一起110kV分段斷路器控制回路故障分析

熊 楠

（貴州電網公司貴陽供電局，貴陽 550002）

斷路器的控制回路是繼電保護實現快速、準確切除電網運行故障最直接的途徑。在大部分采用內橋接線的110kV 變電站中，110kV 分段斷路器能否正確動作是影響供電可靠性的關鍵因素之一。因此，分段斷路器的控制回路就顯得尤為重要，體現在：能提供與實際一致的跳、合位位置接點給備自投作為必要的判據開入；在采用分段備自投方式時線路故障，能確保分段斷路器可靠合閘；若采用進線備自投方式時主變故障，能確保主變保護第一時限切除分段斷路器，防止故障范圍擴大等方面。本文針對一起出現在110kV 分段110 斷路器控制回路上的故障以及在回路檢查過程中發現的問題進行分析，并探討相應的預防措施。

1 故障的產生及風險

1.1 故障的產生

這起110 斷路器控制回路故障發生在某110kV城區變電站內，110 斷路器操作機構及端子箱均為戶外式。故障產生時天氣情況為陣雨，監控后臺發出“直流饋線屏××支路絕緣故障”、“110kV 分段110 斷路器控制回路斷線”以及備自投等裝置失電的信號。運行人員到現場進行檢查后發現：

1）110kV 母聯及PT 并列屏上分段110 斷路器控制電源空開（以下簡稱“1-4DK 空開”）跳閘，其余裝置電源空開正常投入，但組成該屏的PT 并列、備自投、分段斷路器操作箱及分段測控等裝置均已失電。

2）直流饋線屏上供給110kV 母聯及PT 并列屏的惟一一路直流電源的總空開跳閘。

隨后，運行人員分別對跳閘的兩個空開進行了試送。在先投入1-4DK 空開的情況下，直流屏總空開試送失??；在不投入1-4DK 空開的情況下，直流屏總空開試送成功，除110 斷路器操作箱外，其余裝置均成功復電。據此，初步判斷在110 斷路器控制回路上有直流接地或短路故障產生。

1.2 風險分析

該變電站為內橋接線方式，故障發生時，處于分列運行狀態。110kV 側備自投采用分段備投方式，110 斷路器在熱備用狀態。因此，這起故障所造成的運行風險主要是：一旦任一一條進線的斷路器因線路保護動作永跳后，110 斷路器無法通過備自投自動合閘，也無法進行手動合閘，導致較大范圍的城區停電，造成負荷損失。

2 測試結果與討論

在進行回路檢查之前，為了確保安全，經調度許可，將110 斷路器操作至冷備用狀態，備自投功能退出。根據以往運行維護工作中控制回路缺陷的處理經驗，用排除法分別對斷路器跳、合閘出口及位置監視回路，控制電源所供其他回路進行了檢查。

2.1 斷路器跳、合閘出口及位置監視回路檢查

1）故障點預判

由于110 斷路器操作機構及端子箱均在戶外，故障發生時伴有陣雨，操作機構或端子箱內進水引發回路上接地或絕緣下降的可能性較大，所以優先檢查圖1中斷路器跳、合閘出口及位置監視回路。又因為110 斷路器在分閘位置，正常情況下跳位監視及合閘出口回路中斷路器輔助接點應閉合，合位監視及跳閘出口回路中斷路器輔助接點應打開，所以圖1所示回路中，以下情況發生時才有可能造成1-4DK 空開跳閘。

（1）跳位監視回路中控制正電+KM 與控制負電-KM 之間絕緣下降導致短路或者有接地。

（2）合閘出口回路中手合接點SHJ-2、合閘保持接點HBJ、中間繼電器接點ZHJ-1 與+KM 或者與-KM 之間有接地；跳閘保持接點TBJ2 與-KM 之間有接地。

（3）合位監視回路中+KM 或者-KM 與斷路器輔助接點之間有接地。

（4）跳閘出口回路中手跳接點STJ-1、跳閘保持接點TBJ-4、保護跳閘接點BTJ 與+KM 之間有接地，或者-KM 與斷路器輔助接點之間有接地。

圖1 110 斷路器跳、合閘出口及位置監視回路圖

2）查找過程及結果分析

第一步：脫開端子排4D37 號端子上連接操作箱至操作機構的外部電纜后，對1-4DK 空開試送成功。用萬用表量測端子排上連接操作箱內部與操作機構的各個端子，得到如下結果：

