变电站中继电器的常见故障分析

2019-05-14黄道均黄伟民

上海电气技术 2019年1期

马凯, 杜鹏, 黄道均, 黄伟民, 苏文, 高燃, 束畅

国家电网安徽省电力公司检修公司合肥 230009

1 继电器概述

继电器是一种电控制器件,可以给予规定输入量并保持足够长的时间,在电气输出电路中使被控量发生预定的阶跃变化。当输入量降至一定程度并保持足够长的时间后,再恢复到初始状态[1-3]。常见继电器由控制电流通过线圈所产生的电磁吸力驱动磁路中的可动部分实现触点开、闭或转换功能,主要由磁路系统、返回系统及接触系统三大部分组成。此外,有根据气体压力变化控制触点通断的继电器,如六氟化硫继电器[4-5];还有根据气体流速变化控制触点通断的继电器,如气体继电器[6-7]。文献[8]介绍了继电器的选型要求和使用注意事项。文献[9]介绍了继电器的主要参数及其扰动因素。文献[10]结合实际工作中的继电器失效案例,从可靠性评价条件、失效机理、可靠性改善三个方面进行研究,为可靠性理论和实际工程提供参考。文献[11]讨论了继电器在使用过程中触头部分的故障,并给出了相应的处理方法。

继电器广泛应用于电力系统中,目前,包括组合电器、变压器、断路器、隔离开关等在内的变电设备二次回路中大量使用继电器,以实现保护与控制的功能。继电器在使用过程中经常发生故障,如果处理不当,会给整个电力系统造成潜在的危机,甚至造成系统瘫痪[12-15]。因此,有必要对变电站中继电器的常见故障进行分析总结。

2 继电器常见故障统计

目前,国家电网安徽省电力公司检修公司下辖28座500 kV超高压变电站和2座1 000 kV特高压变电站。上述变电站构成安徽电网的骨干网络,自2014年以来,共发生117起继电器故障,造成变电设备一般缺陷86起、严重缺陷18起、危急缺陷13起,500 kV断路器跳闸有4次,220 kV断路器跳闸有3次,其中,涉及气体继电器24起、相序继电器20起、时间继电器11起、分合闸接触器10起、热耦继电器8起、储能信号继电器6起、电压继电器6起、密度继电器4起、防跳继电器3起、电流继电器2起,其它缺陷23起。

上述继电器故障有的是在设备投运时就存在隐患,如部分气体继电器在投运时就存在轻微渗油的情况,随着设备运行时间的延长,渗油情况加剧。有的继电器选型不当导致存在家族性缺陷,在一定情况下会引发设备故障。有的继电器运行维护管理不当,如继电器接线松动或受潮导致设备故障。更多的则是随着运行时间的延长,继电器内部元器件老化导致故障。

3 气体继电器故障导致主变跳闸

2018年2月6日21:53,某220 kV变电站220 kV 1号主变有载开关气体继电器重瓦斯保护动作,断开该主变三侧断路器。导致保护误动的气体继电器型号为URF25/10 12-25-48,生产厂家为德国EMB。运行维护检修人员到达故障现场,对1号主变及三侧断路器进行检查,主变油位、油温、断路器压力未发现明显异常。1号主变保护装置显示有载开关气体继电器重瓦斯保护动作。对1号主变本体端子箱、有载调压机构进行检查,无明显异常。调取非电量及辅助保护装置自检报告,发现2018年2月6日21:53发生有载开关重瓦斯动作后信号迅速恢复,反复发生四次。非电量及辅助保护装置自检报告截图如图1所示。

图1 非电量及辅助保护装置自检报告截图

该有载开关气体继电器的接线方式如图2所示,测量触点11电压仅为直流120 V,而正常应为220 V,初步确定有载气体继电器存在故障。

图2 气体继电器接线

检修人员立即联系设备厂家准备备用有载开关气体继电器,同时安排对原气体继电器进行送检分析。2月7日14:30,更换完毕新气体继电器,再次检查二次绝缘芯对芯电阻值为5.35 GΩ,芯对地电阻值为1.56 GΩ和3.78 GΩ。16:00,电科院检测发现原有载开关气体继电器触点内绝缘不合格,触点23、24间绝缘电阻值为0.4 MΩ,触点11、14间绝缘电阻值为0.05 MΩ。进一步解体检查,发现触点11、14间的干簧管尾部绝缘薄弱,存在放电现象,进一步确认主变跳闸为气体继电器故障引起,如图3所示。2月7日16:00,向省调申请恢复送电,并于16:30送电成功,现场主变恢复正常运行。

图3 触点11、14间干簧管情况

该变电站1号主变于2005年12月投运,运行超过12 a,有载开关气体继电器内部干簧管尾部绝缘性能下降,最终导致继电器触点导通,主变有载重瓦斯保护误动。

4 非全相时间继电器故障导致断路器跳闸

2017年12月6日9:24,某1 000 kV特高压变电站A后台发直流接地信号。9:28,500 kV平淮5011断路器非全相继电器动作,5011断路器跳闸,无负荷损失。运行维护人员立即前往检查,发现为第一套非全相保护回路时间继电器误动。该继电器生产厂家为西安凯盛,型号为LTD 3000。2018年2月1日,使用同样型号时间继电器的另一个1 000 kV特高压变电站B发生同样的跳闸事故。

两次跳闸事故现象高度相似,主要体现在三个方面。

(1) 跳闸前站内后台均发出直流接地信号,运行维护人员随即响应开展排查。跳闸时间与直流接地信号发出时间间隔较短,在排查过程中已发生了跳闸,特别是变电站A,直流接地仅4 min之后便发生跳闸。

