变电站10千伏断路器电磁操作机构运行故障分析与处理探讨

唐海浪，周 健，秦传明

（国网湖南省电力有限公司湘潭供电分公司，湘潭 411100）

1 引言

断路器是电网重要的设备，其起着开、合电气设备和在事故状态下断开事故设备，尽可能减少对电网冲击的作用。电磁式操作机构因具有结构简单、动作可靠性高等特点，在早期的10kV断路器中得到广泛应用，多年检修工作实践表明，断路器电磁式操作机构中常出现合闸和跳闸线圈烧毁，对断路器动作的可靠性构成威胁，故有必要结合相关试验报告和参考数据，对断路器电磁操作机构运行故障进行分析。

2 变电站10kV断路器电磁操作机构运行故障现场情况

2.1 设备信息

根据现场调查，此变电站的10kV 314断路器操作机构为电磁操作机构，型号为CD17A-I，额定合闸电压为DC220V，额定合闸电流为99A，额定分闸电压为DC220V，额定分闸电流为1.9A，于2001年8月生产，出厂编号为10260，投运日期为2002年9月。

2.2 现场处理情况

现场打开314断路器操作机构盖板，发现辅助开关、合闸线圈接线板损毁严重，有明显起火燃烧现象，控制回路电缆烧损严重；用万用表检查该机构合闸线圈、分闸线圈，发现均已短路，分闸线圈存在短路烧损情况继续检查该机构合闸保险，发现保险已经熔断，现场配置的保险为60A，保险固定板有明显烧灼痕迹。

现场检查可知，机构内部电气元件损毁严重，合闸线圈、分闸线圈均已短路，辅助开关、合闸线圈接线板、合闸保险底座烧损，合闸保险熔断，控制回路二次线破坏严重，现场维修需要耗费很长时间，同时由于该机构属老旧设备，相关备品备件不完善，如需短时间内恢复314断路器机构，只有将备用318断路器机构整体拆下移至314断路器。

在将314、318断路器转检修后，分别拆下314、318断路器机构，将原318断路器机构安装至314断路器，下午5时，314断路器新机构安装调试完毕，电动、手动分合恢复正常，完成本次检修工作。

3 变电站10kV断路器电磁操作机构运行故障原因分析

本事件中，损坏元器件（分闸线圈、合闸线圈、合闸保险、合闸接线板、辅助开关等）较多，分别位于断路器合闸回路与分闸回路，结合CD17A-I控制回路原理图（如图1所示），对损毁机构拆解进行原因分析。

3.1 分闸回路故障分析

在完成电流Ⅲ段保护跳闸后，314断路器未再次进行分闸动作，故可确定分闸线圈（TQ）是在进行保护跳闸时烧损短路的。该机构分闸回路的切断主要是通过辅助开关（DL2）实现，当开关完成分闸动作后，辅助开关自动将分闸回路断开。调取相关保护信息，可发现开关跳闸时，辅助开关切换顺利，无延时卡涩现象。

图1 CD17A-I控制回路原理

该操作机构的使用年限已有14年，距上次检修也有6年时间，结合现场信息判断，TQ烧损是主要是由于线圈存在老化，内部绝缘降低明显，当分闸回路接通后，在完成分闸动作的同时，内部瞬间短路，造成线圈烧损。当分闸顺利完成后，辅助开关将分闸回路切断，未在分闸回路中造成进一步影响。

3.2 合闸回路故障分析

本事件中，合闸回路损毁最为严重。仔细检查损毁原件，发现烧毁最严重的部位是合闸接线板（JZ1、JZ2）、辅助开关以及该位置的二次电缆，其中辅助开关只有下部靠接线板位置有烧损，上部并未有烧损迹象。根据拆解情况可确定，辅助开关及其下部接线烧损是由于合闸线圈接线板严重发热导致的，并非由于辅助开关内部故障引起。

将合闸线圈拆下，发现线圈已经完全烧黑，线圈引线有烧毁迹象；在机构下部外壳上，发现有两处复合材料受热溶流痕迹，位于接线板下部和合闸线圈引线位置；合闸线圈保险底座已被击穿。

4 变电站10kV断路器电磁操作机构运行故障处理

（1）314断路器投运时间较长，距离上次检修时间也有6年时间，为避免类似事件的发生，建议适当缩短老旧设备的检修周期。

（2）对于公司在运电磁机构，对控制回路配置保险进行全面排查，防止保险误配，并加强与运维人员沟通，避免更换错误数值的保险。

（3）加强备品备件的管理，特别需要对老旧设备备品备件进行全面统计，建立完善的备品备件储备管理制度，提高检修效率。

（4）在进行断路器检修时，应加强对控制回路的检修，加强控制回路绝缘检查与线圈电阻测量，严格执行有关标准。

5 结束语

综上所述，10kV断路器在我国各变电站中得到了广泛应用，有效保障了配电网电气设备的运行安全，并产生了巨大的经济效益。本文主要对10kV断路器电磁操作机构存在的几个问题，提出了一些针对性的建议和想法，虽然在具体使用过程中产生了一些故障问题，但及时对出现的故障进行解决，可有效保障10kV断路器的安全使用。

[1] 韩少卫，姚晖，苏建明等.一起10kV并联电容器组断路器异常跳闸分析[J].电力电容器与无功补偿，2015，36（4）：18-21.