断路器引起开关柜燃爆事故原因分析

断路器引起开关柜燃爆事故原因分析

重庆市能源投资集团清洁能源有限公司 戴旭东

长滩河水电厂机组并网发电，发生机构性非同期二次合闸，导致机组出口断路器开关柜及真空断路器烧毁。事故原因是安装单位擅自改接断路器本体控制线路，此外，断路器制造厂家出厂调试和现场调试不到位，导致合闸掣子打滑，断路器控制回路防跳功能存在缺陷未发挥作用而最终导致设备的损坏。

水电站；真空断路器；防跳回路；非同期合闸

0 引言

重庆市长滩河水电厂位于重庆市长江一级支流长滩河中上游河段，本电站为引水式电站，是以发电为主，兼顾防洪、旅游等综合利用的水电工程。装设3台单机容量为44 MW的立轴混流式水轮发电机组，电气主接线采用单元及扩大单元方式。

2013年8月26日13∶30∶03 重庆市长滩河水电厂2号机组并网发电，带负荷40 MW，13∶31∶44发生开关柜烧损事故，2号机断路器开关柜及真空断路器烧毁（下称“8·26”事故）。

1 事故简述

1.1 事故前的状态

由2号厂变带全厂厂用电，1号机组带40 MW负荷正常运行，2号机组13∶30并网，带40 MW负荷正常运行；3号机组处于开机过程中正在开蝶阀状态（之前三台机组向市调申请一周的检修时间，同期装置厂技术人员、电厂电气责、点检员共同对3台机组检查完同期参数与试验）。

1.2 事故发生

图1 断路器控制设计图（蓝图）

1.2.1 接到市调令开3号机组后，正处于开3号机主阀操作过程中。13时31分44秒突然听见一声巨响并看见发电机层出现一道闪光；同时，中控室静电地板明显震动；1号机、2号机下位机和上位机通讯中断，上位机无法对1号机、2号机进行操作。

1.2.2 同时2号机发失磁保护发信，2号机出口断路器跳闸（2号主变保护联跳），2号主变高压侧断路器202事故跳闸（2号主变低压侧过流保护Ⅰ时限动作），全厂厂用电源中断；事故应急电源启动，事故照明供电正常。

1.2.3 2号机出口高压开关柜着火燃烧，浓烟滚滚。

1.2.4 2号机出口断路器跳闸后，调速器导叶开度为17%，2号机组的灭磁开关未跳，1号机组、2号机组的励磁屏柜报综合报警。

1.2.5 中控室的直流系统报出Ⅰ段Ⅱ段母线绝缘故障，Ⅱ段母线支路绝缘、负母线绝缘降低，Ⅰ段母线负馈线电压欠压。

2.2.6 2号主变高压侧断路器（202）B相、C相的控制柜门被爆开。

2.2.7 2号机蝶阀全开，3号机蝶阀开度65%。

2 事故现场处理

2.1 生产部现场人员对开关柜开展灭火及其它应急处置。

图2 断路器控制世界接线图（合闸过程1）

2.2 中控值班员向市调汇报盖下坝水电站2号机组出口断路器事故情况，同时报告该电厂领导。

2.3 向市调申请2号主变转冷备用状态，得到市调的同意。

2.4 逐步恢复厂用电 、直流、通讯等各分系统。

3 事故现场勘察

事故发生后，各参建单位及设备制造厂家先后到达现场对事故现场进行了勘察取证。事故造成断路器开关柜整体烧蚀变形，内部严重熔毁不能再次使用，开关柜需更换。

现场拆卸运回制造厂进行恢复、装配、试验；根据事故处理会议意见，该电厂委托试验单位对电厂断路器开关柜、机组进行全面的检查和绝缘试验（1 min工频42 kV试验）、断路器的机械特性试验、开关柜的主回路电阻试验。2号发电机作绝缘测试、零起升压等试验、对封闭母线和主变的冲击损伤作绝缘试验，来确定其是否有冲击损伤，全面鉴定主设备状况。

4 事故分析

“8·26”事故后，该电厂组织内部技术人员、调试单位专家、业内专家、参建单位工程技术人员，调取保护、监控、故障录波、运行记录等详细数据记录、高压试验、模拟动作试验、回路查找和分析，初步判断为真空断路器本体机械故障，合闸回路存在设计隐患，以及防跳回路k1接点被拆除造成。具休情况如下：

