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摘要：电能是我国十分关键的重要能源，与人们生活生产息息相关。直流系统是变电站二次系统中最为重要的公用设备之一，其作用是为断路器分合闸操作、自动装置、继电保护等提供直流电源。直流系统几乎遍布变电站的所有角落，且部分地方运行环境非常恶劣，因而直流系统一点接地、交流电源串入直流系统等异常情况时有发生；雷电侵扰、高压开关操作、一次系统不对称运行等暂态过程引发的干扰也会通过各种方式耦合到直流系统中。这些问题都极有可能引起中间继电器的误动作，进而导致断路器跳闸。
关键词：10kV断路器；自动跳闸故障；处理措施
引言
流输电网是我国骨干电网输电的坚实基础，承担着超高压电力输送和电能分配的重要任务，保障着整个电力系统的正常运转。主变压器是电压变换和电能传递的核心设备，是电网内最重要的主设备之一，配置全方位无死角保护，然而，在主变压器本体设备外，主变压器的低压侧设备常常被忽视。由于低压侧设备质量参差不齐，设备故障时有发生，容易影响主变压器正常运行。
1事件一
1.1事件经过
2017年11月，某35kV变电站值班人员反馈，10kVII段母线580断路器跳闸，造成580电容器退出运行，且保护装置没有发出故障信号。运维人员迅速组织抢修，到达现场后发现，590电容器处于运行状态，初步判断为580断路器出现故障。
1.2故障分析和处理
10kVII段母线的一次接线图如1所示，580断路器和590断路器由同一个隔离开关控制，590电容器正常运行，580断路器合不上，造成580电容器退出运行，所以初步判断为580断路器发生故障。
对580断路器进行手动分合闸试验，发现如下现象：断路器手动合闸后，自动分闸。因此，运维人员判断断路器回路出现故障。
运维人员通过对二次回路端子箱进行检查，发现端子排上有2个相邻端子被鸟屎覆盖，2个端子被鸟屎短路。通过检查端子号头标识，判断故障为分闸回路和储能回路发生短路。
图2是断路器操作回路和储能回路的简图，可以看出，操作回路和储能回路分别有2套独立电源控制。图3是故障情况下的简图，由于分闸回路和储能回路短接，使得手动合闸后，分闸回路通过储能回路接通，从而自动跳闸。为了验证故障原因的正确性，运维人员在断路器储能完成后，切断储能回路，然后进行手动合闸，断路器不再断开。
其中，SB1和SB2是手动合、分闸按钮；HQ和TQ是合、分闸线圈；DL是断路器辅助开关；CK是行程开关；D是储能电机。
找到故障原因后，运维人员迅速进行处理。清除干净端子排上的异物后，发现被鸟屎覆盖的2个端子已经发黑，运维人员重新更换了端子排，并进行分合闸试验，断路器动作无异常。
2事件二
2.1事件经过
某电厂1#机组201断路器跳闸。现场检查发现：①线路纵联距离保护柜PSL602GA距离零序保护启动，无跳闸出口；②差动保护RCS-931AM保护启动，无跳闸出口；③断路器失灵保护RCS-921A启动，未出口跳闸；④厂内发变组保护A/B无动作报警信号；⑤发变组C屏RCS-974保护柜热工保护动作、励磁联跳动作、主汽门关闭报警灯亮；⑥主控DCS光子牌C屏报主开关非全相保护、热工保护动作、励磁联跳动作、主汽门关闭。通过录波图确认为C相电流消失，A/B相电流随后同时消失，联系地调确认220kV余东线271开关无保护动作，无跳闸信号。
2.2现场检查情况
①对操作箱TA、TB、TC灯进行检查，全部正常；对照厂内二次回路图分析，确认问题发生在操作箱至断路器之间。②用500V摇表对跳闸回路绝缘检查，全部正常：第一分闸回路、第二分闸回路对地绝缘、电源线绝缘和正电源对分闸回路绝缘均在500MΩ以上，非电量保护跳闸回路也在500MΩ以上。由此排除直流接地和操作箱到断路器之间跳闸回路绝缘问题。③对开关油压和六氟化硫气体压力检查，全部正常。④对断路器分闸线圈及操作机构检查，开关分闸线圈最低动作电压116~120V；检查分闸线圈阻值为153Ω，串联电阻为60Ω，满足设计要求。⑤对201断路器保护进行传动正常，现场分合闸试验正常。⑥模拟操作箱直流正接地及非电量直流正接地，开关未误跳。⑦测试合闸监视电阻为2×38kΩ，满足设计要求70kΩ。⑧检查断路器远方/就地控制把手和分合按钮，未发现异常。⑨检查非全相继电器47TX，发现性能不好，动作后触点存在接触不良问题；检查非全相延时继电器，发现有瞬动现象发生，更换非全相继电器。⑩直流系统电压有波动（建厂以来，直流选线装置投入运行后电压就在90~140V摆动，相间电压稳定为230V）。断路器C相二次线全部有接头，无磨破，重新包扎。操作箱内13TJR’、23TJR’继电器旁电阻烧毁，导致继电器动作功率降低。检查直流系统，正负对地均为9999K（跳机前后曾出现直流接地报警，后停机检查发现温度计接点处交流接点和直流接点有接错线现象，当变压器油面温度升高至75时，报警接点接通后接点正接地。）检查断路器端子排，灰尘较大，进行清理。
2.3检查结果
C相无故障跳闸是3次事件的共同原因。在上述检查的基础上，隐患定位在操作箱至断路器机构箱内部。现场没有发现电焊、交流窜入的迹象；断路器跳闸线圈基本满足反措要求（动作电压接近下限）；远方/就地控制把手和分、合按钮未发现异常；合闸监视电阻满足设计要求；断路器合跳正常。目前，问题集中在直流系统和相关回路的绝缘上。有如下5种可能：①断路器机构箱内部断路器非全相辅助接点异常，就会产生这样的结果，但现场检查时未发现；②断路器机构箱内部电缆绝缘不好，正电源异常窜给47T或47TX,就会产生这样的结果；③直流系统串入交流电，加上电压波动伴随接地，引起跳闸；④不排除液压机构一级阀和逆止阀密封不严引起断路器偷跳；⑤断路器操作箱内跳闸继电器与电阻烧毁，动作功率降低，当外部出现直流异常时，导致误出口。
2.4采取措施
（1）将主控至201断路器电缆进行更换。
（2）清理201断路器控制箱内灰尘，对二次回路开展防误碰检查、紧固。
（3）对201开关内接线整理，重新包扎，防止接线松动导致误碰，尽可能地排查断路器控制箱内部的隐患。
（4）更换断路器内非全相继电器47T及47TX，对延时继电器LDT4重新整定时间。
（5）对直流系统电压调整至230V以内，对直流选线装置进行退出并增加47K接地平衡电阻，确保正负电压无波动，日后有机会对直流选线装置进行更换。
（6）升级改造发变组C屏操作箱3#板。
（7）更换201开关C相跳合闸线圈和电磁阀，并对内部油进行更换补充。
（8）检查1#主变2#油面温度计接线，防止交直流电互串。
结语
综上所述，为确保变电站安全可靠运行，针对本次事故暴露出的问题，应加强对变电站设备的日常巡视检查和维护，及时发现和处理缺陷。
参考文献
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