10 kV断路器未储能事件原因分析与处理

夏正亚，管琰玲，王 洁，陈 侃

（国网上海市电力公司奉贤供电公司，上海 201499）

目前110 kV变电站中高压断路器常用弹簧储能机构实现断路器分合闸，其原理是利用电机拉伸弹簧储好能量作为合闸动力，系统发出合闸命令时合闸弹簧释放能量同时通过势能对分闸弹簧进行储能作为分闸动力[1-3]。弹簧操动机构为执行系统，能够完成断路器合闸、分闸操作，且因其性能可靠、方便维护目前被大量使用[4-5]。

运行中的断路器若合闸弹簧未储能将无法再次合闸从而导致故障发生时自切、重合闸保护及遥控合闸失灵无法切断故障电流，严重将扩大事故发生。文献[6]通过对断路器储能电机回路和分合闸控制回路进行改造，解决了因断路器弹簧机构未储满能使得操作机构打压超时引起合闸储能不到位分闸后无法再次合闸；文献[7]分析了一起220 kV母联开关合闸后储能电机正常运行却无法完成电动储能，因传动轴齿材质选用不当导致磨损严重使得断路器无法储能。

文献[8]对断路器“涡卷”式弹簧操作机构进行分析，查明了储能电源小开关跳闸原因是合闸弹簧层中白色衬垫发生偏移导致变形使得弹簧无法正常储能；文献[9]因35 kV断路器合闸弹簧未到使用寿命提前疲劳使得开关合闸后无法储能及无法分闸拒动，并提出了改进措施；文献[10]通过对500 kV断路器弹簧储能轴断裂部位的宏观检查、化学成分分析、硬度检测及金相检测等方法进行解体分析，得出断裂原因是储能电机及减速装置无法完全匹配造成的受力偏移。因此，对于运维人员来说断路器已储能非常重要，未储能将导致开关合闸后遇到故障后无法分闸，可能导致事故扩大甚至引起系统崩溃。本文分析了一起10 kV断路器开关未储能导致开关重合失败事故，着重分析了储能二次回路及事故处理过程，并对运行检修人员提出了改进措施减少类似故障的发生。

1 事故过程

2022年1月24日15时46分14秒，某110 kV变电站31#开关零流前加速动作开关跳闸而重合闸动作不成导致用户失电，运维人员查看保护装置发现重合闸充电正常保护动作但是开关未合闸，现场检查发现开关柜上未储能指示灯亮，同时发现2号主变10 kV三段、四段开关及10 kV一四分段开关未储能指示灯也亮，因此需要对断路器储能二次回路进行分析查明原因。系统10 kV部分主接线示意图如图1所示。

其中系统运行方式为1号主变压器带10 kV一段母线和二段母线负荷，2号主变压器带10 kV三段和四段母线负荷，10 kV一四、二三分段开关分别连接对应10 kV母线；#m1、#m2（m=1，2，3，4）分别为对应母线上的出线负荷，10 kV出线断路器为弹簧储能操作机构。

2 储能回路分析

弹簧储能通过电动机启动、齿轮减速来完成，并经过锁扣系统保持在储能状态。开断时锁扣借助磁力脱扣弹簧释放能量经过机械传递单元使断路器动触头合上或分开[11]。开关储能回路图如图2所示。

图2 储能回路

其中2DM为交流220 V储能小母线，2DK为储能电源小开关，M为储能电机，S1为弹簧储能接点。正常情况下当开关在合位，分合闸弹簧均在压缩状态已储能，当开关分闸时分闸弹簧释能，此时合闸时弹簧仍在储能状态则S1断开储能回路；当再次合闸时合闸弹簧释能S1闭合接通储能回路立即带动电机M进行合闸弹簧储能，储能完成后S1打开电机停止储能。

开关控制、信号回路如图3所示，其中KM为直流110 V控制母线，1ZKK为直流操作电源小开关，2ZKK为信号电源小开关，QF为断路器辅助触点，Y3为合闸线圈。当合闸弹簧未储能时S1闭合信号回路接通未储能灯BD亮；在开关控制回路中将弹簧储能接点S1常开触点串入断路器合闸回路中防止开关未储能无法合闸使合闸线圈Y3烧毁，因此未储能时开关无法合闸。

