摘 要：

針對廣州某110 kV變電站發(fā)生過多起合閘回路控制回路斷線導致的送電延時或開關重合閘拒動事件，對該站10 kV饋線備用柜的合閘回路進行整體細致的檢查，發(fā)現(xiàn)該站10 kV開關柜合閘回路存在多方面的安全隱患。在分析運行中可能出現(xiàn)的各種異常情況后，結合多年來的運行經驗和實際接線情況，因地制宜，巧妙利用原有設備的接線端子及電纜，以最簡潔的改動方式完成了對合閘回路的改進。改進技術方案巧妙利用原有設備和回路，無須重新放電纜、打孔或增加端子排，具有成本低、風險小、施工時間短、成效顯著的特點。由于同期投運的許多舊站均沿用同樣的設計模式，該技術方案具有較強的可推廣性。

0 引言

廣州增城地區(qū)某110 kV變電站的10 kV配電設備投產運行超過14年，所有10 kV開關柜設備型號均為汕頭正超電氣集團有限公司的XGN2B-12。隨著運行年限增加，一二次設備老化，該站10 kV開關柜合閘回路暴露出諸多運行缺陷。據統(tǒng)計，該站10 kV設備在最近一年內發(fā)生過多起因為合閘回路控制回路斷線導致的送電延時事件，此外，還發(fā)生過一起饋線開關事故跳閘后開關拒動導致重合閘失敗的事件。經對該站10 kV饋線備用柜的合閘回路進行細致排查，發(fā)現(xiàn)該站10 kV開關柜合閘回路存在多方面的安全隱患，包括設計回路圖與現(xiàn)場實際接線不一致、開關機構原理設計不合理等問題，這些問題既增加了變電站實際運維的難度，又給該區(qū)域的供電可靠性埋下了影響極大的安全隱患。近年來，各級公司層面對供配電可靠性的要求越來越高，而該站所擔負的負荷又是廣州增城城區(qū)的重要負荷，重合閘失敗及送電延時導致的經濟及社會效益損失日益突出，必須對原來的合閘回路進行技術改進。此外，除了此座變電站，增城片區(qū)同期投運的幾個變電站均沿用同樣的設計，都存在很大的安全隱患。因此，通過對該站10 kV開關柜合閘回路的勘察及改造，可以探索出一個最優(yōu)解決方案，為日后其他舊站改造提供借鑒。

1 缺陷排查及技術分析

為徹底查明該變電站10 kV開關柜合閘回路頻繁發(fā)控制回路斷線的問題，對該站站內的10 kV備用饋線開關柜的合閘回路進行仔細勘察及測試，發(fā)現(xiàn)設計院出具的設計原理圖中的合閘回路與廠家原理圖及機構內部實際接線不一致，圖1為設計原理圖，圖2、圖3為經過現(xiàn)場查線后繪出的變電站10 kV開關柜合閘回路及儲能回路實際接線圖。

圖2中，端子1D59、1D60是開關柜內的機構外部端子排，I-1、I-5端子是機構內部端子排。經過回路分析及實際試驗認證，該合閘回路存在如下技術缺陷：

(1)機構內部防跳回路設計不合理，影響合閘可靠性。從圖2可以看出，在開關柜實際的合閘回路中，無論是重合閘還是手動合閘，只要合閘脈沖已經發(fā)出，開關柜內的防跳繼電器FJ立刻得電動作，其常閉接點會切斷合閘回路。現(xiàn)場防跳繼電器FJ的型號為JQX-13F，經查閱廠家資料，得知其得電吸合時間與失電釋放時間為25 ms左右，而由檢修班的開關機械特性試驗得知10 kV開關柜斷路器的合閘時間約為35 ms(從收到指令到主觸頭完全閉合)。假如斷路器合閘線圈由于老化或卡阻的原因導致合閘線圈吸合時間超過25 ms，這時開關操動機構還未脫扣，而合閘回路已被切斷，就會導致開關拒動合閘失敗。另外，由于防跳繼電器FJ長期保持得電狀態(tài)，容易發(fā)熱加速接點老化。且機構箱內部振動頻繁又無除濕裝置，運行環(huán)境惡劣，導致其常閉接點往往接觸不良，從而增加了合閘回路的電阻[現(xiàn)場測量得到斷路器合閘回路電阻為154.1 Ω，而合閘線圈的額定參數(shù)為130×(1±5%) Ω]，抬高了最低合閘電壓，因此該機構內部的防跳回路嚴重影響到合閘回路的可靠性。

(2)儲能中間繼電器ZJ冗余，長期帶電容易損壞而導致控制回路斷線，影響重合閘成功率。由圖3可知，儲能中間繼電器ZJ受彈簧儲能行程開關1WK控制，在儲能電源空開2ZK合上的情況下，彈簧一經儲能，則行程開關閉合，儲能中間繼電器ZJ動作。由此可知，在饋線正常運行情況下，儲能中間繼電器長期處于動作狀態(tài)，極易燒毀，事實上近幾年也確曾出現(xiàn)過多次儲能中間繼電器損壞的情況。另外，由于該儲能中間繼電器的節(jié)點僅用于儲能指示燈回路，而遙信“彈簧未儲能”信號取的是儲能行程開關的接點，故當儲能中間繼電器損壞時無任何信號發(fā)出，僅能通過儲能指示燈來判斷該中間繼電器是否損壞，不利于運行人員及時發(fā)現(xiàn)告警隱患，并極有可能導致運行中的設備重合閘不成功。

