10kV线路控制断路器无故障跳闸及解决方案

10kV线路控制断路器无故障跳闸及解决方案

发表时间：2019-03-26T10:08:26.737Z 来源：《电力设备》2018年第28期作者：林友福周立

[导读] 摘要：配电线路有分布广泛,数量巨大,运行环境复杂等特点，无法对整个线路进行实时的监控，因此,在10kV线路的运行和操作过程中常常遇见10kV线路频繁跳闸或断路器送电时速断跳闸的现象，但在线路巡查过程中又查不出故障点。若对这种现象辨识不清，不仅会白白耗费运维人员故障巡查的时间和精力，也不利于问题的及时解决。

（杭州电力设备制造有限公司临安恒信成套电气制造分公司浙江省杭州市 311300）

摘要：配电线路有分布广泛,数量巨大,运行环境复杂等特点，无法对整个线路进行实时的监控，因此,在10kV线路的运行和操作过程中常常遇见10kV线路频繁跳闸或断路器送电时速断跳闸的现象，但在线路巡查过程中又查不出故障点。若对这种现象辨识不清，不仅会白白耗费运维人员故障巡查的时间和精力，也不利于问题的及时解决。下面对这两种无故障跳闸情况进行分析。

关键词：线路；无故障跳闸；断路器

在电力系统中，10kV 配电线路占据着非常重要的地位。其包含的内容主要有城市供电线路与乡村供电线路。10kV 配电线路的作用在于实现电网与用户之间的连接，并输送电能给用户，相较于其他电路，10kV 配电线路的的作用是非常重要的。为此，10kV 配电线路的运行对于用户用电而言有着很大的影响。然而，由于10kV 配电线路有着非常广泛的分布范围，线路的复杂性很强，并且大部分都暴露在外部环境中，进而导致 10kV故障问题时有发生，造成的经济损失非常严重。现阶段在电网改造不断深入的背景下，10kV 配电线路运行质量得到有效提供，但不可否认，依然存在很多故障问题没有得到解决，因此必须对此予以重视。

一、无故障跳闸情况分析

在10kV线路的运行和操作过程中常常遇见10kV线路频繁跳闸或断路器送电时速断跳闸的现象，但在线路巡查过程中又查不出故障点。若对这种现象辨识不清，不仅会白白耗费运维人员故障巡查的时间和精力，也不利于问题的及时解决。下面对这两种无故障跳闸情况进行分析。

1、10kV线路过流保护频繁跳闸的辨识及处理

（1）跳闸现象：季节性高峰负荷期间、日高峰负荷时段，10kV线路频繁发生过流保护动作跳闸，且每次均重合成功，线路巡查无故障。

（2）跳闸线路特点：线路距离长、线径细、负荷波动较大。

（3）跳闸原因：主要是由线路过流保护定值较小引起。

因为10—35kV线路的电流保护一般配置为三段式保护：电流I段（也称电流速断）保护是按躲过被保护线路末端短路时的最大短路电流整定的；电流Ⅱ段（也称限时速断）保护是按被保护线路全长有足够的灵敏度整定的；电流Ⅲ段（也称过流）保护是按被保护线路的最大负荷电流整定的。实际运行中，造成过流保护定值小的原因一般有两种情况。第一种是因线路新增配电变压器较多，新增配电变压器后未及时对保护定值进行调整。第二种是线路长、线径细，所接配电变压器多造成线路阻抗大，使电流Ⅱ段定值小于电流Ⅲ段值，线路的过流保护在保护线路全长的情况下，就不能按所接配电变压器总容量来带负荷。在负荷平段和低谷期间，线路运行平稳，但进入负荷高峰期，线路电流就会达到保护整定的过流保护动作值，过流保护动作跳闸，线路所接的部分电动机类负荷因失压不能自动启动，使线路所接总体负荷下降且线路又无故障所以重合成功。

（4）采取措施：对于第一种情况，及时向保护人员反映根据线路所接配电变压器情况，进行定值调整即可。对于第二种情况，应及时向相关部门汇报进行线路改造，适当增大导线的线径。在线路没有改造前，可在线路适当位置加装带保护功能的分段断路器，缩小主线保护的保护范围（提高定值），分段断路器保护与主线保护配合保护剩余线路。

二、实际案例分析

以某电站为例：某电站故障前运行方式及故障时现场运行情况：某35kV变电站内35kV电源进线一条，1#、2#主变并列运行，300母联开关运行。1号主变高压侧运行于35kVⅠ母、低压侧运行于10kVI母；10kVⅠ、Ⅱ母并列运行；2#主变低压侧开关热备。1#主变待全站负荷。2018年7月17日，某35kV变电站1#主变501开关跳闸，综自后台无保护动作报文，保护装置亦无动作报文，造成全站失压。

