廣東惠州平海發(fā)電廠有限公司 林永源 廖淼軍 劉建利

在電力系統(tǒng)中，6kV和10kV中壓開關(guān)應用較為廣泛，在眾多的工廠企業(yè)、礦山、油氣田和風力發(fā)電站中這些開關(guān)發(fā)揮著不可替代的作用，負責各種重要的負荷。開關(guān)的操作性能對于操作人員和負荷設備起著至關(guān)重要的作用，如果日常操作中這些開關(guān)出現(xiàn)拒動，會導致負荷工藝流程受影響，造成設備損壞，操作失誤可能導致嚴重的人身事故。如果負荷設備出現(xiàn)故障，繼電保護裝置動作切斷電源期間開關(guān)拒動，則會觸發(fā)越級跳閘，引發(fā)大范圍的停電，造成全廠全站停電的電力事故。

基于此，本文將深入研究一起6kV VD4開關(guān)拒動的事件，通過開關(guān)動作次數(shù)、開關(guān)輔助接點接觸電阻的變化分析開關(guān)拒動的原因，提出切實可行的解決方案，從而為防止開關(guān)拒動提出幾點有意義的維保參考建議。

1 設備概況及事件經(jīng)過

某火力發(fā)電廠裝機容量為2×1000MW超超臨界燃煤機組，兩臺1000MW機組均以發(fā)電機—變壓器—單元接線分別接入500kV配電裝置。脫硫系統(tǒng)采用北京國電龍源環(huán)保工程有限公司的石灰石-石膏就地強制氧化濕法煙氣脫硫工藝（引進國外FBE公司），脫硫效率≥96%。脫硫島按—爐—塔單元設置，無GGH，有煙氣旁路擋板門設計。單元脫硫系統(tǒng)包括：煙氣系統(tǒng)、吸收塔系統(tǒng)、氧化風機系統(tǒng)、石灰石供漿系統(tǒng)、石膏-級脫水系統(tǒng)等。

脫硫電源來自機組廠用電，脫硫電氣系統(tǒng)的交流電壓等級為6kV和380/220V。每臺機組的脫硫裝置設一段6kV脫硫母線。6kV脫硫段采用單母線接線，由每臺機組分別提供兩路6kV電源至相應機組6kV脫硫段，一路電源從本機組廠用6kV A段來，另一路電源從A段備用電源T接過來，按一類負荷考慮。

每臺機組的脫硫吸收塔配置4臺漿液循環(huán)泵，分別為1號機的1A、1B、1C、1D漿液循環(huán)泵，2號機的2A、2B、2C、2D漿液循環(huán)泵。脫硫6kV負荷分接在兩段脫硫6kV母線上，1號機負荷接脫硫6kV 1段，2號機負荷接脫硫6kV 2段。脫硫6kV漿液循環(huán)泵電動機開關(guān)為廈門ABB開關(guān)有限公司生產(chǎn)的VD4/W 12.12.40型6kV真空斷路器，額定電壓12kV，額定電流1250A，額定短路開斷電流40kA，制造年份2010年。在額定電流下，開關(guān)理論使用壽命次數(shù)20000次。保護裝置采用南瑞繼保生產(chǎn)的RCS-9626CNR2型保護裝置，配置電流速斷保護、過電流、過負荷、接地保護、低電壓、負序保護和堵轉(zhuǎn)保護。

2023年6月30日，脫硫主值在DCS上執(zhí)行脫硫6kV電機分閘正常操作，遠方停止1A漿液循環(huán)泵，當遠方分閘指令發(fā)出后，脫硫DCS上6kV開關(guān)狀態(tài)沒有發(fā)生變化，同時DCS上顯示1A漿液循環(huán)泵開關(guān)在就地狀態(tài)。當班運行人員立即到配電室檢查，發(fā)現(xiàn)6kV開關(guān)在合位，沒有分閘，接著到6kV電動機就地處檢查，發(fā)現(xiàn)1A漿液循環(huán)泵電機在運行。然后運行人員按下電動機旁的緊急停機事故按鈕，過后電動機保持運行，沒有停止，事故按鈕操作無效。

隨后運行通知檢修人員進場，檢修人員到位后，通過6kV開關(guān)柜柜門的緊急操作孔使用緊急操作桿實現(xiàn)開關(guān)的機械機構(gòu)分閘。電氣檢修人員檢查保護裝置，發(fā)現(xiàn)存在控制回路斷線報警記錄，遠方就地切換開關(guān)在遠方位置。經(jīng)過檢查后，檢修人員將備用開關(guān)送至1A漿液循環(huán)泵開關(guān)柜內(nèi)使用，試運備用開關(guān)分合閘操作正常，工作位遠方啟停電動機正常。

