水电厂开关故障原因分析及防范措施

2020-06-29蔡文杰

江西电力 2020年6期

蔡文杰

（国家电投集团江西电力有限公司上犹江水电厂，江西赣州341000）

0 引言

A、B水电厂是流域梯级开发的两厂，装机容量均按3×12MW设计，2010年先后开工建设，于2013年先后全部建成投产运营；两电站发电机和水轮机型号分别为 SFWG12-72/6570、GZ1250B-WP-625和 SFWG12-80/6400、GZ1250B-WP-660悬式二支点灯泡贯流式水轮发电机组；发电机组开关均选择NZ65A-12/T4000-63（F）型和150VCP-WC50-2000A-40kA真空断路器。两电站110kV主接线均为单母线，发电机-变压器为单机单变单元接线与双机单变扩大单元接线（见图1）。正常运行方式：110kV单母运行、6.3kV单母线分段运行、400V厂用电分段互为备用方式。

图1 A、B电厂主接线图

1 典型故障及原因分析

1.1 典型故障情况

A电厂1F机组：2014年11月5日，机组出口开关涡轮机构故障，无法储能，后经更换涡轮机构后工作正常；2017年8月7日，机组出口开关出现主连杆变形导致开关无法合闸，目前已使用备用开关，待厂家发连杆后更换修复。2F机组：2013年11月20日，机组在运行时机组出口开关储能机构发出“哒哒”异常声音，向调度申请停机后检查发现储能电机弹簧机构有故障，经更换储能电机弹簧机构后正常。3F机组：2014年8月28日，机组出口开关因辅助开关转换机构合闸时，转换方向错误，发电机阻尼绕组烧坏、励磁系统灭磁电阻烧损，后经机组紧急大修，发电机阻尼绕组返厂维修，更换励磁系统灭磁电阻及相应配件后机组恢复正常；2015年7月21日，3F出口开关930DL转换开关连杆错位、变形，转换接点无法正常转换，导致励磁系统灭磁电阻再次烧损，后经抢修更换励磁系统灭磁电阻及相应配件后机组恢复正常投运；2015年9月20日，3F机组出口开关涡轮机构故障，无法储能，后经更换涡轮机构后工作正常；2016年4月30日，3F机组出口开关出现储能机构异常，无法储能，后从B厂拆借一台涡轮机构更换涡轮机构后才恢复正常。1-3号机停机时经常性故障：多次出现闭锁钥匙发卡缺陷。

B电厂1F机组：1F机组2017年1月3日，出口开关涡轮机构损坏，无法储能。后经更换涡轮机构后工作正常。2F机组：2015年11月3日，在2F机组备用开关使用中五防装置卡死，无法拉出；2016年7月6日，机组开机并网时开关无法合闸，手车无法拉出供检查，拆除闭锁后发现主连杆变形导致开关无法合闸，后经更换新连杆后工作正常；2016年9月7日，合闸闭锁变形，更换后正常。1F-3F机组出口开关出现经常性故障：多次发生闭锁钥匙卡住缺陷。

1.2 原因分析

1.2.1 机组出口开关故障原因分析

从A、B两电厂机组出口开关典型故障情况可以归纳以下几方面：

1）闭锁钥匙卡住缺陷频发。个人认为，首先是批次开关材料的刚性可能存在一定缺陷，因为两厂机组出口开关几乎都存在类似情况；其次原因主要是加工制或运输过程存在缺陷或形变；另外如果生产加工时的温度较低，而运行环境温度普遍较高，这些都有可能引起发卡。

2）涡轮机构故障频发。导致开关经常无法储能，甚至烧坏涡轮机构，从现场的故障现象看，主要原因应该是跳闸时储能机构释放的动能过大或者缓冲垫强度不够，导致常常出现凸轮缓冲垫冲裂损坏现象，从而出现机构变位而无法储能；其次是系统设计不够合理，仅仅依靠橡胶片作为机构缓冲限位，难以做到准确复位。

