升压站与机组直流系统独立

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升压站与机组直流系统独立

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京能集团山西漳山发电有限责任公司的研究人员杨奇,在2016年第8期《电气技术》杂志上撰文,介绍了某火电厂由于工频交流串入直流系统引起2号发变组故障跳闸的事故。

通过对本次及其它类似事故原因的分析,提出了交流串入直流故障的辨识方法,并针对二次电缆、出口继电器的设计、检修等提出了相对应的防范措施。

2013年7月某火电厂#2机组并网后在高压厂用电切换过程中,发电机变压器组(以下简称发变组)出口202断路器跳闸最终引起机组全停。

该机组容量为300MW,采用发变组单元接线及6kV高压厂用母线A、B双段供电方式,发电机出口不设断路器。发变组保护屏配置双套南自公司DGT801A保护装置、一套DGT801A非电量保护装置及LY-32三相双跳操作箱。

1 故障过程

2013年7月18日晚22时许,机组负荷180MW,检查机组各项工况运行正常,满足高压厂用电切换要求,值长令#2机组高压厂用电由#1启备变接带切至#2机组高厂变接带。

在6kV高压厂用母线A段切换完成后,伴随着发变组202断路器操作箱的嗡嗡震响,202断路器跳闸指示灯亮,#2机组DGT801非电量保护装置“热工保护”动作,跳励磁系统灭磁开关,关汽轮机主气门。

检查DCS画面首出“发电机断路器跳闸”。同时机组110V直流系统闪发接地信号,事故后查看机组110V直流Ⅰ段母线负极对地电阻4KΩ,负极对地电压1V,#4支路接地,接地电阻0 KΩ。

2 故障检查

2.1 故障录波分析

调取断路器跳闸时故障录波图,如图1:发电机机端电压、电流,高厂变高压侧、主变高压侧电流变化平稳、无畸变。由于故障录波器未采集发变组出口202断路器、高厂变低压侧出口断路器位置信号,但是从主变高压侧电流消失、高厂变高压侧电流消失可判断202断路器在0ms时断开,550ms时热工保护动作,随后约60ms高厂变低压侧出口断路器与灭磁开关断开。

图1 202断路器跳闸时故障录波图

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2.2 DCS逻辑检查

检查DCS逻辑“发电机断路器跳闸”逻辑为断路器位置接点“3取2”逻辑:即取3个断路器位置接点,当同时有2个接点指示断路器断开时,DCS判断出口断路器断开,发“热工保护”至发变组DGT801A非电量保护装置,出口方式为机组全停。

2.3 直流接地检查

从故障录波图及DCS发电机断路器跳闸逻辑可判断某种原因导致#2发变组出口202断路器跳闸。由于故障发生时存在直流系统接地报警,检查110V直流系统Ⅰ段母线#4支路为主变冷却器控制箱电源,就地检查主变冷却器控制箱,内有电线烧焦气味。

将控制箱电缆槽盒打开发现主变冷却器控制箱至主变端子箱交流电源线严重烧焦,且将相邻直流控制电缆烧焦。于是初步判断为交流、直流电缆绝缘损坏导致交流串入直流跳202断路器。

正常运行时主变冷却器控制箱至主变端子箱交流电源电流约1A,采用4MM2导线,不会造成二次电缆发热烧损。由于未找到主变端子箱交流电源过电流原因,先将烧损的交直流电源回路恢复,送电后发现主变冷却器控制箱至主变端子箱交流电源回路温度约50℃,实测电流约20A。立即停电后继续查找主变端子箱交流电源回路电流过大的原因。

最终发现主变冷却器控制箱至主变端子箱为双路刀闸供电,送电时误将开环点刀闸合上。如图2:

图2 主变冷却器控制箱电源回路

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#2机组6kV母线A段、B段分别接21汽机变、22汽机变,21汽机变、22汽机变分别接汽机PCA段、汽机PCB段380V母线。#2主变冷却器控制箱两路电源分别从汽机PCA段母线、汽机PCB段母线引接;#2主变冷却器控制箱双路电源经刀闸至#2主变端子箱,最终在#2主变端子箱处通过4MM2导线将380V母线A段、B段合环造成过电流。

当6kV厂用电母线A段切换完成后,A段由#2机组接带,B段由#1启备变接带,经两台汽机变转换至主变端子箱处将#2高厂变与#1启备变合环导致瞬时过电流将主变端子箱4MM2的电源回路烧毁。

综合上述检查,得出事故原因为:#2主变冷却器控制箱双路电源刀闸误送电使6kV高压厂用电切换过程中,主变端子箱处4MM2电源线将#2高厂变与#1启备变合环,导致瞬时过电流将交流及相邻的直流电源线烧损,致使交流串入直流回路引起202断路器跳闸。热工保护判断202断路器跳闸后又发信号至发变组非电量保护装置,最终机组全停。