2 故障分析

2.1 1A漿液循環(huán)泵開關(guān)就地遠方位置不對應檢查

開關(guān)拒動后，DCS上顯示1A漿液循環(huán)泵在就地狀態(tài)，實際檢查開關(guān)柜的就地遠方把手在遠方位置，兩者不對應。對開關(guān)控制回路中上送DCS的信號進行檢查，發(fā)現(xiàn)開關(guān)的控制回路斷線信號和遠方就地位置并接作為一個信號點，通過硬接線方式上送脫硫DCS，脫硫DCS中把其命名為就地位置。在開關(guān)拒動時，就地遠方把手位置未改變，發(fā)出的報警實際為控制回路斷線，與保護裝置上的報警記錄相吻合，DCS顯示開關(guān)在就地狀態(tài)，是命名錯誤，應改為遠方不可控。

2.2 開關(guān)控制回路斷線檢查

拒動開關(guān)機械分閘后，將開關(guān)拖至試驗位。對控制回路二次接線進行檢查，未發(fā)現(xiàn)接線松動情況。此時進行分合閘試驗，通過遠方合閘和分閘指令操作開關(guān)，開關(guān)均能正常分合閘，未出現(xiàn)拒動，保護裝置未出現(xiàn)報警[1]。說明機械分閘后，開關(guān)控制回路正常導通，控制回路未發(fā)生斷線。

開關(guān)在試驗位置進行的分合閘操作正常，說明分閘線圈是正常的。開關(guān)分閘控制回路中經(jīng)過開關(guān)本體的接線原理如圖1所示。分閘指令先經(jīng)過開關(guān)的常開輔助接點BB2再到分閘線圈M01。6kV開關(guān)在開關(guān)柜內(nèi)由工作位置搖至試驗位置，無須打開柜門，無須分開二次航空插頭，分閘控制回路的所有設備及接線均無發(fā)生變化。唯一變化的是機械分閘改變了開關(guān)輔助接點BB2的分合狀態(tài)。因此，開關(guān)在發(fā)生拒動時，開關(guān)輔助接點BB2的接觸不良是導致保護裝置報控制回路斷線的原因。

圖1 開關(guān)本體分閘回路接線原理

2.3 開關(guān)輔助接點檢查

拆開6kV開關(guān)本體，檢查開關(guān)輔助接點BB2的接線，未發(fā)現(xiàn)松動情況，輔助接點活動正常，接點機構(gòu)彈簧壓力正常，接點無卡澀現(xiàn)象。把輔助接點機構(gòu)拆解，仔細觀察接點接觸金屬的表面，發(fā)現(xiàn)其受電弧燒蝕明顯發(fā)黑。

由于機組鍋爐負荷變化及煤種的變動，1A、1B、2A、2B漿液循環(huán)泵需要頻繁啟停。2023年6月，漿液循環(huán)泵啟動次數(shù)統(tǒng)計如下：1A漿液循環(huán)泵啟動次數(shù)20次；1B漿液循環(huán)泵啟動次數(shù)24次；1B漿液循環(huán)泵啟動次數(shù)44次；2B漿液循環(huán)泵啟動次數(shù)70次；1C漿液循環(huán)泵啟動次數(shù)27次；2C漿液循環(huán)泵啟動次數(shù)8次；1D漿液循環(huán)泵啟動次數(shù)3次；2D漿液循環(huán)泵啟動次數(shù)5次。泵的啟停會使6kV開關(guān)各出現(xiàn)一次合閘與分閘。開關(guān)輔助接點動作次數(shù)為泵啟動次數(shù)的兩倍。以6月動作次數(shù)最多的2B漿液循環(huán)泵進行數(shù)據(jù)推導，每月開關(guān)動作次數(shù)按6月的50%進行估算，從機組2010年10月投產(chǎn)到2023年6月期間粗算12年，輔助接點動作次數(shù)達0.5×2×70×12×12=10080次。

1A漿液循環(huán)泵開關(guān)的輔助接點曾在5年前更換過一次，其后到2023年輔助接點的動作次數(shù)約為3360次。輔助接點的每一次動作都會出現(xiàn)一次短暫的電弧，幾千次的動作導致幾千的電弧，使接點燒傷，出現(xiàn)接點表面接觸電阻變大的情況[2]。串聯(lián)的分閘線圈電阻固定不變，當輔助接點接觸電阻過大，電路導通時分閘線圈分壓過低，不滿足線圈的動作電壓范圍65%～120%時，分閘線圈不動作，開關(guān)無法分閘，就會出現(xiàn)拒動的現(xiàn)象。

2.4 輔助接點接觸電阻分析

輔助接點的接觸電阻在電弧燒傷過程中逐漸增大，當其達到一定的數(shù)值后，將導致分閘線圈分壓過低而不能正確動作。檢查過程中，在6kV開關(guān)的分閘控制回路中串接一個可調(diào)電阻箱進行了一個試驗，如圖2所示。

