10 kV斷路器未儲能事件原因分析與處理

夏正亞，管琰玲，王 潔，陳 侃

（國網上海市電力公司奉賢供電公司，上海 201499）

目前110 kV變電站中高壓斷路器常用彈簧儲能機構實現斷路器分合閘，其原理是利用電機拉伸彈簧儲好能量作為合閘動力，系統發出合閘命令時合閘彈簧釋放能量同時通過勢能對分閘彈簧進行儲能作為分閘動力[1-3]。彈簧操動機構為執行系統，能夠完成斷路器合閘、分閘操作，且因其性能可靠、方便維護目前被大量使用[4-5]。

運行中的斷路器若合閘彈簧未儲能將無法再次合閘從而導致故障發生時自切、重合閘保護及遙控合閘失靈無法切斷故障電流，嚴重將擴大事故發生。文獻[6]通過對斷路器儲能電機回路和分合閘控制回路進行改造，解決了因斷路器彈簧機構未儲滿能使得操作機構打壓超時引起合閘儲能不到位分閘后無法再次合閘；文獻[7]分析了一起220 kV母聯開關合閘后儲能電機正常運行卻無法完成電動儲能，因傳動軸齒材質選用不當導致磨損嚴重使得斷路器無法儲能。

文獻[8]對斷路器“渦卷”式彈簧操作機構進行分析，查明了儲能電源小開關跳閘原因是合閘彈簧層中白色襯墊發生偏移導致變形使得彈簧無法正常儲能；文獻[9]因35 kV斷路器合閘彈簧未到使用壽命提前疲勞使得開關合閘后無法儲能及無法分閘拒動，并提出了改進措施；文獻[10]通過對500 kV斷路器彈簧儲能軸斷裂部位的宏觀檢查、化學成分分析、硬度檢測及金相檢測等方法進行解體分析，得出斷裂原因是儲能電機及減速裝置無法完全匹配造成的受力偏移。因此，對于運維人員來說斷路器已儲能非常重要，未儲能將導致開關合閘后遇到故障后無法分閘，可能導致事故擴大甚至引起系統崩潰。本文分析了一起10 kV斷路器開關未儲能導致開關重合失敗事故，著重分析了儲能二次回路及事故處理過程，并對運行檢修人員提出了改進措施減少類似故障的發生。

1 事故過程

2022年1月24日15時46分14秒，某110 kV變電站31#開關零流前加速動作開關跳閘而重合閘動作不成導致用戶失電，運維人員查看保護裝置發現重合閘充電正常保護動作但是開關未合閘，現場檢查發現開關柜上未儲能指示燈亮，同時發現2號主變10 kV三段、四段開關及10 kV一四分段開關未儲能指示燈也亮，因此需要對斷路器儲能二次回路進行分析查明原因。系統10 kV部分主接線示意圖如圖1所示。

其中系統運行方式為1號主變壓器帶10 kV一段母線和二段母線負荷，2號主變壓器帶10 kV三段和四段母線負荷，10 kV一四、二三分段開關分別連接對應10 kV母線；#m1、#m2（m=1，2，3，4）分別為對應母線上的出線負荷，10 kV出線斷路器為彈簧儲能操作機構。

2 儲能回路分析

彈簧儲能通過電動機啟動、齒輪減速來完成，并經過鎖扣系統保持在儲能狀態。開斷時鎖扣借助磁力脫扣彈簧釋放能量經過機械傳遞單元使斷路器動觸頭合上或分開[11]。開關儲能回路圖如圖2所示。

圖2 儲能回路

其中2DM為交流220 V儲能小母線，2DK為儲能電源小開關，M為儲能電機，S1為彈簧儲能接點。正常情況下當開關在合位，分合閘彈簧均在壓縮狀態已儲能，當開關分閘時分閘彈簧釋能，此時合閘時彈簧仍在儲能狀態則S1斷開儲能回路；當再次合閘時合閘彈簧釋能S1閉合接通儲能回路立即帶動電機M進行合閘彈簧儲能，儲能完成后S1打開電機停止儲能。

開關控制、信號回路如圖3所示，其中KM為直流110 V控制母線，1ZKK為直流操作電源小開關，2ZKK為信號電源小開關，QF為斷路器輔助觸點，Y3為合閘線圈。當合閘彈簧未儲能時S1閉合信號回路接通未儲能燈BD亮；在開關控制回路中將彈簧儲能接點S1常開觸點串入斷路器合閘回路中防止開關未儲能無法合閘使合閘線圈Y3燒毀，因此未儲能時開關無法合閘。

