引言

近年來,某110kV6站A條10kV線路以及110kV4站B條10kV線路連續(xù)出現(xiàn)了開關分閘或線路故障跳閘）后遙控合閘、現(xiàn)場就地電動控制合閘或重合閘）失敗的問題,為此有關單位組織繼保、檢修專業(yè)人員對該類缺陷進行了專題分析。

1缺陷分析

經(jīng)統(tǒng)計,某110kV6站、110kV4站均投產(chǎn)于B002年,其10kV開關柜及保護測控裝置為同一批次產(chǎn)品。據(jù)現(xiàn)場檢修、繼保人員反饋,現(xiàn)場開關分閘后,開關遙控合閘、現(xiàn)場就地電動控制合閘操作失敗,并發(fā)出控制回路斷線信號?，F(xiàn)場檢查設備情況發(fā)現(xiàn):一次部分合閘線圈燒毀,如圖1所示:二次部分保護模塊插件板燒毀,如圖B所示。

圖1合閘線圈燒毀圖2保護裝置插件板燒毀

2表象分析

通過查閱現(xiàn)場圖紙以及對現(xiàn)場情況進行研判,初步分析造成現(xiàn)場事故的原因:1）控制回路發(fā)出合閘信號后,該開關因某種原因未能正確動作合閘,致使合閘控制回路長期通電,合閘線圈被燒毀:B）保護模塊插件板有節(jié)點串聯(lián)連接于合閘控制回路中,在合閘控制回路長期通電的情況下,保護模塊插件板也一并燒毀。

3缺陷原因深入分析

因該缺陷頻發(fā),且發(fā)生缺陷的設備多為較少操作的開關柜,為深入剖析該缺陷發(fā)生的原因,檢修、繼保人員利用停電機會,對可能大概率發(fā)生該缺陷的6站F5開關柜近3年未進行分合閘操作）進行深入的缺陷分析。結合以往情況,得出以下結論:1）檢查核對該斷路器二次回路,原理正確,接線未發(fā)現(xiàn)異常:B）對F5開關柜進行試操作,發(fā)現(xiàn)分合閘動作過程中,分合閘脫扣半軸、分合閘指示器轉(zhuǎn)軸等轉(zhuǎn)動部位都出現(xiàn)了轉(zhuǎn)動緩慢的不正?，F(xiàn)象:3）檢查脫扣半軸、轉(zhuǎn)軸,發(fā)現(xiàn)轉(zhuǎn)動支承位置的潤滑脂出現(xiàn)干澀黏稠現(xiàn)象,已失去潤滑特性,增大了轉(zhuǎn)動阻力,導致機構動作卡澀,如圖3所示。

圖3機構動作卡澀

4故障分析小結

1）110kV6站、110kV4站所運行的該批次開關柜均投產(chǎn)于B002年,為某公司生產(chǎn),開關柜型號為xGNB-1B型,斷路器型號為ZNB8型,斷路器機構型號為ksEP型,設備運行近10年,停電4修維護較少。出廠時所涂抹的潤滑脂出現(xiàn)不同程度的老化、變質(zhì)、干結現(xiàn)象,黏稠發(fā)黑,且混有較多灰塵,使各活動部位出現(xiàn)較大阻力。B）由于斷路器脫扣阻力增大,脫扣半軸轉(zhuǎn)動緩慢,每次操作時分/合閘線圈都超長時間通電,甚至出現(xiàn)拒合、拒分情況,使線圈長期通電發(fā)熱,大大降低設備使用壽命。3）因為長時間運行,分/合閘線圈、保護裝置插件板已老化,其功能特性、材料特性等已大大退化,無法承受長期通電等異常情況,容易短路燒毀。A）因結構設計原因,分閘脫扣動作所需的力較小,即使在機構、轉(zhuǎn)軸卡澀的情況下,分閘線圈通電后所施加的力仍能使機構正常分閘:而合閘脫扣動作所需要的力較大,在機構、轉(zhuǎn)軸卡澀的情況下,合閘線圈通電后所施加的力不足以使合閘脫扣動作,如圖A所示。因此,線圈燒毀、機構不能正常動作的缺陷僅在合閘操作時出現(xiàn)。

5進一步處理建議

申請停電,對110kV6站、110kV4站所運行的該批次開關柜進行4修維護,降低此類缺陷發(fā)生的概率,保證電網(wǎng)的可靠運行。

維護內(nèi)容如下:

(1)拆下斷路器脫扣構件后重新清潔,并重新涂抹高性能的長效潤滑脂,使斷路器機構動作恢復到出廠狀態(tài)。

(2)為更好地保證斷路器動作可靠性,將分/合閘脫扣半軸的轉(zhuǎn)動支承件原來的黃銅軸套(圖5),更換為目前新產(chǎn)品使用的性能更好的專用軸承套(圖6)。

(3)由于線圈、保護裝置插件板長期運行、老化,無法評估其狀態(tài)、功能特性等關鍵參數(shù),故對所有分/合閘線圈、保護裝置插件板進行更換。廠家建議更換絕緣固封式線圈,可以更好地防止潮濕、灰塵對線圈的影響,如圖7所示。

圖7絕緣固封式線圈

(4)對開關柜其他部分進行B修,確保設備性能良好,運行可靠。

6結語

10kV高壓開關柜故障直接影響著供配電的安全可靠性,特別是家族性缺陷會引起同類、同批次設備故障,對企業(yè)生產(chǎn)影響較大。因此,運維人員應熟練掌握開關柜的電氣一二次回路、機械結構以及相關運行規(guī)程,以便在發(fā)生故障時能快速準確地判斷事故原因,消除故障。