某水電廠裝機4×150MW,機組接線方式為單元接線,主設備已運行20余年。該廠有5臺主變,其中一臺為#5聯絡變壓器,其高壓側、中壓側、低壓側電壓分別為220kV、110kV、10.5kV,接線組別為Y0/Y0/△方式,接地方式為直接接地。某月,電廠所在地區連續降雨。29日,#5聯變安全閥動作,引起聯變非電量保護裝置動作跳三側開關。
聯變安全閥是一種自關閉的壓力釋放裝置,直接由彈簧承載,主要作用為當變壓器油溫升高時,用于釋放變壓器油箱不正常增加的壓力,配有機械動作指示器、兩組密封位移開關等。
事故前四臺機組在運行中、帶有功功率為596.9MW,無功功率為35.55MVar,#5聯變在運行中,控制方式為“總調AGC”方式。下午14:59:15,運行值班員發現監控系統告警“公用220V直流故障”,同時,巡檢人員發現220V直流系統I段正對地190V、負對地30V。
在現場工作人員查找接地故障的過程中,監控系統發“#5聯變安全閥動作,#5聯變高壓側開關、中壓側開關、低壓側開關跳閘”,信號直流接地故障瞬間由負極接地轉變為正極接地,且220V直流I段正對地0V、負對地220V。
故障后,四臺機組正常發電,#5聯變三側開關分別跳閘,電廠110kV系統全部停電,聯變退出運行。整個故障過程的信號記錄如表一所示:
表1 故障信號指示列表
在#5聯變跳閘后,檢測220V直流I段系統電壓,正對地:0V ;負對地:220V。斷開220V 直流“#5聯變直流控制電源開關”后,220V I段直流系統故障消失。可以判斷出直流接地故障發生在#5聯變控制單元。
對#5聯變本體進行仔細檢查,未發生噴油現象,檢查油位、油溫正常,且壓力釋放裝置機械動作指示器在“未動作位”。隨后將重點檢查放在壓力釋放裝置出口元件動作回路,原理接線如下圖2所示。
檢查主要步驟如下:
1) 對出口回路二極管、光字牌、壓板元器件檢查
隔離二極管、出口壓板、光字牌檢查未發現異常,端子接線牢靠。逐一檢測與壓力釋放跳閘支路并接的其他非電氣量跳閘支路,也未發現異常;回路之間的隔離器件均正常,沒有電源反竄或竄供電的可能性。
2) 對跳閘元件63PRX繼電器檢測
繼電器外觀完好,接線牢靠,線圈內阻2.4 KΩ,測試其動作電壓三次平值均為123V,無異常。
3) 密封位移開關檢查
壓力釋放裝置配置有兩個密封位移開關,用以輸出釋壓閥動作電氣信號接點,該接點用于輸出“油壓釋放裝置動作”電信號,啟動跳閘出口元件動作跳閘。開關接點引出線如圖一。分別檢查兩組密封位移開關的輸出常開接點,均為斷開位,轉接端子盒無異常,轉接端子至控制盤的接線可靠,絕緣正常。
圖1 第一組密封位移開關接線
斷開外部接線,測試第一組密封位移開關內部引出線A001(白)、A002(綠)對地絕緣分別為:A001線為0Ω,A002線為7 KΩ;而第二組密封位移開關的兩根引出線(白、綠兩芯)對地絕緣均為5 MΩ。
在排除#5聯變油位、油溫異常,密封位移開關接點誤動,相鄰回路經過二極管反竄、繼電器誤動等可能的情況下,結合聯變跳閘期間直流系統故障現象,以及B11、B12端子對地絕緣測試結果。
分析認為,63PRX繼電器動作原因是壓力釋放裝置密封位移開關內部發生直流兩點接地引起,第一個過程14:59:15時B12端7 KΩ高阻接地(直流系統現象為:負極30伏,正極190伏),第二過程15:49:40時 B11端直接接地(直流系統現象為:負極220伏,正極0伏),63PRX繼電器經壓力釋放裝置位置開關B11端子接地、B12端子7 KΩ接地構成回路動作,如圖二所示。并且經技術人員對更換下來的密封開關檢查,發現內部絕緣已老化。
圖2 壓力釋放裝置回路圖
注:圖中P為壓力釋放裝置密封位移開關;63PRX為壓力釋放裝置動作繼電器;52TX為壓力釋放裝置出口跳閘繼電器(至聯變非電量保護跳三側開關)
為防止此類事故的再次發生,有以下的幾點防范措施:
(1)全面檢查電廠的變壓器非電量保護,并且采取必要的防潮措施,如加裝防雨罩等,避免雨水的直接接觸。
(2)由于存在兩組密封位移開關,討論研究是否將兩組密封位移開關接點串聯使用的可能性。
(3)在今后的變壓器技術改造和換型改造過程中,對其壓力釋放裝置、瓦斯繼電器等這些重要器件的密封性能應提出更高要求。
(4)在變壓器年度檢修期間,對廠站所有主變壓力釋放等非電量保護進行全面檢查,防止類似的故障再次發生。
對于電廠來說,直流系統對于其安全穩定運行至關重要,如類似的直流兩點接地事故發生的概率雖然很小,但同樣需要引起我們重視。希望大家從這次事故中吸取教訓,對本單位變壓器壓力釋放等非電氣量保護進行檢查,并且做好變壓器壓力釋放等非電量保護的定期維護和計劃檢修工作。
本文編自《電氣技術》,標題為“直流兩點接地案例分析研究”,作者為雍學模、鄒倫森。