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1 事故案例

1.1 故障前運行方式

某500kV樞紐變電站500kV部分采用3/2接線方式，其中500kV模擬一線及5012、5013開關、500kVⅡ母在運行，其余設備按標準運行方式運行。

1.2 事件經(jīng)過和檢查情況

06時04分，變電站監(jiān)控事故報警，當值運維人員立即對一、二次設備動作情況檢查。監(jiān)控檢查發(fā)現(xiàn)500kV 5012、5023、5033、5043、5053、5062 開關在分閘位置，5013開關處于不定態(tài)，500kV模擬一線、500kVⅡ母失壓?，F(xiàn)場運維人員檢查一次設備外觀無異常，設備SF6壓力正常，模擬一線避雷器未動作；5013開關B相在合閘位置，A、C 相在分閘位置，5012、5023、5033、5043、5053、5062 開關在分閘位置。

檢查保護室模擬一線1號保護（南瑞RCS-931AMS）：電流差動保護動作、距離加速動作、零序加速動作、單相運行三跳動作，故障選相B相，故障測距201.3km。模擬一線2號保護（南自PSL-602GAS）：縱聯(lián)零序動作、B相跳閘、后備三相跳閘、保護三跳出口，故障選相B相，故障測距208.09km。故障錄波：B相故障，測距195.118km，重合閘未動作；500kV Ⅱ母1號保護（南瑞RCS-915）、2號保護（南自 SGB750）失靈保護動作，跳開 5023、5033、5043、5053、5062 開關。

現(xiàn)場運維人員經(jīng)檢查分析，初步判斷為500kV模擬一線線路B相故障，模擬一線5013開關B相拒動，啟動500kVⅡ母失靈保護，跳開500kVⅡ母上其他所有開關。

1.3 事故處理過程

07時 24分調度下令拉開 50131、50132刀閘，對5013開關進行故障隔離，07時42分5013開關隔離；08時08分，同期合上500kV模擬一線5012開關，模擬一線恢復送電；08時20分合上500kV 1號主變5062開關，對500kVⅡ母充電正常，08時33分依次同期合上5023、5033、5043、5053 開關，500kV Ⅱ母恢復運行。

2 斷路器重復分合閘故障分析

2.1 線路保護動作分析

對線路保護動作及故障錄波進行分析，事故發(fā)生時的動作情況如下所述。

第一階段，06時04分，500kV模擬一線線路B相接地故障，500kV模擬一線1號線路保護12ms B相電流差動保護動作，500kV模擬一線2號線路保護41ms縱聯(lián)保護B跳出口，5012、5013開關保護失靈跟跳B相動作，5012、5013開關B相跳閘，故障切除。

第二階段，在故障開始大約130ms時，5013開關B相異常合閘于故障，500kV模擬一線1號線路電流差動保護動作、距離加速動作、零序加速動作。500kV模擬一線2號線路保護由于保護啟動150ms后故障進入振蕩閉鎖邏輯，需要振蕩開放后才能動作，而振蕩開放時故障已切除，所以縱聯(lián)保護未動作。5012、5013開關保護失靈聯(lián)跳三相動作，5012、5013開關三相跳閘，大約180ms時線路故障切除。

第三階段，在故障開始至280ms時，5013開關B相再次合閘，500kV模擬一線1號線路電流差動保護動作、距離加速動作、零序加速動作，500kV模擬一線2號線路保護縱聯(lián)距離阻抗元件及方向元件滿足。由于對側保護裝置有收信無發(fā)信，故縱聯(lián)保護不動作（跳閘位置啟動發(fā)信需三相位置，條件不滿足，此時對側5021、5022開關僅B相處于跳閘位置），本側5013開關失靈保護動作，500kV Ⅱ母 1、2 號母差失靈保護動作，5013、5023、5033、5043、5053、5063開關跳閘，而此時5013開關B相仍然在合閘位置。所以，本次事故中，500kV模擬一線1號線路保護動作正確。

