10kV开关柜断路器非正常合闸家族性缺陷技术分析

引言

近年来,某110kV6站A条10kV线路以及110kV4站B条10kV线路连续出现了开关分闸或线路故障跳闸）后遥控合闸、现场就地电动控制合闸或重合闸）失败的问题,为此有关单位组织继保、检修专业人员对该类缺陷进行了专题分析。

1缺陷分析

经统计,某110kV6站、110kV4站均投产于B002年,其10kV开关柜及保护测控装置为同一批次产品。据现场检修、继保人员反馈,现场开关分闸后,开关遥控合闸、现场就地电动控制合闸操作失败,并发出控制回路断线信号。现场检查设备情况发现:一次部分合闸线圈烧毁,如图1所示:二次部分保护模块插件板烧毁,如图B所示。

图1合闸线圈烧毁图2保护装置插件板烧毁

2表象分析

通过查阅现场图纸以及对现场情况进行研判,初步分析造成现场事故的原因:1）控制回路发出合闸信号后,该开关因某种原因未能正确动作合闸,致使合闸控制回路长期通电,合闸线圈被烧毁:B）保护模块插件板有节点串联连接于合闸控制回路中,在合闸控制回路长期通电的情况下,保护模块插件板也一并烧毁。

3缺陷原因深入分析

因该缺陷频发,且发生缺陷的设备多为较少操作的开关柜,为深入剖析该缺陷发生的原因,检修、继保人员利用停电机会,对可能大概率发生该缺陷的6站F5开关柜近3年未进行分合闸操作）进行深入的缺陷分析。结合以往情况,得出以下结论:1）检查核对该断路器二次回路,原理正确,接线未发现异常:B）对F5开关柜进行试操作,发现分合闸动作过程中,分合闸脱扣半轴、分合闸指示器转轴等转动部位都出现了转动缓慢的不正常现象:3）检查脱扣半轴、转轴,发现转动支承位置的润滑脂出现干涩黏稠现象,已失去润滑特性,增大了转动阻力,导致机构动作卡涩,如图3所示。

图3机构动作卡涩

4故障分析小结

1）110kV6站、110kV4站所运行的该批次开关柜均投产于B002年,为某公司生产,开关柜型号为xGNB-1B型,断路器型号为ZNB8型,断路器机构型号为ksEP型,设备运行近10年,停电4修维护较少。出厂时所涂抹的润滑脂出现不同程度的老化、变质、干结现象,黏稠发黑,且混有较多灰尘,使各活动部位出现较大阻力。B）由于断路器脱扣阻力增大,脱扣半轴转动缓慢,每次操作时分/合闸线圈都超长时间通电,甚至出现拒合、拒分情况,使线圈长期通电发热,大大降低设备使用寿命。3）因为长时间运行,分/合闸线圈、保护装置插件板已老化,其功能特性、材料特性等已大大退化,无法承受长期通电等异常情况,容易短路烧毁。A）因结构设计原因,分闸脱扣动作所需的力较小,即使在机构、转轴卡涩的情况下,分闸线圈通电后所施加的力仍能使机构正常分闸:而合闸脱扣动作所需要的力较大,在机构、转轴卡涩的情况下,合闸线圈通电后所施加的力不足以使合闸脱扣动作,如图A所示。因此,线圈烧毁、机构不能正常动作的缺陷仅在合闸操作时出现。

5进一步处理建议

申请停电,对110kV6站、110kV4站所运行的该批次开关柜进行4修维护,降低此类缺陷发生的概率,保证电网的可靠运行。

维护内容如下:

(1)拆下断路器脱扣构件后重新清洁,并重新涂抹高性能的长效润滑脂,使断路器机构动作恢复到出厂状态。

(2)为更好地保证断路器动作可靠性,将分/合闸脱扣半轴的转动支承件原来的黄铜轴套(图5),更换为目前新产品使用的性能更好的专用轴承套(图6)。

(3)由于线圈、保护装置插件板长期运行、老化,无法评估其状态、功能特性等关键参数,故对所有分/合闸线圈、保护装置插件板进行更换。厂家建议更换绝缘固封式线圈,可以更好地防止潮湿、灰尘对线圈的影响,如图7所示。

图7绝缘固封式线圈

(4)对开关柜其他部分进行B修,确保设备性能良好,运行可靠。

6结语

10kV高压开关柜故障直接影响着供配电的安全可靠性,特别是家族性缺陷会引起同类、同批次设备故障,对企业生产影响较大。因此,运维人员应熟练掌握开关柜的电气一二次回路、机械结构以及相关运行规程,以便在发生故障时能快速准确地判断事故原因,消除故障。