开关柜ZN-10Q开关分闸时间过长事故分析

李应光

(广东电网公司东莞供电局,广东东莞 523120)

开关柜ZN-10Q开关分闸时间过长事故分析

李应光

(广东电网公司东莞供电局,广东东莞 523120)

电力线路或运行设备出现故障时,开关的正确开断是保护电网能够正常运行的重要手段。然而某些型号开关拒动的情况依然不时出现,电网中运行设备的开关拒动以及保护的多重拒动或误动,都可能引起电网事故,影响系统供电可靠性。本文就某220kV变电站的线路越级跳闸事故进行分析,从继电保护和开关机构缺陷两方面分析了事故原因,并提出了相应的改进措施。

继电保护 开关拒动 事故分析

2011年1月15日，XX站10kV F5 XX线发生接地故障，零序过流保护动作，跳开705开关，无重合闸动作，控制回路断线告警(信号可复归)。同时，#1接地变514开关保护零序过流I段及II段动作，保护出口跳开#1接地变兼站用变变高514开关以及#1主变变低501开关，380V备自投动作，401开关分闸，400开关合闸供380V 1M母线运行，保护动作造成越级跳闸，扩大停电范围。

10kV F5 XX线705开关柜型号:XGN2，厂家:珠江开关公司；断路器型号:ZN28-10Q，额定电流:1250A，额定短路开断电流:31．5kA，厂家:珠江开关公司，生产日期:2001年5月；机构型号:CT19-II，浙江余姚市兴邦开关厂；保护装置厂家:深圳南瑞，型号:ISA-251A。

1 开关保护动作情况分析

现场对10kV F5XX线705开关保护进行了检查，保护动作报文为:零序过流保护动作为0．65A，动作时间为06:59:15::008，查看保护装置内录波记录的启动时间为06:59:14::53，并且经核查保护装置内定值整定与定值单完全相符，具体如下:零序过流定值整定为0．15A，动作时间为0．5S，开关CT变比为400/1。

对#1接地变514开关保护进行了检查，保护动作报文为:高压侧零序过流I段及II段动作，故障电流均为0．58A，动作时间分别为06:59:15::515和06:59:16::015，查看保护装置内录波记录的启动间为06:59:14::527，并且经核查保护装置内定值整定与定值单完全相符，具体如下:高压侧零序过流I段及II段定值同样整定为一次值0．2A，动作时间分别为1S及1．5S，原定值为I段动作跳开分段开关，II段动作同时跳#1接地变兼站用变变高和#1变变低，高侧CT变比为450/1。

XX站的10kV系统为小电阻接地，从F5XX线705开关开关以及#1接地变兼站用变514开关的保护信息可以得知两保护装置的启动时间基本一致，并通过CT变比折算，可以知道两保护装置流经同一故障量，同为260A，均达到动作值，因此判断故障应该为F5线路单相接地故障。但按定值单整定，F5XX线705开关的零序过流保护应动作，并经0．5S后就应该把故障切除，而#1接地变兼站用变保护是不会出口动作的。

结合后台报文进行分析:

从后台报文表1可以知道705开关保护的零序过流保护动作后，705开关并没有按定值单所整定的时间范围内动作，而是相隔了大约6S，后台才收到开关的变位情况。从这点，我们可以初步判断是因为F5开关保护不能在有限的时间内把本开关切除，致使故障电流一直存在，进而导致#1接地变保护的高侧零序I段和II段保护动作，出口跳开#1接地变514开关和#1主变变低501开关。

从后台报文表2可知道F5当发生故障后，10kVⅠ段母线接地告警便发信，由于以上原因最终使得#1接地变514开关和#1主变变低501开关动作把故障量消除，母线接地告警信号也恢复。从接地告警的发生及恢复，可以判断故障持续时间为1．5S左右，正好与#1接地变保护的高压侧零序电流的动作时延相合。

因在#1接地变514开关和#1主变变低501开关并未跳开前，故障量一直存在，使F5保护动作接点一直动作，直接短接了HWJ合位继电器，使合位继电器返回，但开关的实际位置一直在合位，开关常闭辅助接点DL断开，TWJ跳位继电器也失磁返回，所以报“控制回路断线”报文，此“控制回路断线”不是造成开关不能分闸的原因。同样，因故障电流持续存在，但开关始终不能分闸，导致开关重合闸“放电”，失去了重合功能。

表1 10kV F5 705开关保护动作后台机报文

表2 #1接地变保护动作后台机报文

表3 保护出口时间试验报告

705开关分闸时间长主要考虑两方面原因:(1)F5的保护动作了，但该保护出口接点并不能在规定时间内动作或者该出口接点在规定时间内动了，但接点抖动，使得开关不能顺利完成跳闸；(2)保护的出口接点很好地完成了动作过程，但因一次开关的问题，致使开关不能顺利分闸。因此需要对F5开关保护以及一次设备分别做试验检查以确定原因。