（1）控制正電+KM，4D37、4D40 號端子處對地電位均為+110V。

（2）控制負電-KM，脫開的電纜芯對地電位均為-110V。

上述結果表明，合閘出口、合位監視及跳閘出口回路并無明顯的接地現象產生。但是在恢復脫開的電纜時，1-4DK 空開立即跳開，因此不能排除跳位監視回路絕緣下降導致短路或者接地的可能性，也無法對110 斷路器進行合閘后的檢查。

第二步：對戶外操作機構及端子箱的跳位監視回路部分進行檢查：操作機構及端子箱內部干燥，斷路器輔助接點無接觸不良情況，合閘線圈絕緣正常，直接采用操作機構內部接點的壓力閉鎖回路也無異常。雖然并未找到故障點，卻將故障點可能存在的范圍縮小至斷路器操作箱內跳位監視回路所在的插件上。

第三步：首先將操作箱內部跳位監視回路所在的合閘出口插件拔出后，對1-4DK 空開試送成功，驗證了之前的推測，同時也說明其他插件上無故障。繼而對合閘出口插件上各元件進行檢查：

（1）合閘自保持線圈HBJ、跳閘自保持線圈TBJ 以及跳位繼電器線圈TWJ 絕緣測試結果均達到要求。

（2）各中間繼電器線圈均對消弧回路反向二極管串接了低電阻。

（3）核實插件內部各個開出針腳到端子排的配線準確無誤。

然而，將合閘出口插件恢復至原來位置后，1-4DK 空開依然無法正常投入，并且嘗試利用相同型號的新插件進行替換的方法也不能成功，排除了故障點存在于跳位監視回路所在的合閘出口插件上的可能性。

2.2 其他使用控制電源供電的回路檢查

1）故障點預判

如圖2所示，除了斷路器跳、合閘出口及位置監視回路以外，斷路器控制電源還供給來自測控裝置的遙分、遙合和遙控復歸，來自母線保護、備用電源自動投入(備自投)裝置的跳閘啟動等回路。這些回路均是由測控裝置、母線保護、備自投裝置提供動作接點與操作箱內部線圈串聯后接入控制電源的，于是以下情況會引發1-4DK 空開跳閘。

（1）這些動作接點未完全打開并且操作箱內連接該接點的線圈正好絕緣下降。

（2）這些動作接點可靠打開但回路中存在動作接點與+KM 或者與-KM 之間有接地。

圖2 110 斷路器控制電源所供其他回路圖

2）查找過程及結果分析

拔出操作箱中的合閘出口插件，送上1-4DK 空開后，依次量測在圖2中連接這些裝置與操作箱的端子處，得到：4D48、4D45、4D51、4D26 以及4D47號端子對地電位均為-110V。結果顯示出這些回路中無論是從各裝置來的接點，還是操作箱內的線圈均是正常的。盡管進一步縮小了查找范圍，但仍無法準確定位故障點。

2.3 故障點的確定及成因分析

利用類似檢查斷路器操作箱內部插件的方法，有針對性的依序脫開端子排上并接在控制電源正、負電端子上的內部配線和外部電纜，每脫一根即試送一次空開，最終在圖2所示的斷路器位置開出回路中找到故障點。脫開并接在負電上的4n36 內部配線后，整個110 斷路器控制回路恢復正常。

經檢查，因為110 斷路器在分位，圖1的合閘出口回路中閉合的斷路器輔助接點使TWJ 常勵磁，所以TWJ2-1 常開接點在短路前正好一直保持吸合狀態。圖2中斷路器位置開出至手合/手跳操作把手回路中RL 電阻絕緣下降，LD 燈的內阻又很小，因而在TWJ2-1 常開接點閉合的情況下，直接導致了控制電源正、負電之間短路，造成控制電源1-4DK空開跳閘。而在之前的查找過程中，從操作機構或者操作箱斷開了合閘出口回路，使TWJ 線圈失磁而斷開了短路點，給查找工作帶來誤區，增加了故障查找的時間。

3 暴露的主要問題及預防措施

3.1 斷路器控制電源空開的獨立供電問題

在110 斷路器操作箱與備自投、分段測控等裝置共同組成的屏上，斷路器控制電源與其他裝置電源的直流供電回路沒有分開是這起故障所反應出來的主要問題之一。從圖3所示回路上看，斷路器控制電源與其他裝置電源分別裝設了專用的直流空開，所有空開共同使用直流饋線屏上的一條支路的直流輸出總空開提供電源，理論上各自回路的故障可由專用空開優先切除。但在這起故障中，斷路器控制電源空開因投入運行時間較長，逐漸老化而引起線圈電磁吸力不足、觸點開斷能力下降，所以未能快速跳開，使得短路故障只能通過直流屏上上一級的總空開跳閘來切除。盡管并沒有直接導致這起故障，但卻間接擴大了故障的影響范圍（同屏的其他裝置失電）。

