一起断路器机构故障引起的事故分析

张 凯杨佩佩杨军亭张广东高立超

（1.国网甘肃省电力公司电力科学研究院，兰州 730050；

（2.国网甘肃省电力公司兰州供电公司，兰州 730050）

一起断路器机构故障引起的事故分析

张 凯1杨佩佩2杨军亭1张广东1高立超1

（1.国网甘肃省电力公司电力科学研究院，兰州 730050；

（2.国网甘肃省电力公司兰州供电公司，兰州 730050）

针对一起330kV变电站110kV线路全部失压的事故，分析和验证了可能引起事故的各种原因。通过对故障线路保护跳闸回路、母线保护、监控系统、故障开关的一系列检查，最终确定了该起事故是由于断路器分闸线圈故障，引起开关拒动，又因母线保护投入方式不当导致事故进一步扩大。针对此次故障提出了判断方法、对此类故障暴露的问题提出整改措施，为日后防范和处理类似故障提供了借鉴。

断路器；故障；母线保护；分闸线圈

近年来，随着智能电网的不断发展，电力系统自动化程度越来越高，对于电力设备质量的要求也越来越高。与此同时，电力系统运行、检修技术和管理等各个方面的要求也越来越高。总结电力系统事故发生的原因，大致为以下几各方面：有些是因为设备缺陷引起［1-4］，有些是因为设备运输及安装不当所致［5］，也有些是因为运行管理不当引发［6-7］。对于已发生事故的分析和研究，可以总结和传承经验，也可以防患于未然，具有非常重要的意义。

本文介绍的事故，不但暴露了设备质量缺陷，而且暴露了设备安装以及运行管理方面的问题，非常具有典型性。

1 事故经过

2015年11月，某330kV变电站1123XX线路故障，WXH-811A型线路保护装置动作出口，1123开关未切除故障，导致WMH-800A母线保护装置失灵保护动作，造成110kV母线失压。该变电站110kV母线主接线图如图1所示。

图1 某330kV变电站110kV母线主接线图

跳闸前的运行方式为：330kVⅠ、Ⅱ母并列运行，2#主变带110kVⅠ、Ⅱ母运行，3#主变带110kVⅣ、Ⅲ母运行。11024母联开关投Ⅱ、Ⅳ母运行，1113、1115、1102开关投Ⅰ母运行；1121、1122开关投Ⅱ母运行；1114、1116开关投Ⅲ母运行；1123、1103、1119开关投Ⅳ母运行；11012Ⅰ、Ⅱ刀闸，11034Ⅲ、Ⅳ刀闸在合位；110kVⅡ、Ⅳ母PT运行；1111开关投Ⅰ母热备用。

2 现场检查情况

故障发生后，变电站运维人员按照《变电站运行管理规程》立即到现场检查一二次设备情况，包括发生故障时的保护信息，开关位置，及故障录波信息等，核对保护信息属实，保护装置正确动作，开关实际位置与系统接线图显示一致。及时汇报相关调度，调度人员将故障情况立即告知输电线路运维单位进行查线，发现1123西联线路确实有烧伤麻点，怀疑可能被吊车等异物碰撞。

变电站运维人员第一时间查看了 2号、3号主变油样在线监测数据，并取样离线分析，无异常。

再次检查保护信息，分析事故原因。检查的重点之一是找出开关拒动原因。

开关拒动后，因故障电流仍存在，故失灵保护启动，跳开母联开关，再跳开与故障线路相连接的该段母线上所有开关，可事实是直接跳开了两段母线上所有开关。因此检查重点之二是分析该保护动作不正确的原因。

失灵保护动作后，原拒动的开关又被跳开，因此，检查的重点之三是找出拒动开关第一次未跳开，第二次跳开的原因。

确定检查重点后，随后进行了以下各项检查。

2.1 故障线路保护跳闸回路检查情况

对1123XX线WXH-811A型线路保护装置二次出口回路进行检查，回路接线正确且接触可靠，回路无明显的松动和断开点［6］。

打开 1123开关机构箱时能闻到异味。对1123XX线开关机构和端子箱二次回路进行检查，回路接线正确且接触可靠，跳闸1线圈电阻为94.3Ω。

不带开关模拟 1123XX线路故障 15次，WXH-811A型线路保护装置动作，保护动作时间19～20ms，动作可靠。

模拟1123XX线路故障带开关传动试验3次，保护装置可靠动作，开关动作行为正确。

2.2 110kV母线保护检查情况

检查WMH-800A型母线保护各间隔电流极性［8］。发现WMH-800A保护装置默认11024开关为110kVⅠ、Ⅱ母线元件，由于该变电站110kV母线保护各线路间隔CT至母差的极性为线路指向母线，11024母联极性应为从Ⅲ、Ⅳ母指向Ⅰ、Ⅱ母，现场实际极性接反。