对保护出口跳闸进行进一步分析:

(1)把保护装置的出口跳闸接点引致昂立试验装置进行测时(在证实装置采样正确后进行)；试验结果如表3。

从表3的测试结果，可以证明保护的出口时间与定值单的整定时间是相一致的，接点的动作时间并无问题。

(2)把保护装置的出口跳闸接点引致录波装置，模拟保护动作，用录波装置观看该出口接点动作的过程中是否存在抖动的情况。经过两次不同故障延时的模拟实验，发现该保护动作接点并无任何抖动。经过以上的两个试验可以得出开关保护是一切正常的。问题有可能出现在一次开关机构上。

2 开关机构动作情况分析

对705开关一次机构进行检查分析，高压室现场观察开关机构内部各元件完好，线圈无烧损痕迹及异味。在后台电动试分合开关时发现分闸线圈励磁受电铁心撞脱扣板发出撞击声音后机构并未立即分闸，稍作停顿后弹簧才释能带动开关分闸。初步怀疑机构脱扣器卡阻造成。手动按机构分闸按钮，第一次分闸不成功，扣板未能脱离半轴，剩余1mm扣压深度(分闸前总扣压深度约2．5mm)，第二次按动分闸按钮扣板才可脱离半轴，分闸弹簧释能，分闸完成。分闸后继续重复按压分闸按钮，半轴复位缓慢，转动半轴杆受力有卡涩现象。

对705开关做低电压测试，根据《电力设备预防性试验规程》规定分闸电压应在30%～65%，即66V～143V，实际试验时直流143V(65%U)分闸半轴不转动，脱扣器不动作，分闸不成功，动作值不合格，调高至额定220V再测，铁心动作，分闸半轴跟随转动，但转动角度小(估算为10度，正常转动20度)，扣板依然扣住半轴1mm深度，机构未脱扣，此时人为不关电源，线圈继续带电(1．36A)铁心继续顶住脱扣板，联动半轴继续有逆时针方向转动的趋势，直至完全转至脱扣位置而分闸。延时时间与电动分闸延时时间基本一致。因分闸延时超过1．5秒，故障时间超过#1接地变零序过流保护跳主变变低及本变两侧开关。

观察机构发现内部使用了较多普通润滑脂，俗称黄油，也称钙基润滑脂，属上世纪30年代产物，低温润滑性能较差，由于1月份天气寒冷(环境温度为9℃)，黄油凝固成胶状，润滑性能减弱，反而成为阻碍，表现在:(1)半轴与钢板连接轴套内没有得到足够清洁与润滑，轴承外表封盖油泥，半轴转动受阻；(2)半轴调节螺钉弹簧在半轴旋转压缩时受阻；(3)励磁后分闸铁心弹簧在压缩过程时受阻。

针对发现问题并清理干枯黄油后用除锈剂清洗铁心弹簧、半轴、半轴轴承、调整螺钉弹簧及扣板，并在各机械传动部位加少量二硫化钼。手动分闸时间正常，电动分合闸3次时间也正常；低电压测试得动作值为105V，合格。断路器特性测试，数据如下:分闸时间:I:24．3ms；II:24．3ms，III:24．5ms(合格值≤60ms)，同期:0．2ms(合格值≤2ms)；合闸时间:I:49．9ms；II:49．5ms，III:49．6ms(合格值≤200ms)，同期:0．4ms(合格值≤2ms)，弹跳:0(合格值≤2ms)；耐压试验:断口及本体耐压三相均为34kV 1min，绝缘100000MΩ。试验结果均合格。

3 结语

(1)针对该类开关分闸时间长的原因，对其余维护使用普通黄油的ZN28开关适时进行停电清洁干净再润滑，清除老化、过多的黄油，在齿轮、转动轴处改用机油为润滑剂。

(2)加强对ZN28断路器机构维护，对分闸半轴、分闸按钮、分闸铁芯复位弹簧，半轴与钢板连接轴套等进行彻底清洁后，多次手动按压分闸按钮保证半轴转动正常。

(3)明确各元件维护内容及维护重点，制作设备维护登记手册，结合设备小修(2至3年一次)、大修(5至6年一次)及设备特殊停电时对开关机构转动灵活性、有没有磨损、变形、移位、卡阻现象的维护。

[1] 中华人民共和国能源部.继电保护和安全自动装置技术规程[M].北京:中国标准出版社,2006.

[2] 《ISA-300变电站综合自动化系统技术使用说明书》[Z].深圳:深圳南瑞科技有限公司,2006年.

[3] 《RCS-9000备用电源自投装置技术和使用说明书》[Z].南京:南瑞继保电气有限公司,2007年.

[4] 马小珍.断路器拒动的原因分析及对策 [J].电力系统保护与控制,2010,38(8):149-151.