吴亚军

国网浙江省电力公司衢州供电公司，浙江衢州 324000

一起220kV断路器重合闸不成功故障的原因分析

吴亚军

国网浙江省电力公司衢州供电公司，浙江衢州 324000

介绍衢州供电公司定阳变220kV断路器重合闸不成功的故障情况，根据后台监控信息和现场设备检查结果，分析故障原因和采取处理对策；针对该类型的机构故障，造成断路器单相重合闸不成功，提出一些防范措施。

断路器；故障原因分析；防范措施

断路器在电力系统承载着开合线路负荷电流、故障电流等重要作用，在变电站一次设备中占有较重的比例，断路器的故障直接影响电力系统运行的可靠性。早期220kV 断路器机构设计并不十分成熟，在弹操机构推广之前大多应用液压机构，液压机构由于结构相对较复杂，并对设备的密封和内部清洁有着较高的要求，因此在运行多年之后存在着不同程度的问题。本文针对一起220kV断路器单相重合闸不成功的故障，进行分析并提出防范措施。

1 故障设备技术数据信息

型号：3AQ1EE； 编号：06/40016939；

额定电流：4000A ；额定短路开断电流：50kA；

控制电压：DC220V； 电机电压：380V。

2 设备故障概况

断路器及线路正常运行方式。

2013年4月，定阳变进行220kV母差双重化技术改造。结合停电，定古2Q59断路器开展B类检修，具体检修项目包括：压力开关、继电器、接触器动作正确性校核；密度继电器检验；断路器机械特性试验、回路电阻测试等，试验结果均合格。液压系统安装智能排气装置。

2015年4月11日5点45分，定古2Q59线线路发生B相瞬时性单相接地故障，故障持续时间约3个周波，故障电流10880A。220kV定阳变、古田变两侧断路器B相瞬时动作跳闸。经过1S后重合闸动作，古田变侧断路器B相重合成功（断路器型号：3AQ1EE），定阳变断路器B相在重合闸保护指令发出后，未成功合闸，导致三相不一致强迫动作，断路器A、C相跳闸。

检修人员在故障后对断路器进行检查，结果为断路器液压油压力、SF6气体压力正常，无渗漏油等不良现象。断路器分合闸回路检查正常，断路器远方/就地分合闸操作、传动模拟正常；保护动作及信号正常。

3 设备故障原因分析

1）故障期间保护动作事件记录。

05：45：39.103 定古2Q59线第一组控回断线动作

05：45：39.118 定古2Q59线B相断路器分 动作

05：45：39.136 定古2Q59线第一组控回断线复归

05：45：39.136 定古2Q59线第二组控回断线复归

05：45：39.238 定古2Q59线油泵启动

05：45：39.85 定古2Q59线第二组控回断线动作

05：45：39.86 定古2Q59线RCS-931保护动作

05：45：39.86 定古2Q59线三相不一致动作

05：45：39.92 定古2Q59线PSL-603GA 动作

05：45：40.145 定古2Q59线RCS-931重合闸动作

05：45：40.161 定古2Q59线PSL-631C 重合闸动作

05：45：40.174 定古2Q59线第一组控回断线动作

05：45：40.174 定古2Q59线第二组控回断线动作

05：45：40.286 定古2Q59线自动重合闸闭锁动作（308bar）

05：45：40.548 定古2Q59线油压闭锁动作（273bar）

05：45：41.168 定古2Q59线强迫三相动作

05：45：41.209 定古2Q59线C相断路器分动作

05：45：41.210 定古2Q59线A相断路器分动作

05：45：41.217 定古2Q59线三相不一致复归

05：45：41.287 定古2Q59线分闸总闭锁动作（253bar）

05：45：45.688 定古2Q59线分闸总闭锁复归

05：45：58.251 定古2Q59线油压闭锁动作复归

05：47：18.314 定古2Q59线自动重合闸复归

05：47：45.169 定古2Q59线油泵复归

2）故障原因一：压力开关B1故障。

定古2Q59断路器液压系统压力监控采用电子式压力开关B1，经了解，其工作原理是通过压力变送器经模数转换后通过单片机实现对机构液压系统的监测及控制。

根据保护事件记录，断路器B相故障跳闸后油泵启动打压，打压过程中，从05：45：40.286自动重合闸闭锁动作至05：45：41.287分闸总闭锁动作间隔时间为1秒钟。即液压机构油压在1秒钟时间内从308bar聚降至253bar，几乎同时发出重合闸闭锁、合闸闭锁信号和分闸总闭锁信号。在这期间，油泵自启动打压至打压停止耗时2分7秒，属非正常现象。在假设机构油路、管路及各控制阀均工作正常前提下，不可能会出现这样的异常情况。

