浅析发电机出口断路器机构损坏导致的事故

乔洪伟，李勋东，吴勇庆，毛小付

（1.深能水电投资管理有限公司，四川 成都 610041；2.浙江省景宁英川水电开发有限责任公司，浙江 景宁 323500； 3.龙泉瑞垟二级水电站有限公司，浙江 龙泉 323700）

0 引言

五里亭电站地处浙江省丽水市瓯江干流上，建成发电于2006年。电站布置有3台单机容量14 MW的灯泡贯流式水轮发电机组，升压站设置两台主变，一条110 kV线路。电站设计年均发电量1.21亿kW·h，设备利用小时数为2 889 h。

该电站电气主接线如图1所示。

图1 电站电气主接线图

1 事故概况

2018年4月25日值班员在对机组正常巡视过程中，发现3号机组出口断路器柜内发出异常声响，但运行数据皆为正常。为排查原因，当值值长向调度申请将3号机组停机解列，当值值班员根据停机操作流程将3号机组负荷减至空载，断路器分闸，再停机。在机组转速下降，正拟进行后续操作时，突然发生发电机出口断路器强行合闸事故，机组可明显听到冲击声，警铃响起，事故跳闸，计算机监控报：“电气事故”、“发电机过电压事故”、“失励事故”等。事故跳闸后，间隔约30 s，再次发生断路器强行合闸，值班员现地手动脱扣分断路器，未成功。后立即拉开2号主变110 kV断路器，再手动现地分3号机组断路器，机组停机。

2 事故处理

事故发生后，该电站立即组织检修技术骨干对机组进行全面检查，发现事故造成励磁系统灭磁电阻烧毁、定子A相线圈绝缘击穿、机组6.3 kV断路器合闸支架组损坏。

发电机绝缘检查情况：发现定子绝缘为0 MΩ （2 500 V摇表），转子绝缘0.2 MΩ(500 V摇表)。为准确测量定子三相绝缘电阻，拆除定子出线电缆、中性点互感器短接铜排及中性点电流互感器，测得发电机定子绝缘： B和C相为“∞”，A相为“0”。用数字万用表测量A相绝缘电阻仅有280 Ω ，定、转子部分检查，未发现设备异常，也无异味产生。

经现场初步判断，定子A相绝缘破损。通过采用低压调压[1]的检查方式发现定子上游面靠底侧部位定子线棒绝缘击穿。通过抢修，该电站3号机组于5月2日19：11恢复了发电，将损失降到最低。

本次事故发生时由于值班人员沉着冷静、应对处置得当，及时手动拉开了2号主变110 kV侧开关，避免了再出现一次或者多次强行合闸可能对发电机线圈、主轴造成严重破坏所引起的更大的后果。

3 事故分析

电站组成了事故调查小组，通过与设计、厂家、电气设备专家多次讨论分析，最终确定了引起事故的直接原因是断路器合闸机构半轴、锁扣磨损所致。该装置安装在机构中间，平时不易检查和发现问题,但就是机构上一个小小部件的损坏却导致了如此严重的事故。本文从以下几个方面的分析，找出问题所在并提出解决措施，与同行共同商榷。

（1）当初，油断路器对应的模拟控制电路，由于监控系统技术尚未得到应用，所以设计思路基本上是手动控制。每次断路器合闸前操作机构需进行储能；合闸后通过能量的转换，将合闸前储存的能量瞬间转换成分闸能量，以备正常分闸或事故分闸时可靠跳开断路器；由于模拟控制电路接线原理，一般分闸后断路器不再储能，如需再次合闸应手动予以储能。

（2）随着真空断路器、六氟化硫断路器代替了油断路器和计算机监控系统的广泛应用，使得真空断路器、六氟化硫断路器在满足电网快速反应及线路重合闸方面发挥了重要作用，线路重合闸是电力输电线路运行中常采用的自恢复运行方法之一。

输电线路正常供电时断路器处于“合”状态，此时断路器合闸弹簧也已储能，输电线路出现瞬时故障，继电保护动作断路器分闸，随后自动重合闸装置利用已经储能的合闸弹簧进行合闸，恢复线路运行。如输电线路为永久性故障，重新合闸后继电保护动作再次分闸，通过合闸回路设计中加入事故继电器常开接点和延时继电器接点，则不再启动重合闸。

因为大部分情况线路故障都是短暂的，只有少数线路情况属永久性故障，通过一次重合闸后，配合微机保护装置的功能自恢复供电的成功率较高，可大大提高供电的可靠性。根据线路特点和保护回路的配合，发展出“前加速”、“后加速”两种重合闸装置，各有优缺点，在此不再展开赘述。

（3）目前使用的断路器控制回路一般都设计有远方控制和现地控制转换开关，以满足计算机监控系统自动化需求，断路器厂家的典型操控接线也得到了较多的应用。当转换开关在远方控制位置时，分闸结束的时候，储能电机就开始自动完成储能，为下次合闸动作做好准备，中间过程无须人为干预操作；而当转换开关在现地控制位置时，分闸结束时断路器不会自动储能[2]。