3 交流串入直流跳闸原理及现象

3.1 跳闸原理

正常情况下,直流一点接地不会引起断路器跳闸,即使两点接地,也只能造成单一断路器跳闸。交流量窜入直流回路时,若无对地分布电容的影响,一般情况下只会引起直流瞬间接地而无严重后果。

但当跳闸回路分布电容较大时,交流电源AC与跳闸继电器电缆对地电容C构成回路,充放电功率大于出口继电器动作功率时,继电器抖动达到一定数值就会引起跳闸,跳闸原理及现场模拟回路如图3,STJ为手跳继电器,BTJ-1为第一组保护跳闸继电器,BTJ-2为第二组保护跳闸继电器。

图3 交流串入直流跳闸原理及模拟回路图

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202断路器跳闸后,按照图3接线方式现场模拟断路器操作箱动作情况。外接24V直流电源将继电器STJ的常开接点与电阻R串联,示波器通道1接电阻R两端电压,当STJ继电器动作、接点闭合后,示波器通道1(电阻R两端)即可检测到电压;示波器通道2接继电器STJ两端的电压。

为避免加入的交流电源对外回路产生影响,将操作箱电源及外回路二次线甩开,在继电器STJ正极接0.75μF的电容(现场实测继电器STJ正极电缆对地电容约0.75μF,继电器BTJ-1正极电缆对地0.72μF,继电器BTJ-2正极电缆对地0.24μF。

电容值越大,对应交流阻抗越小,所以对继电器STJ进行试验),负端接交流调压器AC。电压升至40V时,继电器STJ接点有抖动的声音,电压升高至77V时,继电器STJ接点出现20ms周期的瞬时闭现象如图4(左),两侧电压45V;电压升高至100V时,继电器STJ接点持续闭合时间约10ms,如图4(右),两侧分压60V。

将串接电容C取消,直接将交流电源AC加在继电器STJ两端至250V时,STJ接点闭合时间约15ms。实际交流串入直流时,由于直流电源叠加的影响,交流动作电压会更小,从下图可明确看到交流串入直流对跳闸继电器的影响。

图4 继电器接点抖动(左)与接点闭合10ms(右)

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3.2 交流串入直流故障辨识

参照国内发生的多起交流串入直流导致断路器跳闸的事故,主要特征如下:

1)断路器不明原因跳闸,而相应的保护装置均未动作。2)断路器跳闸的同时伴随有直流接地现象,且母线对地绝缘电阻相对较小、甚至接近于零。3)查看断路器跳闸的故障录波图时,某些信号存在干扰现象,且干扰信号周期约20ms,大量无规则的SOE信息上送。4)断路器跳闸时操作箱伴随有继电器接点抖动的声音。

4 防范措施

4.1 二次回路防范措施

1)交直流端子采用不同端子层设计,并在端子上明确标注。

2)避免同一继电器、接触器辅助接点,转换开关同时接有交直流信号,若无法避免,做好隔离措施。

3)避免同一航空插头、二次线插头内交直流回路共存及交直流回路共用一根电缆。[4]

4)对控制系统采用交直流双供电的开关电源时,应注意选用交流输入端有隔离变压器的开关电源,其中隔离变压器的负荷侧N端悬空,不能和一次侧相连或接地。[5]

5)用外接电源做开关跳合闸试验时,做好断路器操作回路的隔离措施,严禁将外接电源与系统直流电源叠加操作。

6)用直流分屏配电柜代替直流小母线设计,对交直流共存的屏顶小母线做好防止相互短路的措施。

7)控制箱内配线时直流电缆避免与可能的大电流交流电缆置于同一槽盒内(本例中已将交直流电缆分槽盒布置且加强了现场开环点回路管理);合理规范二次电缆的路径,尽可能离开高压母线、避雷器等的接地点,减少迂回,缩短二次电缆的长度;做好电缆两端屏蔽措施。

8)直流母线应分段布置,不同负荷合理分配到不同的母线段,发电厂机组与升压站直流系统要独立,尽量减少交流串入直流时对相关设备的影响。

9)尽快完成直流正负对地绝缘电压接入故障录波器,直流系统实现检测交流串入的功能。及早发现交流串入直流,避免不必要的损失以及便于事后故障分析。

4.2 出口继电器防范措施

1)对可能引起误动的开入量采用光电隔离转换,以避免外回路的干扰信号对保护装置产生影响。

2)直接跳闸回路有长电缆控制时增加大功率重动继电器(现场实测增加功率5W的重动继电器后工频交流电源至250V时不动作)。

3)操作箱设计时出口继电器采用大功率继电器,可以参考主变压器瓦斯启动中间继电器的反措要求执行。

4)增加可引起误动开入量的动作时间,使动作时间大于20ms,以降低灵敏度,这种方法可以有效地躲过交流量窜入时带来的干扰(图4可看出效果),但需兼顾继电保护装置速动性的要求。

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