某变电站断路器信号异常分析

范军华，张帅，曹健健

（广东电网有限责任公司梅州供电局，广东 梅州514000）

近年来我国智能电网建设不断深入，大量断路器、隔离开关等设备应用到电网改造过程中，为继电保护及自动化管控奠定了良好基础。上述装备虽然能够实现对一二次设备的有效监视，但如出现导常造成拒动、误动，会影响变电站的运行安全，应根据容易出现故障的类型做好风险防控，改善断路器控制性能。

1 故障概况

2021年07月01 日01:06:29.003，某变电站监控后台报5042断路器SF6压力低闭锁跳II、第二组控制回路断线动作，500 ms后复归。

08:37:42.595，5042断路器再次动作，300 ms后复归。

维修人员现场检查后发现，5042断路器SF6表计压力、空开、继电器等运行正常，保护装置无异常报警，一二次设备正常。

2 原因分析

2.1 基本原理

某变电站选用SF6断路器，其信号回路如图1所示。上述系统中，正常情况下：

图1 SF6控制信号回路图

若HWJ=1，此时HWJ继电器到跳闸线圈2都是导通的。可以直接根据该信号判断跳闸回路2是否正常导通，同时还可以判断开关在合位，即常开辅助接点BG1的23、24闭合；

同理，利用TWJ监视的操作箱到合闸线圈之间的回路，若此时开关在运行状态（合位），那么此时开关合闸回路因串联断路器辅助常闭辅助接点，TWJ=0。

2.2 故障检查

本次变电站5042断路器发SF6压力低闭锁跳II、第二组控制回路断线信号异常动作时，HWJ=0，TWJ=0，系统发出控制断线信号。

经现场检查，5042断路器第二组控制电源201正电接入后经操作箱HWJ达到中控箱，此时断路器保护屏正电从中控箱730 A、700分别送至分控箱。前者经过分控箱远方就地、SF6低压闭锁分闸2 K10继电器、断路器辅助接地直接到达分闸线圈；后者则在经过密度继电器5、6接点，最终分送到K10主继电器的各个辅助接点中。

根据控制原理和正点接入后的带电情况，可以发现本次5042断路器发SF6中的K10两侧21、24接点接通，即分控箱中X1 960和961导通，通过S501、S801向5041测控开入，在一定程度上影响了系统的可靠性和稳定性。这是导致本次5042断路器SF6压力低闭锁跳II的主要原因。

与此同时，现场检查过程中还发现K10主继电器明显励磁。根据控制原理，若K10励磁，K10的11和12接点打开。此时，分闸回路断开，HWJ=0；5042开关在合位，TWJ=0，发出异常信号，这与第二组控制回路断线信号异常情况一致。继保拆检后确认，K10主继电器闭锁跳合闸1接点损坏，这是造成本次操作箱发出控制断线信号的根本原因。

3 处理方案

本次现场检查过程中确认5042断路器第一组控回断线运行正常，第二组控回断线系统中K10主继电器闭锁跳合闸接点损坏。查阅某变电站历史存在问题及缺陷情况记录后发现，2020年6月25日17:30，该变电站220 kV甲线出现过同类型事故，系统显示：该变电站E2112开关SF6压力AC相为0.7 MPa，B相位0.69 MPa，与历史抄录数据相比无明显下降趋势。拆检后发现为密度继电器超期服役，更换新的装置后恢复正常。

上述事故与本次事故基本一致，故最终决定更换新的SF6气体压力表。继保人员配合调度停电作业安排进行更换，送电后某变电站5042断路器控制保护恢复正常。

4 防控方案

4.1 故障原因

对某变电站2010—2020年间断路器故障数据进行调查后可以发现，控制回路断线、机构渗漏油等故障在断路器运行过程中较为常见，如图2所示。

图2 某变电站2010—2020年断路器故障概况

上述故障主要是由于环境因素、技术因素和装置老化等导致。如恶劣天气、积尘潮湿等均容易引起断路器稳定性下降，造成接点误触、继电励磁等；线路设计不合理、控制保护不到位等将直接影响断路器控制性能，严重时甚至造成相间短路，引起重大变电事故；断路器SF6在长久使用后会存在明显的安全隐患，尤其是超限使用后的性能缺陷，造成控制回路断线等事故。

4.2 处理流程

进行现场检查，开展有效汇报。检修人员应第一时间进行现场检查，根据告警信息、控制回路信号等初步确定故障点和异常情况，确认缺陷等级，若为重大紧急缺陷应及时进行汇报。

历史数据对比，有效查找原因。在一般变电站断路器故障后，可先查找平台中的相关数据，判断是否存在同类型事故或同区域是否为典型二次事故等，从而有效缩短断路器缺陷检测时间。然后，再根据告警信息、控制回路信号等确定故障点和异常情况，即：

由检修人员进行断路器性能初步测试，逐一分析阀门开关密闭性，开关、辅助开关、继电器接点是否完好，液压装置是否正常，分合闸动作是否到位等；

配合继保人员进行断路器拆检，逐一确定继电器带电情况、开关触点性能等，确定故障根本原因。

制定科学方案，开展故障处理。现场处理的过程中必须严格依照要求规范人员技术操作，保证其能够安全、高效地完成维修任务。如在本次故障处理时，若异常信号短时即复归，现场检查开关3相机构箱、中控箱、断路器保护屏、开关测控装置，重点关注有无元器件烧毁，箱内受潮情况。若异常信号未复归，直接可以用万用表直流电压挡测K10的A1端，发现故障后及时继保人员处理，更换新的继电器装置。

4.3 防控措施

定期巡检。应注意检查变电站断路器的绝缘情况，通过绝缘性能测试装置分析断路器是否存在励磁现象、短路现象等，避免由上述问题引起断路器拒动或误动；定期检查断路器内部积尘、老化情况，利用吹扫装置、保护装置等实现恶劣作业区域断路器的防护。断路器达到服务期限时应及时更换，避免由断路器老化引起严重变电事故等。

智能监测。随着智能电网建设的不断发展和完善，断路器管理过程中也需要利用好智能电网监测平台，通过该系统中的采样装置，实时获取断路器运行参数及分合闸动作状况等，判断其是否处于安全阈值范围内。并对比前期交流耐压试验数据、导电回路电阻值、机械属性值、气体水分含量测试结果等，分析其现阶段运行过程中是否存在状态异常，及时发现断路器运行过程中的各项问题，实现实时化管控和维护。

档案记录。变电站断路器故障处理和检修过程中必须做好档案记录，形成完整历史数据，包括故障处理档案和日常检修档案。前者主要侧重故障现场情况、故障原因分析及处理技术方案，后者则侧重运维风险评估、缺陷零部件更换记录、重点装置点检记录等。这样在出现故障后，人员能够依照上述信息第一时间查找同类型故障，从根本上提升了断路器故障防控处理效果。

5 结束语

某变电站5042断路器发SF6压力低闭锁跳II、第二组控制回路断线信号异常原因分析时，经回路信号分析、现场拆检确认，为K10继电器励磁导致。根据同类型事故处理经验，现场更换新的装置后信号异常解除，控制保护正常。这类事故在变电站运行中频发，应加强日常巡检和维护，利用好专业工具，开展定期性能检测，避免出现由二次故障导致的变问题，从根本上改善变电站安全运行况状。