2.2 斷路器異常合閘情況分析

由保護報文分析可以看出5013斷路器存在分合閘跳躍現(xiàn)象，且開關機構防跳躍回路未起作用，經(jīng)進一步檢查5013開關機構發(fā)現(xiàn)B相合閘線圈頂針未返回，06時04分模擬一線B相發(fā)生雷擊閃絡故障（模擬一線363#塔B相絕緣子串及均壓環(huán)上均有明顯雷擊放電痕跡），線路保護動作跳B相，因合閘線圈頂針卡澀未返回，B相開關在分閘后立即合閘，造成B相開關持續(xù)分合閘，分析得出模擬一線B相故障重合閘成功后未返回，處于吸合狀態(tài)。

在斷路器經(jīng)過4次分合閘行為后，開關液壓機構打壓超時使得液壓降低，閉鎖了跳閘回路，開關此時處于合位，保護無法斷開開關，故障電流無法切除，導致母線失靈保護動作，切除了故障。

3 斷路器分合閘過程解析

3.1 分閘動作過程解析

斷路器分合閘示意圖見圖1。當分閘閥接到分閘命令后動作，切換閥切換到分閘狀態(tài)，傳動桿底部失壓，傳動桿上部的高壓油推動傳動桿向下運動，完成分閘操作。

圖1 斷路器分合閘示意圖

3.2 合閘動作過程解析

當?shù)螐椈杀粔嚎s時，傳動桿的密封部位上部始終處于系統(tǒng)的高壓，在分閘狀態(tài)下，傳動桿密封部位下部處于低壓，壓力使傳動桿處于分閘狀態(tài)。當合閘閥接到合閘命令動作，切換閥切換到合閘狀態(tài)，傳動桿底部與高壓油相連，此時傳動桿的上部和下部都充滿高壓油，由于壓差的作用，傳動桿向上運動，完成合閘操作。

本次故障為合閘線圈頂針未返回，當保護發(fā)出分閘信號，開關分閘線圈頂針動作，傳動桿底部失壓，開關分閘。分閘頂針返回后，因合閘線圈頂針保持在合閘位置，傳動桿上部和下部都充滿高壓油，由于壓差作用，傳動桿向上運動，立即合閘，造成開關頻繁分合，直至油泵打壓超時，壓力耗盡，方才停止分合?，F(xiàn)場設備動作情況與保護報文信息基本吻合。

4 斷路器故障整改措施

根據(jù)故障波形和一次設備動作情況分析，該次故障為500kV模擬一線線路B相接地故障，保護動作邏輯正確，500kV 5012開關、對側500kV 5021、5022開關B相跳閘后三相跳閘動作行為正確，500kV 5013開關B相跳閘后三相跳閘，其B相經(jīng)歷了跳閘、合閘、跳閘、合閘過程，最終5013開關A、C相分位、B相合位，由母線失靈保護動作切除故障。500kV 5013開關B相機構內合閘線圈頂針未返回，是引發(fā)本次事件的直接原因，開關多次跳躍導致壓力低閉鎖，是引發(fā)本次事件的間接原因。

斷路器跳合閘故障是電力系統(tǒng)常見故障，而可動部件和跳合閘線圈是斷路器常見故障部件，在故障處理中，應圍繞易故障部件進行查找，以提高故障處理效率；嚴格執(zhí)行運行、檢修、試驗規(guī)程規(guī)定的周期和項目，按規(guī)定對其進行全面試驗、檢修，堅持做好運行維護工作，及時發(fā)現(xiàn)和處理設備缺陷和故障，全面提高斷路器的健康水平。

4.1 加強變電站特殊巡視

GIS開關外觀僅能觀察開關彈簧儲能和液壓油情況，而開關線圈頂針需要打開機構箱蓋并取下頂針膠帽后方能查看。除了對一、二次設備的外觀檢查，避雷器動作情況檢查，還要進行SF6壓力檢查，設備結構檢查，全面排查同類型液壓碟簧操作機構，掌握設備運行工況，及時發(fā)現(xiàn)并消除設備隱患。

4.2 完善設備檢修檢驗管理

針對開關類設備制定差異化的檢修檢驗規(guī)定，依據(jù)狀態(tài)檢修評價規(guī)程、廠家說明書，制定各類型號開關類設備的合理檢修檢驗周期和具體的檢修檢驗項目，確保設備的健康水平處于可控狀態(tài)。