现场将11024母联至母差的绕组电流回路在开关端子箱处进行了倒极性改线，检查母差保护极性正确。

现场检查发现 110kV WMH-800A型母线保护1LP10“母线互联”压板为投入状态。经查原因是：2013年7月5日该变电站1122XX线投运，负荷比较大，此时11024母联断路器有较大电流流过，由于11024母联断路器电流极性错误，导致110kV母差保护小差电流越限，WMH-800A母差保护装置频繁启动，打出“运行异常”信号。运行人员没有分析原因，就将 1LP10“母线互联”压板投入，母差保护异常信号消失（此时母差不计算11024断路器电流），并重新修订了母线保护装置现场规程和压板投退说明（规定母联开关运行时，必须投入母线互联压板）。而此时母线保护相当于单母线运行方式，任一母线故障将切除两条母线。

2.3 监控系统检查情况

现场检查监控系统未发现110kV母线失灵保护动作信号及母线互联、交流断线、装置告警等信号，联系省、地调监控人员确认也没有任何有关 110kV母线保护动作或告警信号。经现场检查确认 110kV公用测控装置（NSD500V型）死机：遥信开入有变位但不能上传至监控系统。经断电重启后，再次测试信息上传正常。

2.4 故障开关检查情况

1123XX线路开关进行开关特性试验时，合闸特性试验后，进行分闸特性试验时发现开关分闸拒动。短时在分闸回路加直流电源，测试分闸线圈电压为217V、励磁电流2.4A，线圈电压及励磁电流满足产品技术要求，试验分闸3次线圈电磁铁没有任何吸合迹象，开关分闸拒动，带保护进行传动试验，开关仍然分闸拒动。

手动打跳开关后继续进行开关机械特性试验 3次。开关均能正常分合闸，但分闸时间测试数据变化较大，分闸时间呈明显的下降趋势，第三次机械特性试验数据至合格范围。

对开关二次回路、继电器及机构凸轮等部件检查未发现问题。开关分闸过程中监视分闸线圈电压、电流均在合格范围内。

对开关分闸电磁铁检查过程中发现，分闸电磁铁静磁铁备帽有松动（如图2所示），静磁铁位置随动磁铁运动而改变。对更换的分闸电磁铁进行外观检查，静磁铁边缘有动磁铁运动过程中卡涩产生的金属碎屑，且手动拉拽动磁铁时有卡涩现象，特别是首次拉拽时卡涩现象比较明显，连续多次拉拽后卡涩程度逐渐减轻（如图3所示）。将分闸现券进行解体，如图4所示。

图3 分闸电磁铁备帽边缘有金属碎屑

图4 分闸线圈解体图

为了验证故障开关拒动的是否确由分闸线圈卡涩引起，改变静磁铁位置后进行机械特性试验。将该疑似故障分闸线圈安装在同型号的断路器上，做105次分合操作，分闸时间变化如图 5所示：A相分闸时间在43.2到45.3之间，其中第15次和第105次是人为调整静铁芯的位置后得到的分闸时间。B、C相分闸时间情况与A类似。证明静磁铁位置改变后对开关分闸时间有明显影响。

图5 分闸线圈分闸时间变化情况

更换开关分闸电磁铁后，进行低电压操作试验、机械特性试验及保护传动试验，所有试验数据合格，开关动作正确。

对站内其余台同型号断路器分合闸电磁铁备帽检查没有发现松动现象。

综合以上检查情况，开关拒动（缓分）原因为：分闸线圈静磁铁备帽松动造成静磁铁位置活动，静磁铁与动磁铁间隙不稳定，分闸电磁铁动作特性不稳定，且动静磁铁间存在卡滞现象，造成线圈无法正常脱扣，开关拒动。

然而开关经过多次分合，静磁铁与动磁铁连续摩擦运动造成卡滞程度减轻，开关动作特性改善。现场多次机械特性试验结果也充分证明此现象。

据此判断：故障当时1123保护装置发出跳闸令后，开关分闸线圈励磁，但由于动静磁铁卡滞造成开关拒动。待母差保护跳开110kV设备区其他开关时，1123开关受到震动后卡滞松动，线圈脱扣，开关又正常动作。

3 事故原因及暴露问题

经过以上分析，此次事故造成110kV母线失压的原因：

1）1123XX出线发生C相接地后，1123XX线路断路器分闸线圈故障导致 1123断路器拒动，110kV母差失灵保护启动。

2）设备安装人员将母差保护极性接反，造成投运后母差保护小差电流越限，WMH-800A母差保护装置频繁启动，运行异常；而运行人员没有分析运行异常原因，直接将母线互联压板投入，导致母线保护失去选择功能，以至于当1123断路器拒动后，母差失灵保护动作跳开母线上所有断路器，导致事故范围扩大。