圖2 分閘回路串接可變電阻箱

6kV開關(guān)在試驗位置合閘后，逐步增大電阻箱電阻，每次增加1kΩ。當串接電阻在15kΩ以下時，保護裝置不會發(fā)出控制回路斷線報警；當串接電阻大于15kΩ后，保護裝置出現(xiàn)控制回路斷線報警。說明分閘回路中的合位監(jiān)視繼電器是高阻型中間繼電器，其電阻固定，當串接的電阻為15kΩ及以上時，固定電阻的合位監(jiān)視繼電器分壓過低，不滿足動作條件，使保護裝置發(fā)出控制回路斷線報警。在6kV開關(guān)拒動時，最后一次的分閘命令，使輔助接點出現(xiàn)最后一次的電弧燒蝕，輔助接點的接觸電阻由低于15kΩ變成大于15kΩ，保護裝置發(fā)出了控制回路斷線報警。

6kV開關(guān)在試驗位置合閘的，逐步增加電阻箱電阻，每次增加10Ω，分別發(fā)出分閘命令進行分閘測試。當串接電阻小于80Ω時，開關(guān)能正常分閘；當串接電阻為80Ω時，開關(guān)不能分閘，保護裝置中的分閘保持繼電器不能穩(wěn)定動作，發(fā)出“嗡嗡”的異響；當串接電阻大于80Ω后，開關(guān)不能分閘。說明分閘保持繼電器是低阻型中間繼電器，其電阻較小，串接電阻為80Ω時，分閘過程中整個分閘回路的電流，為保持電流臨界值，保持繼電器不能正常動作；同時串接電阻為80Ω及以上時，分閘線圈分壓小于65%，開關(guān)不能分閘。在6kV開關(guān)拒動前，最后一次的合閘命令，使輔助接點出現(xiàn)倒數(shù)第二次的電弧燒蝕，輔助接點的接觸電阻由低于80Ω變成大于80Ω，小于15kΩ，保護裝置不發(fā)控制回路斷線報警，但開關(guān)已不能分閘。

由以上兩點可知，多次電弧燒蝕導致的輔助接點的接觸電阻上升非線性，最后一次電弧使接觸電阻由幾十歐突變?yōu)槭畮浊W，具有較大的突然性。

3 解決方案

針對6kV開關(guān)的拒動現(xiàn)象，主要采取了更換斷路器輔助接點及對開關(guān)分閘控制回路改造的措施[3]。具體措施如下。

更換了4臺頻繁使用的6kV開關(guān)及2臺備用開關(guān)的輔助接點BB2；對4臺使用的開關(guān)及2臺備用開關(guān)分閘線圈的插拔接頭進行了清潔，重新插拔；對6臺開關(guān)本體內(nèi)的分閘回路進行改造，在分閘回路的輔助接點BB2邊上并接一對輔助接點BB1。并接的兩對接點使分閘時流經(jīng)每對接點的電弧電流變?yōu)樵瓉淼囊话?，接點的工作狀況大大改善，輔助接點的使用壽命增加。只有當兩對輔助接點都出現(xiàn)異常時，才會出現(xiàn)開關(guān)分閘拒動的情況，分閘回路的可靠性上升。改造后的開關(guān)分閘原理如圖3所示；在分閘回路改造后的開關(guān)表面粘貼改造日期及改造內(nèi)容標識。在改造開關(guān)內(nèi)部粘貼相同標識。分閘回路改造接線鼻子選擇與原開關(guān)不一樣的顏色，以作區(qū)分。

圖3 開關(guān)本體分閘回路改造

現(xiàn)階段，6kV開關(guān)技術(shù)成熟可靠，一般情況下開關(guān)拒動的可能性較低。但當開關(guān)頻繁使用時，會出現(xiàn)不一樣的情況，這將引起開關(guān)內(nèi)輔助接點的接觸不良，引發(fā)開關(guān)拒動的可能，從而導致電氣設備故障時不能有效切斷電源，擴大事故范圍，所以6kV開關(guān)的及時維護保養(yǎng)尤為重要[4]。

下文結(jié)合本次6kV開關(guān)的拒動處理經(jīng)驗，提出幾點參考建議：對于在日常使用中需要頻繁分合的6kV開關(guān)，建議結(jié)合機組大小修停機的機會，每年進行一次開關(guān)的維護保養(yǎng)，重點檢查輔助接點的健康情況，每三年更換一次開關(guān)的輔助接點[5]；必要時可對開關(guān)內(nèi)的分閘回路進行改造，分閘回路并接一對開關(guān)的輔助接點，提高分閘回路的可靠性；當DCS上的設備狀態(tài)信息名稱與控制回路信息不一致時，及時修改DCS上名稱，防止故障誤判；在正常操作中出現(xiàn)6kV開關(guān)拒動時，及時采取措施，降低負荷電流，保證安全的情況下，可在開關(guān)柜外通過緊急操作桿分閘開關(guān)；可在DCS上設置6kV開關(guān)的合閘次數(shù)統(tǒng)計，當開關(guān)合閘次數(shù)達到1000次時，及時維護開關(guān)，更換開關(guān)的輔助接點。