(2) 调阅故障前后的报文及光字信息,确认跳闸前除直流接地外无其它异常信号。跳闸时,后台发非全相保护动作,保护装置无动作及异常报警信号。

(3) 通过二次回路检查,确认接地点位于第一套非全相保护回路时间继电器。拆除继电器后恢复操作电源,直流接地信号消失。通过绝缘电阻值测试,继电器触点间,以及触点对地绝缘不良。拆解时间继电器,发现内部存在凝露、锈迹,如图4所示。

图4 时间继电器内部凝露与锈蚀

经了解,该继电器生产厂家同类设备之前在其它地区发生过类似故障,厂家于是对该型号时间继电器进行了改进。如图5所示,右侧为改进前外形,左侧为改进后外形。安徽省电力公司要求厂家对改进前后继电器开展环境模拟试验。厂家于2018年1月2日出具了试验报告,试验表明,当环境相对湿度达到80%以上,且环境温度发生快速升高时,改进前继电器内部出现凝露,改进后继电器内部无凝露。除继电器密封不良易导致凝露外,安徽省电力公司通过对改进前后继电器进行拆解对比,认为导致继电器内部凝露的内在原因可能为结构设计存在缺陷,使继电器内电子元件较多,布局紧凑,特别是金属外壳的滤波器上容易产生凝露,厂家改进后的继电器则取消了该滤波器。如图6所示,右侧为改进前继电器内部结构,左侧为改进后继电器内部结构。

综上分析认为,造成断路器跳闸的直接原因为时间继电器内部凝露使绝缘降低,导致继电器误动作出口跳闸。继电器内部结构设计不合理,是产生凝露的本质原因。改进前的该型号继电器,从结构设计、环境适应性、故障后果等几方面分析,已经具备家族缺陷的特征。目前在安徽省电力公司的要求下,厂家已完成对所有相同型号继电器的更换。

图5 改进前后时间继电器外形

图6 改进前后时间继电器内部

5 继电器参数匹配不当导致异响

2018 年1 月26 日,某220 kV变电站220 kV繁盛2D22断路器防跳回路改造完成后合闸,断路器三相机构持续存在继电器开断、闭合的声响,同时保护室内2D22间隔第一套保护装置的断路器三相跳位指示灯也持续存在亮、熄的闪灭现象。现场测量K3防跳继电器两端电压为170 V。该断路器为ABB公司产品,型号为LTB245E1,操动机构型号为BLK222。

该型号断路器的分合闸控制回路如图7所示。图7中Y3为合闸线圈,K9为六氟化硫闭锁继电器触点,K13为储能继电器触点。当断路器处于分闸状态时,操作箱继电器TWJ与断路器机构箱的合闸回路接通,监视合闸回路的完好性。正常情况下,当断路器合闸完成后,断路器三相机构防跳继电器K3应该在失电状态,不应吸合。但是检查实际发现,当断路器在合闸位置时,TWJ和K3不断吸合并返回,发出异响。经查明,K3与该间隔第一套保护装置继电器TWJ参数不匹配,导致TWJ和K3异常启动。当断路器在合闸位置时,断路器辅助开关常开+BG 23-24触点闭合,正电经TWJ、K3到负电形成通路。此时,TWJ及其电阻VR1与K3的参数匹配不当,导致TWJ与K3在断路器合位时动作。K3动作后,K3的11-12触点断开,TWJ和K3形成的回路断开,然后TWJ和K3返回,K3的11-12触点又闭合,TWJ与K3 再次形成通路,TWJ和K3再次动作,重复上述现象。

图7 断路器分合闸控制回路

根据现场实际情况,采用一种简单的方法,在TWJ与机构控制回路之间串接断路器的常闭辅助触点,如图8所示,使TWJ与K3不存在匹配不当问题。

采用以上方法后,继电器异响故障消除,断路器分合闸功能恢复正常。

图8 解决方案

6 预防措施

变电站中继电器对于变电设备的安全、可靠运行具有重要意义。就继电器而言,提高其使用寿命或节省一个继电器,价值少则十几元,多则也仅几千元。但对继电器所处的系统而言,将产生很大影响。继电器正确运行可使系统处在良好的状态下,所创造的价值将远远大于继电器本身的价值。从上述继电器常见故障统计和案例可以看出,继电器故障的原因多种多样,故障发生的时间也贯穿设备从建设到退役的各个阶段。为了防止因继电器故障导致变电设备故障,提出以下预防措施。

(1) 加强新入网变电设备所用继电器的选型。一般新建扩建变电设备都会召开设计联络会,可结合继电器常见故障和各品牌继电器的实际使用效果,在这一阶段对继电器的选型进行把关。如目前安徽省电力公司要求新入网的非全相时间继电器应优先选用电磁式继电器,且无试验按钮。

(2) 加强新入网变电设备所用继电器的验收。新安装的继电器定值按照相关规定整定需正确,动作电压、功率校验需合格,绝缘电阻值测试需合格,上述工作验收人员需旁站见证。各继电器的功能模拟试验需正常,后台信号需正确。针对气体继电器渗漏油的情况,应严把验收关,确保气体继电器原始安装正确到位,密封良好,杜绝带病上岗。

(3) 加强继电器的运行维护。加强运行环境的检查、维护,重点检查非全相继电器所处箱柜的防雨、防潮、防尘、防小动物措施是否完善,内部加热、除湿装置运行是否正常,内部是否存在凝露,发现异常应及时处置。继电器外壳、底座存在松动或破裂时,应及时停电更换,严禁采用扎带紧固。有条件时可结合主设备带电检测计划开展继电器本体、接线端子的红外测温。

(4) 加强继电器检修管理。严格按照《国家电网公司变电设备检修通用细则》实施检修项目,校验不合格的继电器应更换为品质更优的产品。加强检修记录管理,做好备件储备及使用。继电器的更换周期与变电设备大修周期应保持一致。