一起220kV斷路器重合閘不成功故障的原因分析

吳亞軍

國網(wǎng)浙江省電力公司衢州供電公司，浙江衢州 324000

一起220kV斷路器重合閘不成功故障的原因分析

吳亞軍

國網(wǎng)浙江省電力公司衢州供電公司，浙江衢州 324000

介紹衢州供電公司定陽變220kV斷路器重合閘不成功的故障情況，根據(jù)后臺監(jiān)控信息和現(xiàn)場設(shè)備檢查結(jié)果，分析故障原因和采取處理對策；針對該類型的機構(gòu)故障，造成斷路器單相重合閘不成功，提出一些防范措施。

斷路器；故障原因分析；防范措施

斷路器在電力系統(tǒng)承載著開合線路負荷電流、故障電流等重要作用，在變電站一次設(shè)備中占有較重的比例，斷路器的故障直接影響電力系統(tǒng)運行的可靠性。早期220kV 斷路器機構(gòu)設(shè)計并不十分成熟，在彈操機構(gòu)推廣之前大多應(yīng)用液壓機構(gòu)，液壓機構(gòu)由于結(jié)構(gòu)相對較復(fù)雜，并對設(shè)備的密封和內(nèi)部清潔有著較高的要求，因此在運行多年之后存在著不同程度的問題。本文針對一起220kV斷路器單相重合閘不成功的故障，進行分析并提出防范措施。

1 故障設(shè)備技術(shù)數(shù)據(jù)信息

型號：3AQ1EE； 編號：06/40016939；

額定電流：4000A ；額定短路開斷電流：50kA；

控制電壓：DC220V； 電機電壓：380V。

2 設(shè)備故障概況

斷路器及線路正常運行方式。

2013年4月，定陽變進行220kV母差雙重化技術(shù)改造。結(jié)合停電，定古2Q59斷路器開展B類檢修，具體檢修項目包括：壓力開關(guān)、繼電器、接觸器動作正確性校核；密度繼電器檢驗；斷路器機械特性試驗、回路電阻測試等，試驗結(jié)果均合格。液壓系統(tǒng)安裝智能排氣裝置。

2015年4月11日5點45分，定古2Q59線線路發(fā)生B相瞬時性單相接地故障，故障持續(xù)時間約3個周波，故障電流10880A。220kV定陽變、古田變兩側(cè)斷路器B相瞬時動作跳閘。經(jīng)過1S后重合閘動作，古田變側(cè)斷路器B相重合成功（斷路器型號：3AQ1EE），定陽變斷路器B相在重合閘保護指令發(fā)出后，未成功合閘，導(dǎo)致三相不一致強迫動作，斷路器A、C相跳閘。

檢修人員在故障后對斷路器進行檢查，結(jié)果為斷路器液壓油壓力、SF6氣體壓力正常，無滲漏油等不良現(xiàn)象。斷路器分合閘回路檢查正常，斷路器遠方/就地分合閘操作、傳動模擬正常；保護動作及信號正常。