3）辅助接点转换机构故障频发。A电厂3F机组连续出现两次、B电厂出现一次，均为辅助接点转换连杆变形或主连杆变形引起，其主要原因还是因缓冲垫被冲坏后，缓冲轮与机构刚性或接近刚性冲击引发主、辅连杆机构变形，导致该合闸时合不上、应该跳闸时跳不动。尤其是A电厂2014年8月28日和2015年7月21日两次辅助接点，因开关跳闸后主机机构变位引发辅助接点转换连杆越限（驱动杆与转换接点连接杆角度超过180度，见图2），导致合闸时辅助接点连杆带动转换接点反方向转动，使得跳闸辅助接点无法接通，若此时出现系统故障或需紧急停机时，将造成机组开关拒动而越级跳闸。

图2 跳闸故障原因示意图

4）通过涡轮驱动的连杆太细。直径约5mm，而且成弧状型，当机构频繁动作或涡轮缓冲垫受损变位时，比较容易因巨大冲击而变形，导致间歇性合闸位置转换不到位或跳闸位置转换不到位，从而也影响开关正常跳合闸。

5）手车式断路器体积大、笨重，在停电检查或试验时，经常性需用大力撬动，才能将其拉出、推进柜体，易出现操作困难甚至机械变形。

1.2.2 机组失稳故障原因分析

从两电厂机组开关故障情况来看，两个水电厂共计有7台开关运行中存在转换开关连杆变形错位、储能机构与闭锁机构不可靠等问题，严重影响安全运行特别是辅助接点转换机构变位，引发机组一键停机或事故停机过程中失去稳定。

以2014年8月28日A电厂3F机组失稳故障为例分析如下：失稳之前机组正常运行，但在机组并网合闸后，跳闸辅助接点因机构变形未接通；机组运行一段时间后，受调度令要求停机；值班人员受令后，先手动减负荷，但因减负荷节点不通，回路在断开状态，负荷减不下；值班人员为了尽快把机组停下来，未考虑后果、分析不充分，直接点按“紧急停机按钮”，由此产生连锁反应如下：——由于跳闸节点不通，开关拒绝跳闸；接受“紧急停机令”后，导叶紧急关闭——机组从暂态过程转入异步——失磁保护动作却无法跳开关——为了阻止突变暂态进相，转子和阻尼环被迫产生较大感生电势——转子暂态高电压持续作用下导致灭磁电阻过流、击穿、发热烧坏、存在接触不良情况下的局部阻尼环接口因暂态负序产生巨大感生电流而过热烧坏[1]。

导致以上结果，关键是暂态过程持续作用的结果，值班人员发现励磁柜冒烟后，通过现场手动机械操作断开机组断路器，才有效阻止故障扩散。

1.2.3 机组状态研判

基于上述两电厂运行多年来的故障情况，A、B两电厂组织相关技术人员及专家，对两厂机组出口高压开关近年运行情况，进行了综合分析研究，认为两厂机组开关存在共同故障隐患，存在明显的安全隐患，必须采取有效防范措施、应急处理与技术改造。

2 防范措施、应急处理和技术改造

2.1 防范措施

由于两电厂机组开关运行故障比较频繁，短时因资金和技术条件所限，只能针对出现的问题，采取临时防范措施，以确保设备正常运行：

1）机组备用状态，必须到现场检查开关电气指示与机械指示与上位机显示是否一致，若不一致必须检查处理正常后才能开机。

2）机组并网状态，发现开关电气指示与机械指示不一致时，必须先手动减负荷至零，在开关柜现地实施手动机械跳闸，检查开关柜本体机械显示分位（置“0”）再允许上位机发停机令。