因此，在计算机监控系统接线中，当转换开关在远方控制位置时，断路器储能以后其合闸闭锁的脱扣机构就显得尤为重要，一旦损坏或磨损，就会导致分闸后又储能的断路器自动合闸。而此时的自动合闸将会产生非同期冲击，对发电机组和电气设备造成极具破坏的作用。

（4）本次事故中，值班员在上位机根据正常停机流程的操作均不存在问题。根据上面的分析，由于操作断路器的转换开关处在远方位置，分闸后储能电机自动储能，因合闸机构半轴、锁扣磨损，使得断路器自动合闸造成非同期冲击引起保护装置动作，跳开后还是因为脱扣机构的原因再次发生断路器强行合闸。

而值班员在现地手动分断路器不成功的原因可能是两次非同期合闸造成情绪紧张，未将操作断路器的转换开关打回到现地控制位置所致。如手动操作程序正常，将不至于现地手动分闸失败。

而尤为严重是，继电保护动作是正常的，在非同期合闸造成冲击时，本级继电保护每一次都能正常动作，却不能够切除断路器机构故障和合闸储能回路，每当合闸弹簧储能结束，因为机构合闸锁扣损坏，就会自动合闸。并且，因为本级继电保护正常，后备保护没有达到动作时限，没法通过后备保护动作上级断路器切除事故点，将会重复“事故分闸、非同期合闸”的循环，多次冲击相关设备，造成严重后果。而在自动保护装置不能够发挥正常作用时，依靠值班员判断反应，切除故障，存在一定的客观困难。在多次循环冲击情况下，必然出现发电机出口断路器爆炸或发电机定子线圈烧毁等严重事故。

（5）断路器造成事故的可能因素还有：

1）脱扣器的材料性能或可靠性指标没有达到相关制造标准和要求，以至于机构磨损；

2）设计与断路器制造厂家之间未就断路器的应用场合进行及时有效的沟通，以至于远方操控接线设计时未考虑机械磨损可能造成的危害；

3）断路器操作机构的某些部件易磨损，但机构部分在例行维护中没有引起足够的重视，造成机构动作不可靠或出现问题。

4 断路器的分合闸控制

4.1 断路器的合闸储能原理

根据断路器的分合闸原理，当原理图[3]中3SA开关闭合时［S2位置开关（当合闸弹簧储能后切换）、S3位置开关（合闸按钮按下时为开）］，K2得电动作，K2的常开辅助接点K2（2 3）、K2（6 7）动作闭合，储能电机开始运行，合闸弹簧拉长，蓄备合闸能量，等储能完成后，储能辅助接点S2（1 2）动作断开，同时储能辅助接点S6（+COM N0)动作闭合，1KM（合闸弹簧储能切换继电器）得电动作，1KM的常开辅助接点（9 7；10 8）动作闭合，HY（储能指示灯）点亮。锁扣完好的情况下，当真空断路器接收到合闸指令后，Y1（合闸线圈）得电动作，脱开锁扣，合闸弹簧能量释放，完成断路器的合闸动作。合闸后，断路器的储能回路位置开关接点S2、S3动作导通，K2得电动作，储能电机运行合闸弹簧开始自动储能。

图2 真空断路器控制原理接线图

4.2 断路器的合闸控制

根据断路器的分合闸原理图，当原理图中3SA开关闭合时[S8-3位置开关（当真空开关在试验位置时切换）、LK1隔离手车位置开关、S9-3手车工作位置、S5位置开关（当真空开关在试验位置与工作位置时闭合）、S4位置开关（当合闸弹簧储能后动作）、S1真空断路器合分闸辅助开关]，断路器弹簧储能后辅助接点S4(1 3)闭合。若此时合闸按钮HA动作导通，Y1（合闸线圈）得电动作，断路器合闸。合闸完成后，断路器辅助接点S1（50 51）断开，同时断路器辅助接点S1（6 6’）闭合，为分闸做准备，断路器辅助接点S1（22 23）闭合，HR（合闸指示灯）点亮。

4.3 断路器的分闸控制

根据断路器的分合闸原理图，断路器合闸后，其辅助接点S1（6 6’）闭合，当TA开关闭合、保护动作或LK1隔离手车位置开关触点闭合时，Y2（跳闸线圈）得电断路器分闸，断路器辅助接点S1（34 35）闭合，HG（分闸指示灯）点亮；同时，断路器辅助接点S1（50 51）闭合，为下一次合闸做准备。