3 設(shè)備故障原因分析

1）故障期間保護動作事件記錄。

05：45：39.103 定古2Q59線第一組控回斷線動作

05：45：39.118 定古2Q59線B相斷路器分 動作

05：45：39.136 定古2Q59線第一組控回斷線復(fù)歸

05：45：39.136 定古2Q59線第二組控回斷線復(fù)歸

05：45：39.238 定古2Q59線油泵啟動

05：45：39.85 定古2Q59線第二組控回斷線動作

05：45：39.86 定古2Q59線RCS-931保護動作

05：45：39.86 定古2Q59線三相不一致動作

05：45：39.92 定古2Q59線PSL-603GA 動作

05：45：40.145 定古2Q59線RCS-931重合閘動作

05：45：40.161 定古2Q59線PSL-631C 重合閘動作

05：45：40.174 定古2Q59線第一組控回斷線動作

05：45：40.174 定古2Q59線第二組控回斷線動作

05：45：40.286 定古2Q59線自動重合閘閉鎖動作（308bar）

05：45：40.548 定古2Q59線油壓閉鎖動作（273bar）

05：45：41.168 定古2Q59線強迫三相動作

05：45：41.209 定古2Q59線C相斷路器分動作

05：45：41.210 定古2Q59線A相斷路器分動作

05：45：41.217 定古2Q59線三相不一致復(fù)歸

05：45：41.287 定古2Q59線分閘總閉鎖動作（253bar）

05：45：45.688 定古2Q59線分閘總閉鎖復(fù)歸

05：45：58.251 定古2Q59線油壓閉鎖動作復(fù)歸

05：47：18.314 定古2Q59線自動重合閘復(fù)歸

05：47：45.169 定古2Q59線油泵復(fù)歸

2）故障原因一：壓力開關(guān)B1故障。

定古2Q59斷路器液壓系統(tǒng)壓力監(jiān)控采用電子式壓力開關(guān)B1，經(jīng)了解，其工作原理是通過壓力變送器經(jīng)模數(shù)轉(zhuǎn)換后通過單片機實現(xiàn)對機構(gòu)液壓系統(tǒng)的監(jiān)測及控制。

根據(jù)保護事件記錄，斷路器B相故障跳閘后油泵啟動打壓，打壓過程中，從05：45：40.286自動重合閘閉鎖動作至05：45：41.287分閘總閉鎖動作間隔時間為1秒鐘。即液壓機構(gòu)油壓在1秒鐘時間內(nèi)從308bar聚降至253bar，幾乎同時發(fā)出重合閘閉鎖、合閘閉鎖信號和分閘總閉鎖信號。在這期間，油泵自啟動打壓至打壓停止耗時2分7秒，屬非正?，F(xiàn)象。在假設(shè)機構(gòu)油路、管路及各控制閥均工作正常前提下，不可能會出現(xiàn)這樣的異常情況。

追朔故障發(fā)生前幾日定古2Q59斷路器動作記錄：

4月4日05：25 油泵啟動補壓一次

4月6日05：52 ； 15：30 ；22：18 油泵啟動補壓三次

4月7日04：42 ；12：11；19：06 油泵啟動補壓三次

4月8日至4月11日故障前三天內(nèi)油泵未啟動補壓。

定陽變所在地的環(huán)境溫度從4月7日開始驟降，4月8日溫度最低，三日內(nèi)油泵未啟動打壓，應(yīng)屬非正?，F(xiàn)象。

根據(jù)對以上現(xiàn)象判斷，在4月11日5：45定古2Q59線故障發(fā)生前三天，B1壓力開關(guān)處于非正常工作狀態(tài)，在實際油壓已下降至273bar～253bar壓力區(qū)間時，卻沒有及時啟動油泵補壓，也沒有啟動重合閘閉鎖及合閘閉鎖回路，最終導(dǎo)致斷路器重合不成功。但在B相故障跳閘瞬間，由于油壓突降情況，使壓力開關(guān)B1自動恢復(fù)正常。

3）故障原因二：B相分閘閥鋼球復(fù)位不及時，致使重合時內(nèi)部泄壓。

上圖為西門子液壓機構(gòu)原理圖（圖中A為液壓缸，B為閥塊，“I”為合閘電磁鐵，“O”為分閘電磁鐵）。如圖所示為斷路器分閘狀態(tài)，此時差動活塞合閘一側(cè)是無油壓，分閘一側(cè)為額定的常高壓油。當合閘指令發(fā)出后，合閘閥鋼球被頂開。高壓油進入液壓缸合閘側(cè)，在壓差原理作用下推動開關(guān)合閘。同時高壓油進入主閥右側(cè)，推動主閥向左移動，使合閘側(cè)處于常高壓狀態(tài)，斷路器處于合閘位置。

在合閘過程中，即使合閘指令中斷或合閘控制閥關(guān)閉也不影響斷路器合閘（通過直接與液壓儲壓筒相連的液壓自保持）。進入主閥右側(cè)的高壓油，由主閥的活塞、逆止閥和分閘閥鋼球兩者同時封閉與系統(tǒng)無壓部分的連通，保證差動活塞合閘側(cè)高壓油極低的泄漏量。在合閘狀態(tài)下，高壓油從差動活塞的分閘一側(cè)流經(jīng)主閥B到達差動活塞的合閘一側(cè)，高壓油的差額油量由液壓儲壓筒中的油補充。