圖3 控制信號回路

通過交流系統接線圖和一體化電源交流進線屏端子排圖可知，圖4中交流屏上空開1QF7（1QF8）為1號主變10 kV一段儲能總電源小開關（2號主變10 kV三段儲能總電源小開關）并接入對應開關柜中；10 kV配電裝置小母線敷設如圖5所示，一體化電源交流進線屏通過在1號主變10 kV一段開關柜（2號主變10 kV三段開關柜）上空開F1（F2）接入敷設的儲能電源小母線2DM上，結合圖4和圖5可知F1即為10 kV一、二段母線上及10 kV二三分段開關的儲能電源總開關（F2為三、四段母線上及10 kV一四分段）。

圖4 交流進線屏空開圖

圖5 小母線敷設圖

3 故障分析

運維人員現場打開未儲能的31#、2號主變10 kV三、四段及10 kV一四分段開關柜發現儲能電源小開關都在合上位置未跳開，用萬用表測量發現兩端都沒有電壓；通過上述儲能二次回路分析可知10 kV三、四段上所有出線開關和一四分段開關儲能的總電源在2號主變10 kV三段開關柜內，打開發現F2在分位；通過查看監控屏后臺事件告警記錄不僅發現了31#跳閘事故信息還發現在2022年1月19日系統就發出2號主變10 kV三、四段開關機構彈簧未儲能的保護信號及20日發出了31#、10 kV一四分段開關未儲能信息，由此可見24日31#發生瞬時故障時合閘彈簧未儲能開關重合不成。當開關合閘釋能后彈簧未儲能導致接點S1超過20 s不能返回監控后臺發出“機構彈簧未儲能”信號。空開在儲能回路發生故障時跳閘才啟動站內事故和預告總發“空開故障”信號，手動拉空開則不會觸發該信號，通過現場查看F2回路完好無故障，由此初步判斷該空開可能是誤拉。后臺監控信息見表1。

表1 后臺監控信息

通過查看生產計劃發現19日進行了2號主變改開關變壓器檢修，改檢修前調度遠方遙控拉開31#開關進行負荷轉移，接著遙控合上10 kV一四、二三分段開關，再遙控拉開2號主變10 kV三、四段開關，將2號主變負荷轉移到1號主變上；在將2號主變停役的過程中需要拉開10 kV三、四段開關柜儲能電源小開關，在配合主變檢修中變電站倒閘操作、工作票許可及驗收、工作票執行過程中都可能誤拉10 kV三段儲能總電源小開關F2，導致10 kV三、四段儲能小母線2DM失去電壓使得開關無法儲能。當天進行復役時需要遠方遙控合上2號主變10 kV三、四段開關，此時假如F2拉開則10 kV三、四段開關合閘彈簧未儲能與監控屏事故信息一致，由于此開關是調度遠方合上因此未儲能燈亮未被發現；同樣20日進行1號主變改檢修停復役時造成31#、2號主變10 kV一四分段開關未儲能，現場運維檢修人員同樣未發現未儲能燈亮。2號主變10 kV三段開關柜保護室小空開布置情況如圖6所示。

圖6 10 kV三段開關柜布置圖

該2號主變10 kV三段開關柜儲能電源小開關在第二排，而10 kV三段儲能總電源小開關F2卻與常拉合的直流操作電源相鄰，本變電站開關柜空開位置與一般開關柜空開布置不同，不符合運行人員操作習慣設置不合理，2號主變10 kV三段儲能電源和F2銘牌相似。

通過上述分析可知，由于在配合主變檢修過程中10 kV三段儲能總電源小開關F2被工作人員誤拉且未被運維檢修人員發現從而導致2DM失壓，造成2號主變10 kV三、四段母線上出線開關合閘后彈簧釋放能量遇到故障跳開后無法再次合閘。當20日復役時需要將31#負荷轉移回來調度遠方遙控合上開關此時合閘彈簧釋放能量，31#開關未儲能無法進行合閘，當31#線路發生故障時開關無法重合閘導致用戶失電。

4 結束語

本文通過現場事故處理、儲能二次回路綜合分析得到31#開關發生故障跳閘后重合不成原因是儲能總電源小開關被誤拉，在主變檢修過程中未儲能燈亮未被工作人員發現。對運維檢修人員提出以下改進措。

（1）要求倒閘操作、工作票許可驗收過程中認真仔細核對設備銘牌；接收調度操作指令后應與現場設備運行方式核對正確后再進行匯報。

（2）新站設備驗收過程中要求施工方合理布置開關柜中空開位置，滿足運維操作習慣。

（3）空開銘牌應準確描述空開作用，本事件中2號主變10 kV三段開關柜內的10 kV三段儲能總電源應描述為“10 kV三四段儲能總電源”。

（4）倒閘操作任務步驟執行完畢后應對設備實際狀態進行仔細檢查包括紅綠燈是否正確亮、儲能是否完成等，系統正常且監控后臺告警信號認真查看確認核對后才能撤離。