某变电站开关事故跳闸原因分析与整改措施

摘 要：煤矿对连续稳定供电要求极高，瞬间失压将会给煤矿造成重大的安全故障和经济损失。该文通过对某变电站罗九线507开关事故跳闸原因分析，得出了507开关跳闸原因和整改措施，应用表明提出的措施，简单实用，避免类似事故再度发生。

关键词：断路器 跳闸线圈 重合闸

中图分类号：TM591 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）06（a）-0054-03

九里山变电站的罗九线主要是向某煤矿提供电能的。由于矿井对连续稳定供电要求极高，瞬间失压将会给井下造成重大的安全故障和经济损失。因此，解决好该变电站设备的可靠性供电是非常必要的。该文通过对一起变电站35 kV罗九线507开关事故跳闸的原因分析，提出了相应的技术改造措施。

1 事故经过

九里山变电站的主接线如图1所示。九里山变电站35 kV罗九线507开关运行带罗庄变电站1#变负荷；罗庄变电站35 kV马罗线705开关运行带罗变2#变、罗小线负荷；35KV1#变、2#变分裂运行。

2013年09月01日19：15分，九里山变电站罗九I线507开关跳闸，重合闸动作未成功。罗庄变电站主变备自投动作，跳开1#主变，合上6kV分段603开关，6kV东母恢复供电。罗庄变电站报文显示：19：14：48：486毫秒，东母电容器失压保护动作，开关跳闸动作值：AB相电压Uab=76.38V，BC相电压Ubc=87.22V，CA相电压Uca=84.70V；19：14：49：325 ms，主变备自投自投方式III动作，1#主变跳闸；19：14：51：730毫秒，6kV分段603开关合闸。说明罗庄变电站6kV东段母线瞬间失压，主变备投成功，合上6kV分段603开关，保护动作正确。九里山变电站报文显示：19：14：48：483 ms，罗九线507开关分闸；19：14：49：325 ms，罗九线507开关重合闸动作；19：14：49：343 ms，罗九线507开关重合闸失败。检查罗九线507开关，发现507断路器合闸线圈烧毁，巡视罗九线未发现明显异常。从报文记录可以看出，九里山变电站罗九I线507开关跳闸是造成罗庄变电站东母失压及主变备自投动作的主要原因，九里山变电站罗九I线507合闸线圈烧毁是造成重合闸未成功的主要原因。罗九线507开关跳闸原因不明。

2 故障分析

首先检查九里山变电站主控室内保护屏上及断路器操作机构箱内二次接线，二次接线均正确且连接紧固，507开关断路器操作机构箱内的远方就地转换开关确在远方位置。其次，在主控室内保护屏上将远方就地开关置于就地位置，对507开关进行就地合闸，507开关断路器合闸成功，但当机构储能完毕后，断路器随即跳闸；将507开关断路器操作机构箱内的远方就地转换开关转至就地位置，在507开关本体就地电合断路器，断路器不能合闸。在507开关断路器本体进行手动合闸，断路器合闸成功，当机构储能完毕后，将远方就地转换开关转至远方位置，断路器随即又跳闸。将507开关断路器操作机构箱内的远方就地转换开关转至远方位置，进入主控室内，在保护屏上对507开关再次进行电动合闸，同时在室外观察跳闸线圈动作情况，跳闸线圈动作，断路器合闸后又跳闸。又查阅断路器机构箱图纸（图2），拆除507开关断路器操作机构箱内端子排X54上分闸电源37，在507开关本体就地试合断路器，断路器合闸成功。

再次查阅保护屏图纸（图3），在保护屏上将507开关跳闸连片1LP1打开，断开507开关装置电源和控制电源后，用万用表测量保护屏后保护跳闸回路，即端子排上1D28（n46）、1D29（n45）端子之间，未出现导通现象；测量手动跳闸回路，即1D18（01）、1D30（37）端子之间，未出现导通现象；送上507开关装置电源和控制电源后，用万用表分别测量端子排1D30（37）、1D18（01）、1D33（02）、1D28（33）端子对地电压及极性，均正确无误。据此判断507开关保护装置无问题。

在507开关断路器本体手动分闸后，恢复断路器操作机构箱内端子排上X54端子分闸电源37，在断路器操作机构箱内端子排上，将X53端子（合闸电源07）直接与正电源短接，开关仍然无法正常合闸。现场检查断路器机构扇形板和分闸脱扣半轴的扣接量在4 mm，大于规定范围内（1.5～3.5 mm之间）。通过调整分闸半轴脱扣板的螺栓，将其扣接量控制在合格范围内，在断路器本体进行手动合闸试验，断路器合闸正常。在断路器本体手动分闸后，将507开关断路器操作机构箱内的远方就地转换开关转至就地位置，在507开关本体就地电合断路器，断路器不能合闸；将断路器操作机构箱内的远方就地转换开关转至远控，在控制屏上进行合闸，断路器成功合闸。保持507开关在合闸位置2小时后，在保护屏上将507开关断开，再次在保护屏上进行507开关断路器的分合闸试验，507开关断路器分合成功。第三次分合507开关断路器，合闸失败。检查507开关断路器操作机构箱内远控就地转换开关和分合闸按钮，发现接线端子有腐蚀现象，判断其内部接点老化粘连。将507开关断路器操作机构箱内远控就地转换开关和分合闸按钮更换后，确定接线正确后，在保护屏及断路器本体对507开关多次进行电动分合闸试验，均未发生异常。