05：45：39.118斷路器B相分閘動作，油壓降低11bar左右，同時油泵啟動補壓，經(jīng)過1s左右后的05：45：40.161重合閘動作合B相斷路器。由于分閘閥鋼球在斷路器分閘后未及時復(fù)位卡澀或油中雜質(zhì)影響，致使復(fù)位后不能可靠封堵住與低壓油箱的通道。合閘動作打開合閘閥鋼球，使高壓油直接通過分閘閥鋼球被釋放至低壓油箱，不能實現(xiàn)合閘，并造成油壓瞬間急聚下降，發(fā)出自動重合閘閉鎖和合閘閉鎖信號。當三相不一致強迫跳閘動作，A、C相分閘，油壓再度下降22bar左右，同時發(fā)分閘總閉鎖信號（即此時的油壓已在253bar以下）。這時B相的合閘脈沖已中斷，合閘閥鋼球復(fù)位，在此過程中，分閘閥鋼球在高壓油流的沖擊下已復(fù)位，壓力逐漸被建立起來，并逐一復(fù)歸了分閘總閉鎖、合閘閉鎖、自動重合閘閉鎖信號，直至05：47：45.169油泵復(fù)歸，油泵建壓時間總共2分7秒左右。

4 設(shè)備故障處理及防范措施

根據(jù)對故障原因分析，4月11日故障當天，更換定古2Q59開關(guān)機構(gòu)B1壓力開關(guān)，試驗合格后復(fù)役。根據(jù)停電計劃安排，定古2Q59線4月16日-18日停電檢修，結(jié)合停電4月16日更換機構(gòu)液壓油。

根據(jù)上述兩種原因分析，應(yīng)采取的防范措施有以下幾點。

1）在日常巡視過程中注意觀察液壓表讀數(shù)，一旦發(fā)現(xiàn)液壓表讀數(shù)低于320bar而未啟動油泵補壓的，應(yīng)加強監(jiān)視，必要時及時通知檢修人員檢查處理。

2）根據(jù)西門子液壓機構(gòu)斷路器運行年限，繼續(xù)有序開展機構(gòu)擴展性檢修工作，重點開展的項目應(yīng)包括：液壓油的更換和液壓系統(tǒng)的清潔工作，油壓接點、密度繼電器動作值得校驗，斷路器機械特性試驗，時間繼電器動作時間的校驗，機構(gòu)箱內(nèi)各繼電器動作情況和接觸情況的試驗檢查，機構(gòu)防跳功能、三相不一致強迫動作功能的試驗等。

3）結(jié)合停電機會及時開展液壓系統(tǒng)及油泵的排氣工作，并有針對性的安裝性能優(yōu)良的自動排氣裝置。

5 結(jié)論

通過上述的設(shè)備故障分析，數(shù)字式壓力監(jiān)控開關(guān)雖然比機械式壓力監(jiān)控開關(guān)更精確，但由于220kV斷路器在日常運行中機構(gòu)元器件基本處于靜止狀態(tài)，也就是出現(xiàn)感應(yīng)失靈的情況，因此不能把實時在線監(jiān)控作為依靠，應(yīng)加強設(shè)備的周期性巡視。另外，在現(xiàn)場更換新的元器件，和廠家交流時，發(fā)現(xiàn)該類型的故障也偶爾出現(xiàn)在其它供電公司的變電站中，這次缺陷的分析處理，也說明了設(shè)備長期不動作會造成各種故障隱患。

[1]賈德保.GIS設(shè)備檢修時的安全問題對策[J].高壓電器，1997（4）：47-19.

[2]羅傳勝.110kV變電站GIS盆式絕緣子閃絡(luò)事故分析[J].云南電力技術(shù).

[3]孫明浩，等.LW6系列SF6斷路器液壓機構(gòu)的故障檢修[J].華電技術(shù)，2008（8）.

[4]陳家斌.SF6斷路器使用技術(shù)[M].北京：中國水利水電出版社，2004.

TM7

A

1674-6708（2015）150-0119-02