圖3 直流電源供電回路圖

針對上述問題，在工作中需注意：

1）對新建、在建的斷路器控制回路，應嚴格根據《中國南方電網公司繼電保護反事故措施匯編》（以下簡稱《反措》）中的要求，確保斷路器控制電源實現與裝置、信號等其他直流電源供電回路的完全分開，在直流饋線屏上由單獨的支路獨立供電。對投運時間較早、此前并未按照《反措》規定搭建的斷路器控制回路，應及時進行回路改造。

2）在選擇或定期檢驗斷路器控制電源空開時，有必要按《反措》要求對空開的額定工作電流、負載切斷能力等性能進行校核，對不滿足要求或運行達到一定年限的空開及時進行更換。

3）在《反措》中適當地、系統地增加對組成整個斷路器控制回路的操作箱內部插件、操作機構內部元件、電源空開的最長運行年限要求。

3.2 斷路器控制電源上的“附加回路”問題

造成這起故障的直接原因是斷路器操作箱內接入至控制電源的一組斷路器跳位監視回路短路。而根據現場回路檢查的結果以及操作箱廠家的回路原理圖，這組跳位監視回路是從合閘出口回路中TWJ開出空接點，供給測控、遠方/就地把手等設備監視斷路器位置用，并沒有被強制要求使用控制電源。這個問題在大部分已投運的變電站內普遍存在。

針對上述問題，在工作中需注意：

1）除了必須使用斷路器控制電源的跳/合閘出口、斷路器防跳、壓力閉鎖等回路，在保證控制回路正確且功能完整的前提下，應盡量減少和避免其他“附加”回路接入并使用斷路器控制電源。

2）在《反措》中進一步完善對整個斷路器控制回路的回路規范、規定，切實執行，確?？刂苹芈飞细鞴δ艿膶崿F不受無關回路的影響。

3.3 內橋接線與分段備自投配合的問題

由于發生故障的變電站位于城市中心，因而采用高壓側內橋接線方式可在一次設備數量上比單母分段方式要少兩個斷路器，較為節省占地面積和建設成本。但是，針對城區變電站所帶負荷相對密集的情況，高壓側內橋接線方式必須與分段備自投方式互相配合才可以有效保證供電的穩定性和連續性。這是因為若采用進線備自投方式，盡管靠備用進線側的主變發生故障的影響較小，但靠主供進線側的主變發生故障，備自投就會閉鎖備用進線的斷路器合閘，同時主變保護還要動作切除分段斷路器和主供進線的斷路器，導致全站失壓。采用分段備自投方式可避免這樣的情況出現，任一側主變故障不會影響到另一側供電。

然而，從這起故障中反映出，內橋接線與分段備自投配合方式的弊端之一就在于對分段斷路器控制回路的可靠性要求較高。一旦需要將其停下來進行操作機構檢修、保護及測控的分、合閘試驗或者發生與本次相同及類似的故障而控制回路無法正常工作，任一進線線路故障時分段斷路器都不能正確

合閘，造成不必要的負荷損失。

針對上述問題，在工作中需注意：

1）對投入運行時間較長的變電站定期進行備自投試驗，以驗證備自投動作邏輯的準確性和分段斷路器控制回路出口、信號等各部分的可靠性。

2）加強日常維護工作中對備自投裝置、分段斷路器操作箱及操作機構等設備的巡視、檢查。對已運行較長時間的控制回路所涉及的各種裝置、設備及時進行升級改造。

3）在條件允許的情況下，為對整個站供電可靠性影響較大，而又不便于停下來進行檢修、試驗的斷路器控制回路增加一組備用直流控制電源，以防止上述風險的產生。

4 結論

總而言之，這起故障產生的原因并不復雜，也并不多見。在回路故障點的檢查及處理過程中，發現了一些由于歷史原因，運行風險較大，同時在平時運行維護工作中較為容易被忽視的問題。本文針對這些問題，分別探討了相應的預防措施，作為參考和借鑒。

[1] 北京四方立德保護控制設備有限公司.CSC2000 系列綜合自動化系統 110kV 輔助裝置技術說明[Z].2002.

[2] 中國南方電網電力調度控制中心.中國南方電網公司繼電保護反事故措施匯編[Z].2015(5).

[3] 郭碧媛,張豐.110kV 擴大內橋接線備自投邏輯分析[J].電力系統保護與控制,2010,38(7): 124-128.

[4] 黃常抒,胡云花.備自投裝置接線中的問題及應對措施[J].電力自動化設備,2009,29(4): 147-149.