4.1 障录波信息

4.1.1 “8·26”事故故障录波信息

（1）2013年8月26日13时31分44.4273秒2号发电机C相接地，A、B相电压升高；

（2）2013年8月26日13时31分44.4289秒2号发电机C相接地，B相非金属性接地，A相电压升高；

图3 断路器控制世界接线图（合闸过程3）

（3）22013年8月26日13时31分44.6161秒2号发电机B、C相接地短路，A相电压升高。

（4）2013年8月26日13时31分46.4647秒2号发电机三相短路。

4.2 二次合闸试验及录像

电厂技术人员现场对3号机断路器作模拟试验，并录像。试验共分合46次，国外著名品牌断路器本体接收到合闸脉冲后，其中3次断路器合闸启动但未合闸到位，储能弹簧释能，断路器本体内部的合闸线圈一直处于励磁状态，储能电机处于运行状态，持续约7～8S后，弹簧重新储能完成，断路器再次合上，合闸继电器失电，储能电机启动储能，为下次启合闸启动作准备。分析断路器动作过程与故障录波图形吻合。判定断路器时有机械故障，合闸位不能保持。

4.3 合闸回路图纸分析

4.3.1 设计图（蓝图）合闸回路串入弹簧储能接点S3、2个本体防跳继电器k1常闭接点、1个断路器位置转换开关常闭接点S1、合闸线圈F2。合闸时防跳回路与合闸回路同时得电，可能导致，合闸不成功，即使合闸成功后因合闸自保持原因，不能再次合闸（见图1）。

图4 断路器控制实际接线图（第二次合闸原因分析）

4.3.2 实际接线中断路器本体防跳继电器线圈接点A1点未接线，即断路器本体防跳回路被取消。本体合闸回路串入1个本体防跳继电器k1常闭接点、1个断路器位置转换开关常闭接点S1、断路器操作手柄位置接点S12、合闸线圈Y9。合闸命令发出后，图中红线部分带电，断路器合闸。合闸完成后，断路器位置转换开关常闭触点S1断开，HBJ继电器线圈无电流通过，自保持触点HBJ返回；合闸线圈Y9失电。确保合闸线圈Y9不长时间带电而烧毁。断路器位置转换开关常开触点S1闭合，跳闸监视回路完整，为保护和手动跳闸作准备（见图2）。

4.3.3 因机械故障断路器合闸线圈首次受电启动不成功，合闸弹簧经过7～8 s储能完毕后再次启动的原因为：首次合闸不成功，断路器跳闸时间（35 ms）少于合闸命令发出的时间（大于125 ms），断路器位置转换开关常闭接点S1立即返回，操作箱的合闸保持继电器动作常开接点HBJ闭合，合闸电源通过合闸保持继电器电流启动线圈HBJ及TBJU常闭触点、防跳继电器k1常闭接点、断路器位置转换开关常闭接点S1、断路器操作手柄位置接点S12，加有能够启动合闸线圈Y9的电压，合闸弹簧储能完成后，合闸线圈启动，出现第二次合闸。由于第二次合闸时未检测同期，属非同期合闸，有远超额定电流（故障录波中显示最大冲击电流为额定电流的4.4倍）的冲击电流产生，对水轮发电机机组和一次设备造成损伤（见图3）。

图5 断路器控制状态

4.3.4 第二次合闸原因分析：合闸命令发出至合闸线圈Y9得电动作，弹簧失能，断路器合闸合闸回路（红色部分）中位置转换开关常闭触点S1（蓝色）断开，回路失电、断路器顶板滑脱，35 ms内断路器分开、断路器合闸合闸回路（红色部分）中位置转换开关常闭触点S1（蓝色）返回（断路器同期合闸脉冲为125 ms/手动合闸时间大于500 ms，合闸命令仍然存在），HBJ线圈有电流通过，自保持接点HBJ合闸回路（红色部分）带电，因合闸线圈带电，合闸铁芯一直处于顶住脱扣器，待储能弹簧经7～8 s后储能完毕，发生第二次合闸，因第二次合闸未经同期检测，极有可能发生非同期合闸。

5 事故原因

5.1 安装单位接线时，在未征得监理、设计单位、设备厂家及业主同意，以惯性思维（未料到断路器存机械故障），因设计原图缺陷，而擅自改接断路器本体控制线路。

5.2 断路器制造厂家出厂调试和现场调试不到位，导致合闸掣子打滑，存在机械故障，为第二次合闸埋下隐患。

5.3断路器控制回路设计存在隐患，防跳回路未发挥作用。

6 完善设计及本体接线和机械调试

6.1 重新定制开关柜，更换断路器、隔离刀闸，并按规范要求作试验合格。

6.2 根据设计院提供的控制线路改接方案，对本台及其它存在同样问题的断路器改接断路器控制线路，并作防跳试验合格。

6.3 对本台及其它存在同样问题的断路器，机械部分作现场调试，并经多次试验合格。

7 结语

该非同期合闸事故造成重大损失、后果严重，对同行业应有警示和启发。工程项目安装调试阶段不能想当然，遇事应认真研究，拿出参建各方认同的解决方案，再付诸实施。