由此，初步判断507开关断路器操作机构箱内远控就地转换开关和分合闸按钮老化、接点粘连是造成此次事故的原因之一。

联系开关厂家技术人员进一步对507开关进行试验。10∶20分，507开关做好安措。开关厂家技术人员将507开关操动机构箱内转换开关旋至近控位置，合闸、分闸各两次，观察机构动作情况，并用手扳动分闸脱扣板，检查扇形板和半轴的扣接量，略大于规定的4 mm，需要进行调整。打开右侧挡板，将主连杆两端螺母松开，旋转连杆一圈，观察扣接量合格后，紧固连杆螺栓，安装挡板。近控合、分断路器两次均正常。将507开关断路器操作机构箱内的远方就地转换开关转至就地位置，在507开关本体就地电合断路器，断路器正常合闸，将远方就地转换开关转至远方位置，断路器又随即跳闸。在507开关本体就地试合断路器，断路器合闸，拆除507开关断路器操作机构箱内端子排X54上外部引线37（分闸电源），用万用表测量端子排X54上对地电压为负电，正常，测量外部引线37为正电。在保护屏上将507开关跳闸连片1LP1打开，用万用表测量端子排1D29（n45）无电，测量端子排1D28（33）端子对地电压为正电。随即拆除1D28端子上的外部引线33线，测量33线对地电压，发现其带正电，不正常。通过电缆查找，发现此线为母差联跳回路，随即将此根电缆两端引线均拆除，对此电缆用导通法进行检查，发现此电缆的正电源与33线之间存在时通时断现象，故判断此电缆内存在短路故障。恢复507开关跳闸连片1LP1以及507开关断路器操作机构箱内端子排X54上外部引线37（分闸电源），507开关不再跳闸，在保护屏上进行507开关电动分合闸，均正常。附1：LW34―40.5型SF6断路器检测记录，附2：微机保护校验记录。

分闸线圈、合闸线圈在额定电压下试验（表2）。

分闸线圈在小于30%额定电压154V时测试，连续3次未分闸；在65%额定电压143V时测试，分闸线圈可靠动作。

合闸线圈在85%额定电压187V时测试，可靠动作（表3）。

由上述检测、试验和校验分析得出：507开关断路器操作机构箱内远控就地转换开关和分合闸按钮老化、接点粘连是造成此次事故的原因之一。母差联跳回路电缆损坏是造成此次事故的原因之二。507开关断路器机构扇形板和分闸脱扣半轴的扣接量过大是合闸失败的原因之三。

3 整改措施

由于矿井是一级供电负荷，瞬时停电可能造成较大安全事故和经济损失。除此次事故外，这几年我变电站所使用的某集团生产的断路器运行情况分析，有多个开关出现过类似现象，同时还存在其他问题，如：行程开关不到位，储能电机一直处于储能的状态，断路器端子箱密封不严进水等问题。为了保证供电系统的可靠性， 由此次事故中吸取教训，研究决定采取以下措施进行整改：

（1）尽快与厂家联系，对开关断路器进行评估，对存在问题的设备进行更换；

（2）按规程规定制定标准的一、二次设备检修周期，一、二次设备部分检验内容，一、二次设备全部检验内容等，并严格执行。

（3）逐步更换该厂家生产的断路器远控就地转换开关和分合闸按钮；

（4）调整分闸半轴脱扣板的螺栓，将其扣接量控制在合格范围内。

（5）检查母差联跳回路电缆生产批次，将此批次电缆统一进行更换。

（6）组织学习，接受教训，防止此类事故再次发生。

4 结语

高质量的供电设备性能和合理的检修周期、内容是电力系统稳定运行的基础，是矿井生产企业安全生产的重要保证。在变电站设计中，供电设备是否安全可靠，机构是否合理，必须把它们做为一个有机整体，统筹考虑。该文提出的技术改造措施，已得到了应用，效果良好。

参考文献

[1] WCH-821微机充电保护测控装置操作及使用说明书[Z].许继电气股份有限公司，2008.

[2] WBT-820系列微机备自投装置技术及使用说明书[Z].许继电气股份有限公司，2007.

[3] LW30-126六氟化硫高压交流断路器安装使用说明书[Z].泰开集团山东泰开高压开关有限公司，2005.