某電廠機組出口斷路器合閘失敗原因分析及處理

黃世超，朱恩飛

(雅礱江流域水電開發有限公司，四川成都 610051)

0 引言

某大型水力發電廠發電機組采用發變組一體化接線方式。其中，發電機出口至主變壓器的低壓側連接段為封閉母線及GCB一體化形式，減小了維護工作量[1]。封閉母線電壓等級為20 kV，生產廠家為江蘇大全；發電機斷路器系統(Generator Circuit Breaker，以下簡稱GCB)。GCB型號為HEC 7S，生產廠家為ABB。

如圖1所示，201為GCB的斷路器，2011為GCB的隔離開關，2017為GCB的發電機出口端地刀，20117為GCB的主變低壓端地刀。GCB內在斷路器兩側裝有電容器以穩定電壓。

圖1 主接線圖

1 異常現象

該機組停運備用3天后，在開機并網時，機組開機至空載態正常，轉入并網過程中，報“并網失敗、流程退出”故障。

2 檢查及分析

為減小機組并網時對電網的沖擊和設備的損傷，延長設備的使用壽命，機組出口斷路器合閘動作均為三相同期合閘方式。需要滿足的條件為：發電機已達到額定轉速，即發電機側電壓頻率與電網電壓頻率一致；發電機機端各相電壓幅度上升至與電網對應相的電壓幅度接近；發電機機端電壓相位調整至與電網電壓相位接近。

由于異?，F象出現在機組空載態至并網發電態的過程中，結合設備結構和并網流程，判斷“并網失敗”的原因可能有：GCB故障，信號缺失導致GCB無動作，設備故障導致并網條件不滿足引起流程退出。具體分析如下：

2.1 GCB故障

通過查看設備故障記錄，未發現GCB合閘拒動故障報警信號；現場檢查GCB操作機構的三相聯動桿，未發現聯動桿斷裂等異?，F象；依據歷史檢修記錄，未發現GCB拒動等故障；現場檢查GCB的斷路器氣室SF6壓力正常，檢查GCB的操作機構彈簧壓力正常，初步排除了GCB內部故障可能性[2]。

2.2 信號缺失導致GCB無動作

查看機組各流程信號并對比以往開機并網的信號記錄，發現本次開機過程的信號中，未發現監控發送給GCB的合閘動作信號。信號缺失分為兩類：

(1) 信號未發出。

查看監控記錄，發現機組自空載態開始，發電機機端電壓逐漸升高直到流程超時，機端電壓與主變低壓側電壓未能達到并網條件，并網合閘信號未發出。

(2) 信號中途丟失。

信號丟失主要是回路斷線導致，由上述分析可知，信號并非中途丟失[3]。

2.3 設備故障導致并網條件不滿足引起流程退出

機組達到了空載態，則發電機已經穩定運行，轉速達到了額定轉速，開始準備勵磁升壓。由空載態到并網態，主要的變化為勵磁系統開始升壓，發電機機端電壓隨之升高；當機端電壓與電網電壓基本一致且相位差接近于零時，斷路器合閘實現機組并網發電。

結合設備運行狀態分析，并網條件不滿足主要是在額定時間內，發電機機端電壓與電網電壓相差過大導致斷路器無法合閘或者電壓調整時間偏長引起相位差不滿足并網條件。

3 故障根源排查

由上述分析可知，斷路器本體無明顯故障。本次斷路器合閘失敗的原因為：在系統設定的時間內，控制系統檢測到的發電機機端電壓與主變低壓側電壓未能達到并網條件，并網合閘信號未發出，未能成功啟動斷路器合閘動作命令。進一步分析流程，并網條件不滿足的原因如下：

(1) 斷路器兩端電壓實際值異常。主要有：發電機勵磁系統異常導致發電機機端電壓上升過慢，在規定時間內發電機機端電壓與主變低壓側電壓實際偏差值過大，無法實現正常并網；主變低壓側三相電壓值不平衡，差值過大導致發電機機端三相電壓值與主變低壓側電壓值不一致，無法實現正常并網。

