崔 鵬

(華能河南中原燃氣發(fā)電有限公司，河南 駐馬店 463000)

發(fā)電廠發(fā)電機出口斷路器和隔離開關是實現(xiàn)機組并網(wǎng)的關鍵設備[1]，對于燃氣調峰機組來說，運行方式多樣，斷路器出現(xiàn)故障的概率大為增加。介紹了一起因隔離開關合閘行程不足，斷路器側觸指與隔離開關動觸頭鍍銀層無法充分接觸，從而導致母線間斷性接地的事故[2]。詳細闡述了檢查過程和分析思路，并根據(jù)暴露出的問題，提出了改進措施。

1 事故概述

1.1 設備概況

某電廠采用西門子9F級燃氣輪機，出口電壓21 kV，額定功率390 MW，主接線采用擴大型單元接線，1號發(fā)電機(1F)經(jīng)出口斷路器01隔離開關012、主變壓器接入500 kV系統(tǒng)。出口斷路器01和隔離開關012為ABB公司生產(chǎn)的HECS-100L型發(fā)電機出口開關組合電器，采用分相布置，每相電氣元件獨立安裝在一個金屬罩殼內，兩端連至離相封閉母線，整體安裝在主廠房與主變壓器之間高6.5 m的鋼結構平臺上。三相斷路器、隔離開關分別通過連桿連接，同時動作三相，斷路器采用液壓彈簧操作機構，隔離開關為戶內、金屬封閉和水平布置型式，采用電動操作機構，設有就地和遠方兩種控制模式，其接線圖如圖1所示。

圖1 1號發(fā)電機電氣主接線圖

1.2 事故工況

1號發(fā)電機長期停運后，初次啟動并網(wǎng)，斷路器01、隔離開關012均在合位，發(fā)電機升負荷過程中，發(fā)電機第一套保護100%定子接地保護啟動，延時1001 ms動作于全停，此時發(fā)電機有功功率70 MW，無功功率13 Mvar，定子電壓21 kV，定子電流2 kA。

2 事故經(jīng)過

某日，根據(jù)調度計劃，某電廠1號發(fā)電機擬于14:00啟動并網(wǎng)，12:12燃機點火成功，后運行值長向調度申請合上隔離開關012，將1號發(fā)電機轉為熱備用狀態(tài)，遠方控制過程中，隔離開關012出驅動故障報警，位置反饋信號消失。

就地檢查隔離開關012驅動電源空氣斷路器Q900跳閘，隔離開關機械位置和電氣位置指示消失，判斷機構行駛至中間位置無法前進，無法再進行電動操作。測量驅動電機絕緣均合格，檢查隔離開關底部三相執(zhí)行機構連桿無變形、三相角度一致。就地試送驅動電源空氣斷路器Q900，約5 s后，Q900再次跳閘。

由于未發(fā)生過此類問題，電廠人員遂咨詢廠家ABB公司武漢辦事處技術服務人員，廠家人員詳細詢問了現(xiàn)場情況，包括上次正常分合至本次卡澀期間是否進行過開關檢修、是否打開過組合電器的罩殼、開關底部的傳動連桿是否三相一致、以前有無運行異?，F(xiàn)象等情況后，告知電廠人員隔離開關012如果長期處于分位，再次合閘時，合閘力矩會變大，有可能使驅動電機過載或燒毀，該型隔離開關設計有手動分合閘功能，可就地手動對操作機構進行活動。電廠人員遂按照設備說明書中操作說明，在服務人員遠方指導下，使用操作手柄進行手動活動，活動兩次后，通過就地控制柜對隔離開關進行電動合、分閘操作2次，隔離開關機械和電氣位置指示均正常。13:30，運行人員在DCS上對隔離開關012進行分合閘1次，分合過程正常，隔離開關就地機械位置和電氣位置指示均正常。

14:21，1號發(fā)電機并網(wǎng)，14:27機組負荷升至70 MW時，DCS報發(fā)電機綜合保護動作，機組跳閘，發(fā)電機解列。就地檢查1號發(fā)電機第1套保護柜，顯示發(fā)電機100%定子接地保護動作，動作時間1001ms，動作曲線顯示，跳閘前1號發(fā)電機B相電壓降低，A、C兩相電壓隨之升高，可判斷1號發(fā)電機B相發(fā)生了間歇性接地。

電廠人員沿出線進行檢查，發(fā)現(xiàn)組合電器小間內隔離開關012B相罩殼內存在灼燒跡象，打開罩殼發(fā)現(xiàn)B相動、靜觸頭兩端端部(鍍銀層)及觸指均存在不同程度燒損，位于斷路器滅弧室側的觸頭燒蝕有大約20 mm的缺口，罩殼壁板有放電痕跡，傳動機構絕緣拉桿燒損，拐臂向上彎曲約35 mm。同時在B相罩殼內斷路器側靜觸頭下面的底板上發(fā)現(xiàn)一方形環(huán)氧樹脂塊，尺寸30 mm×26 mm×10 mm，經(jīng)現(xiàn)場比對材質和尺寸，確認為斷路器側靜觸頭上安裝的導向塊的一部分。檢查A、C相罩殼未發(fā)現(xiàn)異常。

