Pagsusuri ng mga Dahilan ng Pagkasira ng Insulasyon sa Mga SF6 Circuit Breakers sa Bukas na Estado

Ang GIS (Gas Insulated Switchgear) ay gumagamit ng SF₆ gas bilang insulating at arc-extinguishing medium. Ito ay may maraming mga abilidad tulad ng maliit na footprint, mataas na reliabilidad, kamangha-manghang ligtas, at convenient na maintenance. Ang SF₆ circuit breaker, na isang integral na bahagi ng kagamitan ng GIS, ay may dominant na posisyon sa voltage levels na 110 kV at higit pa.

Ang artikulong ito ay naglalaman ng detalye ng isang pagkakamali na nangyari sa proseso ng pag-generate ng kuryente at synchronization ng Unit 1 sa isang partikular na power plant. Partikular na, kapag ang 220 kV SF₆ circuit breaker 2201 sa high-voltage side ng main transformer ay nasa bukas na estado, ang insulation ng Phase C ay nabigwas. Bilang resulta, ang circuit breaker failure protection at negative sequence current protection ay nagsimulang gumana, na humantong sa pagkabigo ng pagsisimula ng unit at grid connection.

1 Proseso ng Insidente at Paraan ng Pagproseso

Sa panahon ng pagsisimula ng pag-generate ng kuryente ng Unit 1 at sumusunod na proseso ng synchronization, ang monitoring system ay umulat ng aktibasyon ng circuit breaker failure protection, operasyon ng inverse time negative sequence current protection, tripping ng electrical protection, at undervoltage messages ng 220 kV Line Jia at Line Yi. Walang ibang protection alarms para sa unit.

Ang Unit 1 ay nag-execute ng shutdown procedure. Ang 220 kV switch 2211 ng Line Jia at Line Yi ay natrip, at ang switch ng auxiliary power transformer (2200 Jia) ay natrip din, habang ang self-switching device ng auxiliary power supply ay nagsimulang gumana. Matapos ma-verify sa grid dispatching at control personnel, natuklasan na walang mga fault sa 220 kV Line Jia at Line Yi. Unang-unang inaasahan na ang main circuit breaker 2201 ang may fault.

Kapag ang 2201 circuit breaker ay binuksan para sa inspection, natuklasan ang malaking halaga ng dust at iba pang attachments sa fracture ng arc extinguishing chamber ng Phase C ng 2201 circuit breaker, na nakalat sa loob ng gas chamber. Walang malinaw na short-circuit points sa ibabaw ng circuit breaker, at walang ground short-circuit phenomenon ng circuit breaker ang natuklasan. Unang-unang inanalisa at inaasahan na ang insulation sa pagitan ng break points ng Phase C ng 2201 circuit breaker ang nabigwas.

Upang tiyakin ang ligtas at matatag na operasyon ng unit at magsagawa ng accident analysis, ang tatlong phases ng 2201 circuit breaker ay pinalitan nang uniform. Ginawa ang mga relevant na electrical preventive tests at ang manual startup, zero-voltage rise, at grid connection tests ng unit.

2 Analisis ng Proteksyon ng Aksyon

Sa pamamagitan ng pagsusuri ng fault oscillogram ng Unit 1, natuklasan na kapag ang proteksyon ay gumagana, ang Unit 1 ay nasa proseso ng synchronization pa rin at ang prosesong ito ay tumagal ng 25 segundo (ang normal na synchronization closing time ay humigit-kumulang 80 segundo), at walang synchronization closing command na inilabas sa panahong ito. Sa pagkakasunod, sa pamamagitan ng pagsusuri ng proteksyon oscillogram ng generator-transformer unit, natuklasan na may kasalukuyang lumalabas sa Phase B at Phase C sa low-voltage side ng main transformer, habang walang kasalukuyang lumalabas sa Phase A (ang configuration ng transformer wiring ay Yｎ／Ｄ１１).