3）机组开停机操作：开、停机采用分步操作，严密监视开、停机流程执行情况，正常情况下禁止中断流程、逾越程序投切相关设备。

4）出现并网失败：任何情况下出现并网失败，应在出口开关柜本体核实开关机械位置显示分位（置“0”）的情况下才能让上位机发并网令[2]。

2.2 应急处理

正常停机过程中，如果出现机组出口开关拒动时，应设法在开关柜现地跳机组出口开关，出口开关真实断开后，机组才可停机。

若出口开关不能断开，应先使同一母线上其他机组解列，并对厂用电进行倒换，确保其他设备的可靠运行，接着采取跳上一级开关。（即3F出现此问题，解列2F后跳902DL开关；2F出现此问题，解列3F后跳902DL开关；1F出现此问题，倒换厂用电后，跳101DL开关）。

出口开关拒动时，禁止按下PLC现地控制系统“紧急停机按钮”。必须到开关柜现地使用绝缘棒直接断开开关柜本体“红色紧急分闸按钮”。

2.3 技术改造

虽然制订了防范措施和应急技术处理方法，但从长周期安全稳定运行出发，经研究还是必须进行机组开关等系统的更新改造，以彻底杜绝隐患与事故。

开关改造选型。改造思路主要四个方面：考虑到机组开关平时运行的特殊性，改造时不再考虑活动式手车，而选择固定式断路器操作机构；一是为便于隔离操作，在断路器两端增设隔离刀闸操作机构；二开关本体主体及其基础结构加固，提高开关柜体的加工精度，防止震动变形；三是操作机构必须动作可靠，与柜体配合科学合理，杜绝卡阻现象。

通过技术论证选型招标，选择KGN7-12/4000-63型开关柜配EVH4-12/T4000-63F型发电机出口真空断路器固定安装于柜内；其余高压开关柜选用KYN28A-12型开关柜配EVH1-12固封极柱式真空断路器以中置手车式配柜。

KGN7-12/4000-63发电机出口开关：该柜为大电流、高开断的高压开关设备，额定电流为4000A，额定短路开断电流为63kA；柜体结构完全铠装，关键部件采用非导磁材料，解决大电流产生磁场而引起的钢件发热问题；风道设计在自然风冷却条件下，可满足1.1倍温升的要求；“机械五防”联锁装置完善加装微机或电气闭锁，设备操作人员有可靠的安全保护。

EVH4发电机出口开关：全系列规格均使用GLS系列“集成化整体式的弹簧操动机构”；摆动式压缩合闸弹簧设计，提高了合闸弹簧的有效安全系数；断路器主传动通过pro/Motion机构动力学分析和优化设计，传动效率、机械特性好、采用加强型底盘车设计增加刚性。配合使用该操作机构的EVH系列断路器，具有极高的可靠性；EVH4断路器额定电流3150～6300A，额定短路开断电流50～80 kA，短路关合电流最高达220kA，具有大电流、高开断、技术性能稳定、工艺要求高等特点，该系列发电机断路器符合国家标准GB/T14824—2008《高压交流发电机断路器》，通过了全套型式试验。

2.4 改造效果

2018年，通过分别对A、B两电站共6台机组出口开关及与其联络的6.3kV开关柜的全面改造，同时经过近一年的运行实践，两个水电站改造后其机组和开关均运行稳定可靠，无论远方集控中心操作还是现地手动操作以及各项试验指标，均满足或高于国家标准。

3 对系统设计的几点思考与建议

3.1 对继电保护设计的思考

电厂在失磁保护范围设计时，不仅要考虑到作用于机组出口开关，为了防止机组在任何情况下拒动，造成故障范围扩大或减少故障损失，还需考虑将失磁保护和后备保护作用于主变开关延时跳闸，使故障范围限制在最小范围和最短承受故障时间，从而最大限度减少故障损失。

3.2 对监控动作流程的思考

目前两电厂监控系统在设计一键停机和事故停机流程时，开关断开和蝶阀关闭指令均采用并行出口，这种方式虽然能够缩短作用时间、提高单方面同时作用控制对象的可靠性，但是却无法躲避开关失灵后，导叶紧急关闭，引发机组异步震荡。能否将开关断开和蝶阀关闭指令控制，均采用串行出口，这样以来任何情况下，开关即使拒动，原则上也不容易导致机组失稳。