調取保護裝置記錄的各電壓互感器電壓值，發現在額定時間內，發電機機端電壓A、B、C三相已達到20 kV，與系統額定電壓一致，初步排除了勵磁系統異常故障可能性。電壓值數據顯示：主變低壓側的1BYH測量的電網電壓AB相及BC相的相間電壓值均為18.4 kV，遠低于1BYH測量的電網電壓AC相相間電壓值20 kV，初步判斷本次合閘失敗是主變低壓側電壓三相不平衡引起。

進一步分析，引起B相電壓值實際值偏低的原因可能有：電網電壓B相偏低或主變壓器異常或檔位錯誤導致低壓側B相電壓偏低?？紤]電網電壓相對穩定，排除該可能性；查閱主變壓器檢修記錄及現場設備狀態，發現主變壓器無故障，B相檔位與A、C相一致，排除此可能性。

(2) 電壓監測值異常。由上分析可知，B相電壓實際值正常，數據偏低為監測系統故障導致。由圖1可知，斷路器兩端的電壓監測設備為電壓互感器，其中電網側共一組，為1BYH，發電機側共三組，分別為11YH、12YH、13YH，實際使用的為11YH。因電壓互感器異常導致測量的電壓值與實際值不一致，而機端電壓調整按測量值進行，即使機端電壓與電網電壓滿足并網條件也會造成系統誤判為并網條件不滿足。

進一步分析，引起電壓互感器測量值偏低的原因可能有：電壓互感器高壓繞組異常或者低壓側繞組回路異常。依據現場設備實際情況，電壓互感器共3個低壓繞組，其中第一、二個低壓繞組電壓均送至保護故障錄波裝置。分析保護裝置的記錄，發現B相電壓互感器記錄的兩個低壓繞組電壓完全一致，均低于A、C相對應低壓繞組電壓，經變比計算，與實際測量值一致，初步排除了低壓繞組回路故障可能性，判斷故障根源為主變低壓側B相電壓互感器高壓繞組異常。

4 故障處理及分析

因主變壓器屬于國調管轄設備，且發電機至主變壓器采用的是封閉母線接線形式，主變停電需要經過繁瑣的審批流程。電壓互感器的高壓繞組額定電流為5 A，帶電分斷時產生的電弧小，對系統沖擊較小。經討論，決定采用帶電作業形式檢查、處理該電壓互感器。

將主變壓器低壓側B相電壓互感器低壓繞組接線插頭拆除，使用萬用表測量電壓互感器本體側的低壓繞組電壓，測量值與故障時保護裝置記錄的數值一致，確認電壓互感器高壓繞組異常。

將電壓互感器拉至檢修位置，對電壓互感器進行預防性試驗，試驗合格。對電壓互感器高壓側熔斷器進行導通測試，發現熔斷器已熔斷，電阻值顯示為無窮大。更換同型號熔斷器并將電壓互感器推至工作位置后，檢查電壓互感器測量的電壓值已恢復正常，約20 kV，故障消除。重新啟動機組開機并網流程，斷路器合閘正常，機組順利實現了并網發電。

電壓互感器高壓側熔斷器熔芯熔斷后會形成距離較小的斷口，斷口的電壓為母線對地電壓，約11 kV，高電壓會在斷口處形成電弧連接并出現電壓降，造成電壓互感器高壓繞組兩端電壓下降，導致電壓互感器低壓繞組測量的電壓值偏低。引發斷路器無法在額定時間內達到合閘并網條件，觸發了“并網失敗、流程退出”故障。

5 結論

本次斷路器合閘失敗故障原因為：安裝于斷路器兩側用于判斷并網條件的電壓互感器高壓側熔斷器熔斷導致電壓測量值偏低，引起系統誤判為并網條件不滿足，消耗了大量時間來調整機端電壓，最終造成系統超時退出。

電壓互感器高壓側的熔斷器是高壓設備中的易損件，壽命比其它設備偏短，一旦熔斷可能造成發電機并網失敗、停運等故障。平時應加強觀察，發現異常及時更換。檢修過程中應定期更換，避免造成不可控的停機事故[4]。

本次通過帶電作業方式更換損壞的熔斷器，及時消除了故障，最大限度的減小了經濟損失。為同類型設備故障處理提供了參考。