Ang hindi balanse na halaga ng inverse time negative sequence overcurrent ng Unit 1 sa panahon ng pag-generate ng kuryente ay lumampas sa threshold at nag-accumulate upang i-trigger ang tripping section, na nagdulot ng pag-trip ng proteksyon. Ang inverse time negative sequence overcurrent protection ng Unit 1 sa panahon ng pag-generate ng kuryente ay natrip ang 2201 circuit breaker. Dahil ang circuit breaker ay nasa bukas na estado pa rin sa oras na ito, hindi ito makakaputol ng breakdown current ng Phase C. Sa oras na ito, ang proteksyon RCS - 921A ng 2201 circuit breaker ay tumanggap ng failure protection signal na inilunsad ng three-phase trip ng generator-transformer unit. Samantalang may kasalukuyang lumalabas sa Phase C, na lumampas sa failure setting value, at ang failure protection ay gumana, na nagdulot ng pag-execute ng shutdown procedure ng Unit 1. Ang failure protection ay gumana upang remotely i-trip ang 220 kV Line Jia at Line Yi 2211 circuit breaker sa pamamagitan ng line protection RCS - 931AM. Kaya, ang proteksyon aksyon na ito ay dahil sa breakdown ng break point ng 2201 circuit breaker kapag ito ay nasa bukas na estado, at lahat ng proteksyon aksyon ay tama.

3 Analisis ng Dahilan ng Fault

Kapag nangyari ang fault, ang voltage sa gilid ng generator ng unit ay umabot na sa rated value, ngunit ang conductive part ng switch ay hindi pa nagsasara. Sa oras na ito, ang voltage sa gitna ng switch ay umabot sa maximum value. Bago ang insulation ng break point ng Phase C ng 2201 circuit breaker ay nabigwas, ang monitoring system ay hindi naglabas ng alarm para sa mababang pressure sa SF₆ gas chamber, at ang on-site inspection ay nagpapakita na ang SF₆ density relays ay nasa green zone.

Ang kabuuang bilang ng operasyon ng 2201 circuit breaker ay 535 beses, na malayo pa sa designed rated number of operations, na 5000 beses. Batay sa on-site fault oscillogram data, ang aktwal na estado ng faulty circuit breaker, at ang relevant na maintenance data ng circuit breaker ng Unit 1, ang posible na dahilan ng insulation breakdown sa pagitan ng break points ng Phase C ng 2201 circuit breaker ay unang-unang inanalisa bilang sumusunod:
(1) Mayroong structural problems sa loob ng arc extinguishing chamber ng Phase C circuit breaker. Ang mga internal components ay maaaring maluwag, na nagresulta sa discharge at breakdown sa pagitan ng ports.
(2) Mayroong impurity problems sa arc extinguishing chamber ng Phase C circuit breaker. Sa maraming operasyon ng circuit breaker, ang isang discharge channel ay unti-unti na nabuo, na nagresulta sa insulation breakdown.
(3) Mayroong material problems sa break point ng Phase C circuit breaker. Ang hindi proper na paggamit ng break point material ay nagresulta sa pagkakaroon ng impurities sa panahon ng operasyon ng circuit breaker at nag-adhere sa labas na ibabaw ng port sa mahabang panahon. Unti-unti, ang isang discharge channel ay nabuo, na ultimately nagresulta sa insulation breakdown sa pagitan ng break points.

Ang faulty Phase C arc extinguishing chamber ay inilipat pabalik sa factory para sa disassembly at analisis. Sa parehong oras, ang non-faulty Phase A o Phase B (anuman ang phase) ay inilipat pabalik sa factory para sa disassembly at comparative analysis. Ang konklusyon ng analisis report ay ang discharge ay nangyari sa pagitan ng contacts A at B ng arc extinguishing chamber.

4 Preventive Measures

Palakasin ang procurement at usage management ng SF₆ gas, at estrictong gawin ang trabaho ayon sa mga requirement ng operation instruction manual at maintenance regulations sa panahon ng maintenance operation process. Sa panahon ng replacement at installation ng arc extinguishing chamber, dapat magkaroon ng effective na dust prevention measures. Kapag binuksan ang mga butas, covers, atbp., dapat gamitin ang dust covers para sa sealing. Kung ang installation site environment ay masama at may malaking halaga ng dust, dapat itigil ang installation.

5 Conclusion

Sa buong mundo, walang nangyaring ganitong uri ng fault sa ganitong uri ng circuit breaker kapag ito ay nasa open position. Ang fault na ito ay maaaring itala bilang accidental coincidence o, mas malamang, influencing factors na labas sa normal statistical faults. Ang power plant na ito ay isang pumped-storage power plant, at ang unit ay madalas na nagbabago sa pagitan ng pag-generate ng kuryente at pumping conditions bawat araw na may malaking bilang ng operasyon, kaya imposible na gawin ang direct comparison. Para sa mas malalim na pagsisiyasat, dapat ilagay ang transient recorders sa parehong gilid ng circuit breaker upang hanapin ang possible na dahilan batay sa resulta ng mahabang panahon ng observation.