总的来讲，1123断路器分闸线圈故障导致断路器拒动是本起事故的直接原因，而安装人员将母差保护极性接反，运行人员将母线互联压板投入，母差失灵保护失去选择性导致本起事故进一步扩大。

此次事故暴露了运行管理当中的诸多问题：

（1）新设备验收管理不力，设备质量管理失控。运行管理当中存在试验项目不全、信号接入不全、验收方法和项目存在漏洞。110kV母线保护在投入前，未按照母差保护厂家技术说明对母联开关极性进行正确接入。分闸线圈质量隐患未能及时发现。

（2）隐患缺陷管理机制不畅，二次专业技术薄弱。运行人员对11024断路器CT极性配置要求没有掌握，对保护装置发出的异常告警信息没有组织深入分析，而是简单的投入母线互联压板，消除警告。

（3）测控装置（NSD500V）告警功能不完善，运行维护工作不力。根据监控系统检查情况来看，在装置出现死机时无告警信息，运维人员在巡视和日常监控中无法发现此缺陷。造成110kV母差保护失灵动作信号未能及时上传，导致各级调度、运维站不能及时掌握事件信息。

（4）工程建设监督不力。在工程设计、施工、验收环节存在漏洞。验收时虽然提出断路器跳闸位置没有接入故障录波器，但施工单位坚持按照设计图纸施工，投运后又未及时进行整改，导致隐患未能消除，给故障分析带来困难。

4 整改措施

4.1 排查同批次设备

在全公司范围内开展排查ABB公司断路器，对机构型号为 FSA1型断路器线圈电磁铁备帽进行检查，有针对性安排停电，开展开关特性、传动试验工作。

4.2 排查同类运行管理问题

在全公司范围内开展保护装置压板投退核查工作，立即对母线保护装置“母线互联”压板投退情况和运行规程进行核实，对照保护定值单和设备实际运行情况对保护压板投退情况极性逐项全面检查。开展变电站现场运行规程的再次核查。主要针对二次保护压板投退说明和保护信号的意义进行专项整改，针对不同设备、运行方式、不同接线方式细化每个信号、压板的作用说明和投退说明。

在全公司范围内对现有录波器开关量未接入断路器位置的间隔进行统计，并制定计划进行完善。联合厂家，制定测控装置的巡视和状态检测方法，确保死机后能及时发现，统一规范监控系统中设备定义原则。

4.3 规范设备验收

加强新设备验收组织，设备验收必须编按照规程要求编制验收细则，细化验收项目，规范验收流程和方法，确保项目齐全，杜绝缺项漏项，严格审核施工单位提供安装调试报告，验收完成后要及时提供书面验收记录和验收报告。

4.4 加强专业管理，开展人员培训。

加强分析和处理严重、危急缺陷的能力和流程，确保闭环。进一步规范专业巡检的周期和内容，特别是二次专业巡检要重点核对采样值、定值、压板、差流，对保护显示的数据和运行状态要结合运行方深入分析。开展培训，提高运维人员事件处理综合能力。

5 结论

每一次事故都是小概率事件或者是若干个小概率事件的叠加。电力系统设备繁多，运行各个环节之间联系紧密复杂，电力系统故障极易产生“蝴蝶效应”。此次事故的价值不仅仅在原因分析，更在于事故调查过程中所发现问题的归纳和整改。

设备厂家要对断路器分闸开关等关键部件进行质量控制，提高产品质量。安装人员要进一步提升安装水平，确保设备安装正确。运行人员在运行的过程中要正确处理各类保护报警信息，熟悉装置说明书，全面提升运维水平。

［1］国家电网公司运维检修部.高压开关设备典型故障案例汇编［M］.北京：中国电力出版社，2012.

［2］苏涛，王兴友.高压断路器现场维护与检修［M］.北京：中国电力出版社，2012.

［3］张秀斌，温定筠，彭鹏，等.110kV GIS隔离开关故障原因分析及反事故措施研究［J］.电工技术，2014（6）：51-52.

［4］汪晓明，何萍，刘衍，等.一起500kV HGIS事故的分析及处理［J］.高压电器，2014（1）：129-132.

［5］王静君，黄瑜珑.一起 500kV GIS隔离开关绝缘闪络的事故分析［J］.高压电器，2013（9）：119-123.

［6］丁俊毅，韩群雁，彭涛，等.开封东郊变电站频繁爆炸事故试验数据分析［J］.电力设备，2008，9（1）：69-71.

［7］周渠.电力设备外绝缘的防污闪综合措施［J］.绝缘材料，2004，37（2）：41-43.

［8］陈化刚.电力设备异常运行及事故处理手册［M］.北京：中国水利水电出版社，2009.

［9］史兴华.变电设备典型缺陷处理和隐患排查［M］.北京：中国电力出版社，2011.

张 凯（1982-），男，硕士，高级工程师，主要研究方向是高电压技术。