3 原因分析

綜合現(xiàn)場檢查和情況分析，1號發(fā)電機隔離開關012損壞的原因為隔離開關靠斷路器側的靜觸頭頂部導向塊部分脫落(厚度約10 mm)，導致該滑塊無倒角，合閘過程中，運動部分首部向下偏移，中心線不重合，阻力增大，驅動機構電機跳閘。合閘完成后，鍍銀層和觸指不能充分結合，在升負荷過程中，流過斷口的電流時逐漸增大，發(fā)熱導致觸頭熔焊，并在動靜觸頭間隙拉弧，金屬液化濺射放電，導致B相母線存在間斷性接地痕跡，發(fā)電機定子保護動作跳閘。

圖2為隔離開關012分閘狀態(tài)的示意圖，斷路器側靜觸頭內安裝3只定位滑塊，每只滑塊外沿有圓形倒角，隔離開關動觸頭端部為圓形倒角，便于動觸頭行進過程中減小阻力，到達合閘終點后，動觸頭固定在觸指和定位滑塊之間，其鍍銀層與斷路器觸指相連，接觸電阻小且穩(wěn)定，保證隔離開關能正常通過工作電流[3]。其動觸頭行程軌跡如圖3所示。

圖2 隔離開關012分閘狀態(tài)的示意圖

圖3 隔離開關動觸頭行程軌跡圖

現(xiàn)場對隔離開關012動靜觸頭的尺寸及行程進行測量，靜觸頭觸指與斷路器靜觸頭觸指間距為240 mm，觸指長度為75 mm，動觸頭總長290 mm，雙側鍍銀層各40 mm，傳動桿長度190 mm，拐臂長度160 mm，行程軌跡如圖3所示。到達完全合位時，隔離開關012兩側鍍銀層各深入觸指30 mm，經(jīng)檢查拐臂變形彎曲，末端上抬約35 mm，導致直線長度減少約20 mm，刀閘合閘過程中，運動路程縮短20 mm左右，觸指與鍍銀層接觸長度不足，同時動靜觸頭中心線偏移，上部間隙導致過熱拉弧，引發(fā)此次事故。

底板上的環(huán)氧樹脂塊基本保存完好，經(jīng)比對確認為開裂掉落的定位滑塊的一部分，檢查另2只水平分布定位滑塊情況發(fā)現(xiàn)，右側定位滑塊由于受到高溫導致變形，左側滑塊已脫落，因此可以判斷頂部滑塊為故障前掉落。

綜上所述，有理由推定隔離開關012上次動作時，環(huán)氧樹脂滑塊受到擠壓，使滑塊開裂，脫落至底板上，本次合閘時，頂部滑塊因無倒角導引，機構受頂部定位滑塊阻擋使合閘力矩變大，拐臂彎曲，合閘距離不足，鍍銀層和觸指不能充分接觸，接觸電阻變大發(fā)熱融化，最終引發(fā)此次事故[4]。

4 暴露問題及改進措施

a.設備設計存在缺陷。該型隔離開關的機械指示和電氣指示均通過其操作機構上的指示器實現(xiàn)，導致即使機械指示和電氣指示均為合位時，隔離開關實際上可能并不處于完全合閘位置[5]，只能人工通過窺視孔確認其位置，且三相隔離開關之間布置極為緊湊，人員活動不便，不利于隔離開關位置確認，后期已加裝一套視頻監(jiān)控系統(tǒng)，并將監(jiān)控畫面實時傳至監(jiān)控后臺，方便人員確認隔離開關的實際位置。

b.導向塊存在質量問題。事故發(fā)生前半年，電廠人員在機組例行檢修時，已經(jīng)對該導向塊進行過檢查，并未發(fā)現(xiàn)開裂、移位情況。事故發(fā)生時該開關動作僅1260次，在遠未達到其設計的5000次機械壽命的檢修標準下，即發(fā)生導向塊斷裂脫落現(xiàn)象，說明該導向塊存在嚴重的質量問題。廠家目前并無升級或替代產(chǎn)品，只能通過增加檢查、檢修頻次等手段減少設備隱患。

c.設備隱患排查不深入。電廠人員未能結合設備的運行特性，特別是根據(jù)長期停運后的設備狀態(tài)制定詳細的有針對性的維護檢查計劃，隔離開關動靜部件缺少必要的維護項目和內容，導致設備異常未能及時發(fā)現(xiàn)、及時處理。下一步應認真吸取事故教訓，舉一反三，全面深入開展隱患排查工作，逐一排查高壓斷路器、隔離開關的操作機構、二次回路、傳動機構等，與廠家溝通能否通過技改實現(xiàn)每隔離開關均有獨立的狀態(tài)指示，徹底消除設備存在的隱患。

5 結語

本文對一起發(fā)電機出口斷路器燒損事故進行了分析，詳細闡述了檢查過程和分析思路，并根據(jù)暴露出的問題，提出了改進措施，對采用相同形式隔離開關的發(fā)電機組具有借鑒意義。