变电站合闸回路的改进方案

摘 要：

针对广州某110 kV变电站发生过多起合闸回路控制回路断线导致的送电延时或开关重合闸拒动事件，对该站10 kV馈线备用柜的合闸回路进行整体细致的检查，发现该站10 kV开关柜合闸回路存在多方面的安全隐患。在分析运行中可能出现的各种异常情况后，结合多年来的运行经验和实际接线情况，因地制宜，巧妙利用原有设备的接线端子及电缆，以最简洁的改动方式完成了对合闸回路的改进。改进技术方案巧妙利用原有设备和回路，无须重新放电缆、打孔或增加端子排，具有成本低、风险小、施工时间短、成效显著的特点。由于同期投运的许多旧站均沿用同样的设计模式，该技术方案具有较强的可推广性。

0 引言

广州增城地区某110 kV变电站的10 kV配电设备投产运行超过14年，所有10 kV开关柜设备型号均为汕头正超电气集团有限公司的XGN2B-12。随着运行年限增加，一二次设备老化，该站10 kV开关柜合闸回路暴露出诸多运行缺陷。据统计，该站10 kV设备在最近一年内发生过多起因为合闸回路控制回路断线导致的送电延时事件，此外，还发生过一起馈线开关事故跳闸后开关拒动导致重合闸失败的事件。经对该站10 kV馈线备用柜的合闸回路进行细致排查，发现该站10 kV开关柜合闸回路存在多方面的安全隐患，包括设计回路图与现场实际接线不一致、开关机构原理设计不合理等问题，这些问题既增加了变电站实际运维的难度，又给该区域的供电可靠性埋下了影响极大的安全隐患。近年来，各级公司层面对供配电可靠性的要求越来越高，而该站所担负的负荷又是广州增城城区的重要负荷，重合闸失败及送电延时导致的经济及社会效益损失日益突出，必须对原来的合闸回路进行技术改进。此外，除了此座变电站，增城片区同期投运的几个变电站均沿用同样的设计，都存在很大的安全隐患。因此，通过对该站10 kV开关柜合闸回路的勘察及改造，可以探索出一个最优解决方案，为日后其他旧站改造提供借鉴。

1 缺陷排查及技术分析

为彻底查明该变电站10 kV开关柜合闸回路频繁发控制回路断线的问题，对该站站内的10 kV备用馈线开关柜的合闸回路进行仔细勘察及测试，发现设计院出具的设计原理图中的合闸回路与厂家原理图及机构内部实际接线不一致，图1为设计原理图，图2、图3为经过现场查线后绘出的变电站10 kV开关柜合闸回路及储能回路实际接线图。

图2中，端子1D59、1D60是开关柜内的机构外部端子排，I-1、I-5端子是机构内部端子排。经过回路分析及实际试验认证，该合闸回路存在如下技术缺陷：

(1)机构内部防跳回路设计不合理，影响合闸可靠性。从图2可以看出，在开关柜实际的合闸回路中，无论是重合闸还是手动合闸，只要合闸脉冲已经发出，开关柜内的防跳继电器FJ立刻得电动作，其常闭接点会切断合闸回路。现场防跳继电器FJ的型号为JQX-13F，经查阅厂家资料，得知其得电吸合时间与失电释放时间为25 ms左右，而由检修班的开关机械特性试验得知10 kV开关柜断路器的合闸时间约为35 ms(从收到指令到主触头完全闭合)。假如断路器合闸线圈由于老化或卡阻的原因导致合闸线圈吸合时间超过25 ms，这时开关操动机构还未脱扣，而合闸回路已被切断，就会导致开关拒动合闸失败。另外，由于防跳继电器FJ长期保持得电状态，容易发热加速接点老化。且机构箱内部振动频繁又无除湿装置，运行环境恶劣，导致其常闭接点往往接触不良，从而增加了合闸回路的电阻[现场测量得到断路器合闸回路电阻为154.1 Ω，而合闸线圈的额定参数为130×(1±5%) Ω]，抬高了最低合闸电压，因此该机构内部的防跳回路严重影响到合闸回路的可靠性。

(2)储能中间继电器ZJ冗余，长期带电容易损坏而导致控制回路断线，影响重合闸成功率。由图3可知，储能中间继电器ZJ受弹簧储能行程开关1WK控制，在储能电源空开2ZK合上的情况下，弹簧一经储能，则行程开关闭合，储能中间继电器ZJ动作。由此可知，在馈线正常运行情况下，储能中间继电器长期处于动作状态，极易烧毁，事实上近几年也确曾出现过多次储能中间继电器损坏的情况。另外，由于该储能中间继电器的节点仅用于储能指示灯回路，而遥信“弹簧未储能”信号取的是储能行程开关的接点，故当储能中间继电器损坏时无任何信号发出，仅能通过储能指示灯来判断该中间继电器是否损坏，不利于运行人员及时发现告警隐患，并极有可能导致运行中的设备重合闸不成功。

