某电厂机组出口断路器合闸失败原因分析及处理

2021-09-27黄世超朱恩飞

上海大中型电机 2021年3期

黄世超，朱恩飞

(雅砻江流域水电开发有限公司，四川成都 610051)

0 引言

某大型水力发电厂发电机组采用发变组一体化接线方式。其中，发电机出口至主变压器的低压侧连接段为封闭母线及GCB一体化形式，减小了维护工作量[1]。封闭母线电压等级为20 kV，生产厂家为江苏大全；发电机断路器系统(Generator Circuit Breaker，以下简称GCB)。GCB型号为HEC 7S，生产厂家为ABB。

如图1所示，201为GCB的断路器，2011为GCB的隔离开关，2017为GCB的发电机出口端地刀，20117为GCB的主变低压端地刀。GCB内在断路器两侧装有电容器以稳定电压。

图1 主接线图

1 异常现象

该机组停运备用3天后，在开机并网时，机组开机至空载态正常，转入并网过程中，报“并网失败、流程退出”故障。

2 检查及分析

为减小机组并网时对电网的冲击和设备的损伤，延长设备的使用寿命，机组出口断路器合闸动作均为三相同期合闸方式。需要满足的条件为：发电机已达到额定转速，即发电机侧电压频率与电网电压频率一致；发电机机端各相电压幅度上升至与电网对应相的电压幅度接近；发电机机端电压相位调整至与电网电压相位接近。

由于异常现象出现在机组空载态至并网发电态的过程中，结合设备结构和并网流程，判断“并网失败”的原因可能有：GCB故障，信号缺失导致GCB无动作，设备故障导致并网条件不满足引起流程退出。具体分析如下：

2.1 GCB故障

通过查看设备故障记录，未发现GCB合闸拒动故障报警信号；现场检查GCB操作机构的三相联动杆，未发现联动杆断裂等异常现象；依据历史检修记录，未发现GCB拒动等故障；现场检查GCB的断路器气室SF6压力正常，检查GCB的操作机构弹簧压力正常，初步排除了GCB内部故障可能性[2]。

2.2 信号缺失导致GCB无动作

查看机组各流程信号并对比以往开机并网的信号记录，发现本次开机过程的信号中，未发现监控发送给GCB的合闸动作信号。信号缺失分为两类：

(1) 信号未发出。

查看监控记录，发现机组自空载态开始，发电机机端电压逐渐升高直到流程超时，机端电压与主变低压侧电压未能达到并网条件，并网合闸信号未发出。

(2) 信号中途丢失。

信号丢失主要是回路断线导致，由上述分析可知，信号并非中途丢失[3]。

2.3 设备故障导致并网条件不满足引起流程退出

机组达到了空载态，则发电机已经稳定运行，转速达到了额定转速，开始准备励磁升压。由空载态到并网态，主要的变化为励磁系统开始升压，发电机机端电压随之升高；当机端电压与电网电压基本一致且相位差接近于零时，断路器合闸实现机组并网发电。

结合设备运行状态分析，并网条件不满足主要是在额定时间内，发电机机端电压与电网电压相差过大导致断路器无法合闸或者电压调整时间偏长引起相位差不满足并网条件。

3 故障根源排查

由上述分析可知，断路器本体无明显故障。本次断路器合闸失败的原因为：在系统设定的时间内，控制系统检测到的发电机机端电压与主变低压侧电压未能达到并网条件，并网合闸信号未发出，未能成功启动断路器合闸动作命令。进一步分析流程，并网条件不满足的原因如下：

(1) 断路器两端电压实际值异常。主要有：发电机励磁系统异常导致发电机机端电压上升过慢，在规定时间内发电机机端电压与主变低压侧电压实际偏差值过大，无法实现正常并网；主变低压侧三相电压值不平衡，差值过大导致发电机机端三相电压值与主变低压侧电压值不一致，无法实现正常并网。

调取保护装置记录的各电压互感器电压值，发现在额定时间内，发电机机端电压A、B、C三相已达到20 kV，与系统额定电压一致，初步排除了励磁系统异常故障可能性。电压值数据显示：主变低压侧的1BYH测量的电网电压AB相及BC相的相间电压值均为18.4 kV，远低于1BYH测量的电网电压AC相相间电压值20 kV，初步判断本次合闸失败是主变低压侧电压三相不平衡引起。

进一步分析，引起B相电压值实际值偏低的原因可能有：电网电压B相偏低或主变压器异常或档位错误导致低压侧B相电压偏低。考虑电网电压相对稳定，排除该可能性；查阅主变压器检修记录及现场设备状态，发现主变压器无故障，B相档位与A、C相一致，排除此可能性。

(2) 电压监测值异常。由上分析可知，B相电压实际值正常，数据偏低为监测系统故障导致。由图1可知，断路器两端的电压监测设备为电压互感器，其中电网侧共一组，为1BYH，发电机侧共三组，分别为11YH、12YH、13YH，实际使用的为11YH。因电压互感器异常导致测量的电压值与实际值不一致，而机端电压调整按测量值进行，即使机端电压与电网电压满足并网条件也会造成系统误判为并网条件不满足。

进一步分析，引起电压互感器测量值偏低的原因可能有：电压互感器高压绕组异常或者低压侧绕组回路异常。依据现场设备实际情况，电压互感器共3个低压绕组，其中第一、二个低压绕组电压均送至保护故障录波装置。分析保护装置的记录，发现B相电压互感器记录的两个低压绕组电压完全一致，均低于A、C相对应低压绕组电压，经变比计算，与实际测量值一致，初步排除了低压绕组回路故障可能性，判断故障根源为主变低压侧B相电压互感器高压绕组异常。

4 故障处理及分析

因主变压器属于国调管辖设备，且发电机至主变压器采用的是封闭母线接线形式，主变停电需要经过繁琐的审批流程。电压互感器的高压绕组额定电流为5 A，带电分断时产生的电弧小，对系统冲击较小。经讨论，决定采用带电作业形式检查、处理该电压互感器。

将主变压器低压侧B相电压互感器低压绕组接线插头拆除，使用万用表测量电压互感器本体侧的低压绕组电压，测量值与故障时保护装置记录的数值一致，确认电压互感器高压绕组异常。

将电压互感器拉至检修位置，对电压互感器进行预防性试验，试验合格。对电压互感器高压侧熔断器进行导通测试，发现熔断器已熔断，电阻值显示为无穷大。更换同型号熔断器并将电压互感器推至工作位置后，检查电压互感器测量的电压值已恢复正常，约20 kV，故障消除。重新启动机组开机并网流程，断路器合闸正常，机组顺利实现了并网发电。

电压互感器高压侧熔断器熔芯熔断后会形成距离较小的断口，断口的电压为母线对地电压，约11 kV，高电压会在断口处形成电弧连接并出现电压降，造成电压互感器高压绕组两端电压下降，导致电压互感器低压绕组测量的电压值偏低。引发断路器无法在额定时间内达到合闸并网条件，触发了“并网失败、流程退出”故障。