核查母线保护大差、小差差流是否为0A。

三是利用机组启动时采用发电机短路试验验证主变差动、母线差动保护极性正确性,本次3301开关A相故障,将A相开关拆除后返厂处理,与之相关的二次回路也发生一些变化,根据《继电保护和电网安全自动装置检验规程》(DL/T 995-2016)中5.5.2.2的要求,“对新安装的或设备回路有较大变动的保护装置回路,如电流差动保护类装置,应用一次电流加以检验和判断”。故需通过一次升流验证主变差动、母线差动保护所用的CT二次回路的正确性。

四是本次3301开关拆除返厂处理后,根据相关规程要求,应在现场进行耐压试验,但现场不具备试验条件,原因为:一是I母、II母均已正常运行,升压站GIS与主变之间采用油气套管连接,两者之间无明显断开点;若现场要进行耐压试验,必须停一条线路和一条母线,由线路出线套管处加压,加压范围为线路开关、母线、3300母联开关、3301开关及相关隔离开关等;二是若现场要进行耐压试验,与运行母线只有一把刀闸的断开点,GIS设备刀闸间距较小,有可能会影响运行母线,严重时可能导致运行母线跳闸。结合以上情况,根据《额定电压72.5k V及以上气体绝缘金属封闭开关设备》(GB 7674-2008)中“附录C有关现场试验技术的和实际要考虑的事项”,本次对3301开关的现场电压考验采用C.3.1降压电压下的试验中的要求,采用施加运行电压的方式进行,试验持续时间不小于30min。

5.2 防范措施

一是运行人员、电气检修人员做好高压设备日常维护检查,加强对GIS设备的巡检,做好巡检记录,并定期对巡检结果进行分析,及时发现处理设备异常及隐患,运行满足规范标准要求。

二是定期进行高压设备特巡,加强升压站内设备红外成像测温工作,及时监测温度是否正常,评估设备健康状况,准确分析设备劣化趋势,以便及时发现问题及时处理。

三是逢停必检,按期进行设备检修、预试,确保工艺规范,运行满足技术要求。结合机组停运,增加GIS设备在线监测系统,对局部放电、SF6气体密度、微水进行在线监测。

四是严格按照《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB/T 14285-2006)、《继电保护和电网安全自动装置检验规程》(DL/T 995-2016)等技术要求,定期做好保护装置性能试验、二次回路检验、定值校核、开关传动等工作,全面确保装置性能稳定、二次回路安全可靠。

6 结语

大接地电流系统中发生单相接地故障的概率较高,可占总短路故障的70%左右。因此,发生故障时能够迅速准确地判定故障位置,及时切除故障恢复系统正常运行,对提高电力系统供电可靠性具有十分重要的意义。