图3 控制信号回路

通过交流系统接线图和一体化电源交流进线屏端子排图可知，图4中交流屏上空开1QF7（1QF8）为1号主变10 kV一段储能总电源小开关（2号主变10 kV三段储能总电源小开关）并接入对应开关柜中；10 kV配电装置小母线敷设如图5所示，一体化电源交流进线屏通过在1号主变10 kV一段开关柜（2号主变10 kV三段开关柜）上空开F1（F2）接入敷设的储能电源小母线2DM上，结合图4和图5可知F1即为10 kV一、二段母线上及10 kV二三分段开关的储能电源总开关（F2为三、四段母线上及10 kV一四分段）。

图4 交流进线屏空开图

图5 小母线敷设图

3 故障分析

运维人员现场打开未储能的31#、2号主变10 kV三、四段及10 kV一四分段开关柜发现储能电源小开关都在合上位置未跳开，用万用表测量发现两端都没有电压；通过上述储能二次回路分析可知10 kV三、四段上所有出线开关和一四分段开关储能的总电源在2号主变10 kV三段开关柜内，打开发现F2在分位；通过查看监控屏后台事件告警记录不仅发现了31#跳闸事故信息还发现在2022年1月19日系统就发出2号主变10 kV三、四段开关机构弹簧未储能的保护信号及20日发出了31#、10 kV一四分段开关未储能信息，由此可见24日31#发生瞬时故障时合闸弹簧未储能开关重合不成。当开关合闸释能后弹簧未储能导致接点S1超过20 s不能返回监控后台发出“机构弹簧未储能”信号。空开在储能回路发生故障时跳闸才启动站内事故和预告总发“空开故障”信号，手动拉空开则不会触发该信号，通过现场查看F2回路完好无故障，由此初步判断该空开可能是误拉。后台监控信息见表1。

表1 后台监控信息

通过查看生产计划发现19日进行了2号主变改开关变压器检修，改检修前调度远方遥控拉开31#开关进行负荷转移，接着遥控合上10 kV一四、二三分段开关，再遥控拉开2号主变10 kV三、四段开关，将2号主变负荷转移到1号主变上；在将2号主变停役的过程中需要拉开10 kV三、四段开关柜储能电源小开关，在配合主变检修中变电站倒闸操作、工作票许可及验收、工作票执行过程中都可能误拉10 kV三段储能总电源小开关F2，导致10 kV三、四段储能小母线2DM失去电压使得开关无法储能。当天进行复役时需要远方遥控合上2号主变10 kV三、四段开关，此时假如F2拉开则10 kV三、四段开关合闸弹簧未储能与监控屏事故信息一致，由于此开关是调度远方合上因此未储能灯亮未被发现；同样20日进行1号主变改检修停复役时造成31#、2号主变10 kV一四分段开关未储能，现场运维检修人员同样未发现未储能灯亮。2号主变10 kV三段开关柜保护室小空开布置情况如图6所示。

图6 10 kV三段开关柜布置图

该2号主变10 kV三段开关柜储能电源小开关在第二排，而10 kV三段储能总电源小开关F2却与常拉合的直流操作电源相邻，本变电站开关柜空开位置与一般开关柜空开布置不同，不符合运行人员操作习惯设置不合理，2号主变10 kV三段储能电源和F2铭牌相似。

通过上述分析可知，由于在配合主变检修过程中10 kV三段储能总电源小开关F2被工作人员误拉且未被运维检修人员发现从而导致2DM失压，造成2号主变10 kV三、四段母线上出线开关合闸后弹簧释放能量遇到故障跳开后无法再次合闸。当20日复役时需要将31#负荷转移回来调度远方遥控合上开关此时合闸弹簧释放能量，31#开关未储能无法进行合闸，当31#线路发生故障时开关无法重合闸导致用户失电。

4 结束语

本文通过现场事故处理、储能二次回路综合分析得到31#开关发生故障跳闸后重合不成原因是储能总电源小开关被误拉，在主变检修过程中未储能灯亮未被工作人员发现。对运维检修人员提出以下改进措。

（1）要求倒闸操作、工作票许可验收过程中认真仔细核对设备铭牌；接收调度操作指令后应与现场设备运行方式核对正确后再进行汇报。

（2）新站设备验收过程中要求施工方合理布置开关柜中空开位置，满足运维操作习惯。

（3）空开铭牌应准确描述空开作用，本事件中2号主变10 kV三段开关柜内的10 kV三段储能总电源应描述为“10 kV三四段储能总电源”。

（4）倒闸操作任务步骤执行完毕后应对设备实际状态进行仔细检查包括红绿灯是否正确亮、储能是否完成等，系统正常且监控后台告警信号认真查看确认核对后才能撤离。