事故原因分析：7月17日22:00时左右，检修人员到达现场对1#主变低压侧保护装置、501开关机构及二次回路进行检查。现场检查保护装置运行正常，相关二次回路正确；开关机构无异常。检修人员与设备制造方北京科锐售后服务人员取得联系，厂家未能作出合理解释。 7月18日再次组织检修人员对某35kV变电站内1#主变501断路器跳闸原因进行检查。

（1）、现场查看1#主变保护相关二次回路图纸，开关遥控回路中串有G1、 G2两幅常开接点，此接点疑似刀闸辅助触点。带着疑问，保护人员结合保护装置说明书，判断G1、 G2两幅接点为主变低压侧保护装置中开关遥控分合闸接点。为进一步做出判断，现场对501开关进行遥控测试，501开关遥控回路正确，故排除保护控制回路与刀闸辅助触点有关。

（2）、1#主变501开关在手动分闸时，主变变低压侧保护装置有“手跳开入”显示。观察保护装置历史报文无手跳开入显示，故排除误

操作可能。

（3）、通过上述分析，判断原因很可能为开关机构自身问题。通过与设备开关厂家技术人员沟通，发现在刀闸与开关互锁回路中存在SQ1微动开关，将SQ1中常开接点并接于开关跳闸回路。当刀闸在行进过程中，微动开关动作，将开关闭锁在跳位。根据现场实际测试发现，由于微动开关距离机械闭锁杠杆太近，当隔离开关操作把手柄稍有偏移时，SQ1微动开关动作，导致501开关跳闸。

（4）、模拟故障：模拟1#主变正常运行，将主变低压侧上隔离501—1、下隔离501—3刀闸合上、501开关转运行。碰转1#主变501开关柜隔离开关操作把手时，501开关瞬时跳闸。由此可判断处事故原因为501开关在装配过程中装配工艺存在问题，开关电气闭锁跳闸回路SQ1调整间隙行程小，造成工作人员误碰隔离开关操作把手，导致断路器跳闸。

三、无故障跳闸预防措施

1、加强对用户设备的监管力度。供电企业要加强对用户设备的巡视、检查，发现安全隐患及时通知用户，并督促、配合用户整改，杜绝设备带病运行；在供电企业和用户产权分界处装设断路器，按规范要求进行定值整定，从源头上控制用户设备冲击引起的配电网线路跳闸。

2、加强线路防雷综合治理。降低杆塔接地电阻，提高线路耐雷水平；在易发生雷击地段，加装避雷器、避雷间隙等避雷装置，提高设备抗雷能力；进行线路绝缘化改造，提高线路绝缘水平，避免产生雷击过电压。

3、加强线路通道内障碍清理。加强线路巡视，及时清理线路通道内影响安全运行的树障；结合大修、技改、网改工程，对树障严重的线路段进行绝缘化改造，彻底解决林区等特殊区域树害引起的线路跳闸。

4、加装驱鸟器和故障寻址仪。在线路终端杆、分支杆、耐张杆等易发生鸟害的杆塔装设驱鸟器，防止飞鸟在导线或杆塔上筑巢对线路造成危害。为缩短线路停电时间，便于电力员工查找线路故障，结合线路走径，在故障多发段加装故障寻址仪。

5、加强保护装置管理。按期对变电站线路断路器保护定值进行核对、整定，保证保护装置动作可靠、准确，不发生断路器误跳事故。定期检查变电站断路器自动重合闸装置，保证可靠投入。

6、加强线路设备巡视。加强对线路绝缘子的绝缘监测，一旦发现质量不符合要求的绝缘子立即更换。按照“逢停必扫”的原则，只要有停电机会，就对绝缘子进行清扫。重点加大对污染严重地段线路清理力度，保证绝缘子的电阻值达到标准要求。加强配电网线路巡视，发现导线连接点金属表面氧化严重现象，及时进行线路改造，更换氧化设备和导线。

7、提高线路检修质量。高温季节，加强线路特巡，及时发现带电导线对交叉跨越线路或跨越物安全距离不足隐患，并利用线路停电检修机会，积极消除危及配电网设备安全运行的缺陷，避免发生弧光短路现象。

8、装设线路分段断路器。根据配电网线路运行情况，在结构比较薄弱段加装智能分段断路器。线路故障时分段断路器动作，缩小停电范围，避免越级到变电站，引起断路器保护动作。

结语

通过对此次1#主变501断路器跳闸原因分析，消除了电网安全隐患，提高了自身发现问题、解决问题的能力。同时也给其它同行提供一点交流经验，共同提高电力系统安全稳定运行水平。

作者信息：林友福，高压电器成套设备及在线监测研究

参考文献：

[1]《电力系统继电保护实用技术问答》中国电力出版社

[2]《高压电网继电保护原理与技术》中国电力出版社

[3]《国家电网公司12-40.5kV高压开关柜通用技术规范》