追朔故障发生前几日定古2Q59断路器动作记录：

4月4日05：25 油泵启动补压一次

4月6日05：52 ； 15：30 ；22：18 油泵启动补压三次

4月7日04：42 ；12：11；19：06 油泵启动补压三次

4月8日至4月11日故障前三天内油泵未启动补压。

定阳变所在地的环境温度从4月7日开始骤降，4月8日温度最低，三日内油泵未启动打压，应属非正常现象。

根据对以上现象判断，在4月11日5：45定古2Q59线故障发生前三天，B1压力开关处于非正常工作状态，在实际油压已下降至273bar～253bar压力区间时，却没有及时启动油泵补压，也没有启动重合闸闭锁及合闸闭锁回路，最终导致断路器重合不成功。但在B相故障跳闸瞬间，由于油压突降情况，使压力开关B1自动恢复正常。

3）故障原因二：B相分闸阀钢球复位不及时，致使重合时内部泄压。

上图为西门子液压机构原理图（图中A为液压缸，B为阀块，“I”为合闸电磁铁，“O”为分闸电磁铁）。如图所示为断路器分闸状态，此时差动活塞合闸一侧是无油压，分闸一侧为额定的常高压油。当合闸指令发出后，合闸阀钢球被顶开。高压油进入液压缸合闸侧，在压差原理作用下推动开关合闸。同时高压油进入主阀右侧，推动主阀向左移动，使合闸侧处于常高压状态，断路器处于合闸位置。

在合闸过程中，即使合闸指令中断或合闸控制阀关闭也不影响断路器合闸（通过直接与液压储压筒相连的液压自保持）。进入主阀右侧的高压油，由主阀的活塞、逆止阀和分闸阀钢球两者同时封闭与系统无压部分的连通，保证差动活塞合闸侧高压油极低的泄漏量。在合闸状态下，高压油从差动活塞的分闸一侧流经主阀B到达差动活塞的合闸一侧，高压油的差额油量由液压储压筒中的油补充。

05：45：39.118断路器B相分闸动作，油压降低11bar左右，同时油泵启动补压，经过1s左右后的05：45：40.161重合闸动作合B相断路器。由于分闸阀钢球在断路器分闸后未及时复位卡涩或油中杂质影响，致使复位后不能可靠封堵住与低压油箱的通道。合闸动作打开合闸阀钢球，使高压油直接通过分闸阀钢球被释放至低压油箱，不能实现合闸，并造成油压瞬间急聚下降，发出自动重合闸闭锁和合闸闭锁信号。当三相不一致强迫跳闸动作，A、C相分闸，油压再度下降22bar左右，同时发分闸总闭锁信号（即此时的油压已在253bar以下）。这时B相的合闸脉冲已中断，合闸阀钢球复位，在此过程中，分闸阀钢球在高压油流的冲击下已复位，压力逐渐被建立起来，并逐一复归了分闸总闭锁、合闸闭锁、自动重合闸闭锁信号，直至05：47：45.169油泵复归，油泵建压时间总共2分7秒左右。

4 设备故障处理及防范措施

根据对故障原因分析，4月11日故障当天，更换定古2Q59开关机构B1压力开关，试验合格后复役。根据停电计划安排，定古2Q59线4月16日-18日停电检修，结合停电4月16日更换机构液压油。

根据上述两种原因分析，应采取的防范措施有以下几点。

1）在日常巡视过程中注意观察液压表读数，一旦发现液压表读数低于320bar而未启动油泵补压的，应加强监视，必要时及时通知检修人员检查处理。

2）根据西门子液压机构断路器运行年限，继续有序开展机构扩展性检修工作，重点开展的项目应包括：液压油的更换和液压系统的清洁工作，油压接点、密度继电器动作值得校验，断路器机械特性试验，时间继电器动作时间的校验，机构箱内各继电器动作情况和接触情况的试验检查，机构防跳功能、三相不一致强迫动作功能的试验等。

3）结合停电机会及时开展液压系统及油泵的排气工作，并有针对性的安装性能优良的自动排气装置。

5 结论

通过上述的设备故障分析，数字式压力监控开关虽然比机械式压力监控开关更精确，但由于220kV断路器在日常运行中机构元器件基本处于静止状态，也就是出现感应失灵的情况，因此不能把实时在线监控作为依靠，应加强设备的周期性巡视。另外，在现场更换新的元器件，和厂家交流时，发现该类型的故障也偶尔出现在其它供电公司的变电站中，这次缺陷的分析处理，也说明了设备长期不动作会造成各种故障隐患。

[1]贾德保.GIS设备检修时的安全问题对策[J].高压电器，1997（4）：47-19.

[2]罗传胜.110kV变电站GIS盆式绝缘子闪络事故分析[J].云南电力技术.

[3]孙明浩，等.LW6系列SF6断路器液压机构的故障检修[J].华电技术，2008（8）.

[4]陈家斌.SF6断路器使用技术[M].北京：中国水利水电出版社，2004.

TM7

A

1674-6708（2015）150-0119-02