(3)跳位監(jiān)視回路設計不合理，未能監(jiān)視完整的合閘回路。按照圖2原先的設計，跳位監(jiān)視回路僅能監(jiān)視合閘線圈HQ或開關輔助接點b1的狀態(tài)，當儲能中間繼電器接點ZJ或防跳繼電器接點FJ或開關輔助接點b2斷開時，跳位繼電器TWJ依然動作，裝置不會發(fā)控制回路斷線信號。

2 改進方案

根據現(xiàn)場檢查得出的分析結果，結合南方電網《110 kV變電站二次接線標準》(Q/CSG 1201010—2016)以及現(xiàn)場接線情況，制訂了一個既簡潔又符合規(guī)范要求的改進方案。具體改動有如下幾方面：

(1)根據南方電網《110 kV變電站二次接線標準》，就地防跳和操作箱防跳應優(yōu)先保留就地機構防跳，在沒有機構防跳時才考慮使用保護防跳，這樣可避免保護退出時防跳也同時失去的風險[1]。但該變電站的10 kV開關柜廠家機構內部防跳回路設計不合理，且繼電器運行存在不可靠風險，故將其防跳繼電器FJ拆除。考慮到廠家內部接線為U型冷壓銅接頭，底座螺絲接線緊固，故直接利用其原有底座可靠短接其常閉接點，經測量短接后的接點電阻接近于0，短接效果良好。改進后的防跳回路采用保護裝置操作箱內部的防跳回路。

(2)考慮到圖2合閘回路中已有彈簧儲能行程開關1WK作為閉鎖接點，故將柜內的儲能中間繼電器ZJ取消，并直接在該繼電器的接線端子處短接其合閘回路中的常開接點，解開儲能中間繼電器的A1端電纜接入儲能指示燈，直接采用彈簧儲能行程開關1WK驅動儲能指示燈，圖4為改進后的儲能回路。

(3)根據南方電網《110 kV變電站二次接線標準》的要求，TWJ應能監(jiān)視包括“遠方/就地”切換把手、斷路器輔助接點、合閘線圈等的完整合閘回路[2]。故將跳位監(jiān)視回路前移至機構外部的端子排，即將1D60至I-5的配線兩側均解開，直接在端子排處用短接片短接1D59、1D60。圖5為改進后的合閘回路，TWJ可監(jiān)視完整的合閘回路。

3 現(xiàn)場施工及測試情況

形成改進方案后，結合檢修班組對該站10 kV開關機構進行特性試驗的契機，開展了10 kV開關柜合閘回路的改造。由于改進方案涉及所有10 kV配電設備，但停電時間短，涉及的改動多，且設備處于投運狀態(tài)，不方便重新放電纜、加端子排、穿孔，故制訂的改線方案中的每一項改動都力求做到最簡，同時在現(xiàn)場施工過程中，巧妙利用原有設備及回路，最終做到不放電纜，無須配線，無須增加端子排或穿孔，安全高效地完成改造工作，改造一個間隔平均只需花費15 min。

經過現(xiàn)場試驗，防跳回路可靠有效，彈簧未儲能時可以有效閉鎖合閘回路，同時保護裝置發(fā)控制回路斷線信號[3]。從I-1和I-2測量得合閘回路電阻約為138.5 Ω，經檢修班機械特性校驗得到最低合閘電壓約為168.4 V<80%Un(Un為220 V)，合閘時間為35 ms左右，滿足南網規(guī)范標準要求，可以投入運行。

4 成果效益及推廣價值

該站10 kV開關柜改造后，該站10 kV饋線未發(fā)生開關拒動，10 kV配電設備操作送電20余次，均順利送電。此10 kV開關柜合閘回路改進方案的實施，一方面提高了運行人員操作的成功率和及時性，另一方面又減輕了繼保檢修人員的維護壓力，同時大大提高了該站供電區(qū)域的運行可靠性，避免了因開關拒動而造成的經濟損失。

5 結語

10 kV配電設備作為與用戶連接的最后一段通道，其開關動作的可靠性與配網供電可靠性息息相關。與該變電站類似的一批舊站在投產之初，受限于技術設備及其他原因，所設計的合閘回路存在一定缺陷，特別是在繼電器等設備老化后，該合閘回路的安全隱患暴露無疑，不符合現(xiàn)在公司所規(guī)定的規(guī)范要求，亟需改進。此次10 kV開關柜合閘回路改造成本低、風險小、施工時間短、成效大，實踐證明該改進方案是可行且成功的，可以直接有效地推廣到有相似問題的舊站改造中。

審核編輯：湯梓紅