(3)跳位监视回路设计不合理，未能监视完整的合闸回路。按照图2原先的设计，跳位监视回路仅能监视合闸线圈HQ或开关辅助接点b1的状态，当储能中间继电器接点ZJ或防跳继电器接点FJ或开关辅助接点b2断开时，跳位继电器TWJ依然动作，装置不会发控制回路断线信号。

2 改进方案

根据现场检查得出的分析结果，结合南方电网《110 kV变电站二次接线标准》(Q/CSG 1201010—2016)以及现场接线情况，制订了一个既简洁又符合规范要求的改进方案。具体改动有如下几方面：

(1)根据南方电网《110 kV变电站二次接线标准》，就地防跳和操作箱防跳应优先保留就地机构防跳，在没有机构防跳时才考虑使用保护防跳，这样可避免保护退出时防跳也同时失去的风险[1]。但该变电站的10 kV开关柜厂家机构内部防跳回路设计不合理，且继电器运行存在不可靠风险，故将其防跳继电器FJ拆除。考虑到厂家内部接线为U型冷压铜接头，底座螺丝接线紧固，故直接利用其原有底座可靠短接其常闭接点，经测量短接后的接点电阻接近于0，短接效果良好。改进后的防跳回路采用保护装置操作箱内部的防跳回路。

(2)考虑到图2合闸回路中已有弹簧储能行程开关1WK作为闭锁接点，故将柜内的储能中间继电器ZJ取消，并直接在该继电器的接线端子处短接其合闸回路中的常开接点，解开储能中间继电器的A1端电缆接入储能指示灯，直接采用弹簧储能行程开关1WK驱动储能指示灯，图4为改进后的储能回路。

(3)根据南方电网《110 kV变电站二次接线标准》的要求，TWJ应能监视包括“远方/就地”切换把手、断路器辅助接点、合闸线圈等的完整合闸回路[2]。故将跳位监视回路前移至机构外部的端子排，即将1D60至I-5的配线两侧均解开，直接在端子排处用短接片短接1D59、1D60。图5为改进后的合闸回路，TWJ可监视完整的合闸回路。

3 现场施工及测试情况

形成改进方案后，结合检修班组对该站10 kV开关机构进行特性试验的契机，开展了10 kV开关柜合闸回路的改造。由于改进方案涉及所有10 kV配电设备，但停电时间短，涉及的改动多，且设备处于投运状态，不方便重新放电缆、加端子排、穿孔，故制订的改线方案中的每一项改动都力求做到最简，同时在现场施工过程中，巧妙利用原有设备及回路，最终做到不放电缆，无须配线，无须增加端子排或穿孔，安全高效地完成改造工作，改造一个间隔平均只需花费15 min。

经过现场试验，防跳回路可靠有效，弹簧未储能时可以有效闭锁合闸回路，同时保护装置发控制回路断线信号[3]。从I-1和I-2测量得合闸回路电阻约为138.5 Ω，经检修班机械特性校验得到最低合闸电压约为168.4 V<80%Un(Un为220 V)，合闸时间为35 ms左右，满足南网规范标准要求，可以投入运行。

4 成果效益及推广价值

该站10 kV开关柜改造后，该站10 kV馈线未发生开关拒动，10 kV配电设备操作送电20余次，均顺利送电。此10 kV开关柜合闸回路改进方案的实施，一方面提高了运行人员操作的成功率和及时性，另一方面又减轻了继保检修人员的维护压力，同时大大提高了该站供电区域的运行可靠性，避免了因开关拒动而造成的经济损失。

5 结语

10 kV配电设备作为与用户连接的最后一段通道，其开关动作的可靠性与配网供电可靠性息息相关。与该变电站类似的一批旧站在投产之初，受限于技术设备及其他原因，所设计的合闸回路存在一定缺陷，特别是在继电器等设备老化后，该合闸回路的安全隐患暴露无疑，不符合现在公司所规定的规范要求，亟需改进。此次10 kV开关柜合闸回路改造成本低、风险小、施工时间短、成效大，实践证明该改进方案是可行且成功的，可以直接有效地推广到有相似问题的旧站改造中。

审核编辑：汤梓红