5 解决方案和预防措施

发电机出口断路器作为发电机主回路具有闭合、开断功能的重要设备，其安全运行，对发电机正常运行十分重要。为了杜绝和减少今后运行过程中出现类似情况，建议进行以下处理：

解决方案1：

（1）将合闸线圈储能回路改为分闸储能

按照原理图，目前断路器设计为合闸储能，分闸时已经具备合闸条件。在机构磨损情况下，等同于给予断路器合闸指令，因此产生多次误动合闸。根据以上分析，建议改为分闸储能，在断路器储能电机控制回路中串入断路器辅助常闭接点，当断路器在合位时，断开其储能电机控制回路以避免断路器因事故动作跳闸后，弹簧储能马上出现误动合闸的情况。

改为分闸储能后，断路器在跳闸时，储能电机动作，开始对合闸弹簧进行储能，此过程约需要30 s时间。如锁扣损坏，储能完成后，仍然将出现自动合闸情况，因此，还没有彻底解决误动合闸的问题。

在断路器“分”的状态时，分闸弹簧并未储能，合闸弹簧已储能。断路器接到“合闸”命令动作，合闸弹簧释放了能量，合闸过程中将部分能量传递给分闸弹簧，分闸弹簧储能。采用这种方式进行能量转换，确保断路器在“合”的状态下能跳开。断路器刚分闸时，储能电机动作为断路器合闸弹簧进行储能，这个过程估计10 s左右，为下次合闸准备[3]。但若断路器在“合”的状态，分闸弹簧在“已储能”，保护动作时，分闸线圈得电，分闸弹簧释放能量，断路器分闸。而在断路器分闸结束的时候，合闸弹簧在储能电机运行下才开始储能，但储能未完成的情况下，断路器是不具备合闸条件的。如果这次合闸于故障发电机（或设备、线路），由于分闸弹簧已在合闸瞬间完成储能，所以断路器在分闸线圈动作下能马上跳开。但分闸之后就不能再次立即合闸了，需等到合闸弹簧储能结束后才具备合闸条件。

（2）储能控制回路接入计算机监控事故出口常闭接点

由于断路器操作机构结构复杂，机械磨损不容易判断，建议储能电机控制回路改为分闸储能之外，再接入计算机监控事故出口常闭接点，在断路器因机组异常或事故动作跳闸后，保护未复归前，断路器储能电机不能工作，断路器无法进行储能，断路器就不会再次误动合闸。在故障、事故排查处理完毕后，保护动作复归，断路器储能电机才可进行合闸储能。

（3）针对转换开关在远方位置时断路器反复合闸的问题，完善电气回路上的保护措施。即在合闸线圈上并接一只中间继电器（该问题与合闸线圈没有关系），当检测到合闸线圈未得电时，断路器状态由“分”变“合”、或合闸储能弹簧状态发生改变时，切断合闸储能电机电源并跳闸，直到人工复位后，再次恢复合闸电机电源。此保护措施如采用继电器逻辑比较复杂，由计算机系统完成则比较简单。

解决方案2：

将储能回路中3SA开关（图3）安装到中控室，手动对合闸弹簧进行储能，当弹簧储能结束，马上手动把3SA开关断开切断电机储能回路，避免如断路器机构故障，导致跳闸后马上进行误动合闸，但在正常开机并网前需手动接通3SA开关，才能使合闸弹簧储能，增加了操作步骤，影响了并网速度。并且，如忘记在合闸弹簧储能结束后打开3SA的操作步骤，仍然会出现误动合闸情况。并且，若弹簧储能100%未完成断开3SA会导致并网合闸不成功。

图3 技改后的真空断路器控制原理接线图

方案比较和需要注意的相关事项：

方案1解决问题较为彻底，但改动的回路比较多，需要断路器厂家，计算机监控单位的配合。方案2存在一定的缺点，但是改动较为方便。

尽管利用上述两种方案能够一定程度避免因为断路器机构原因造成的事故，但是仍然需要加强对运行值班人员的应急处理能力培训，对突发事件要有完善的应对措施。并加强对断路器机构的基础维护，在电站日常运行维护中，对断路器操作机构进行必要的定期检查维护，及时更换发现的磨损部件；特别是定期邀请厂家专业技术人员来现场进行指导维护保养工作，更能保障断路器运行稳定、可靠。

6 结束语

该电站 3号机组发电机出口断路器发生多次非同期自动合闸事故后，经处理检验合格又投入运行至今，一切正常。由此证明，事故处理方法是正确的。

此次事故对机组正常安全运行造成了影响，断路器的日常维护对水电站的安全运行至关重要，年度例行检修中更应引起足够重视。电站也应按照国家电网公司的要求结合自身实际编制事故应急预案，并定期演练。

由于各方面的因素，使用中的设备在厂家的设计、材料、制造和使用单位的安装过程中存在一些无法避免的缺陷和不足，而这些缺陷和不足又恰恰会给设备运行留下重大的安全隐患，甚至酿成事故，造成严重损失。因此，应根据设备的运行环境、方式和状态的变化，分析、设想可能发生的异常和故障，提出并实施防范措施，同时在维护检修过程中，对设计、制造、安装方面发现的漏洞或缺陷，进行认真分析研究，找出彻底的解决办法，只有这样才能保证发电设备的安全运行。