李宗宇
(四川超(特)高壓運(yùn)檢公司綿陽中心,四川 綿陽 621000)
ZF11-252(L)型斷路器在國內(nèi)使用較多,斷路器的控制采用遠(yuǎn)方和就地控制。根據(jù)廠家提供的資料和現(xiàn)場實(shí)際接線,經(jīng)過認(rèn)真分析,該型號的斷路器在控制回路上存在一定的安全隱患。
隨著電力系統(tǒng)電壓等級的不斷升高,國內(nèi)外對設(shè)備安全運(yùn)行的要求也不斷提高,對高電壓等級設(shè)備的安全控制在不斷完善,但國內(nèi)早期投運(yùn)的220 kV設(shè)備的控制還存在安全隱患,雖然220 kV系統(tǒng)一般不允許就地進(jìn)行控制[1],但特殊情況下不可避免地必須進(jìn)行就地操作,而早期的廠家回路設(shè)計(jì)卻不能滿足開關(guān)就地控制時(shí)保護(hù)動作開關(guān)跳閘的要求,留下安全隱患,這些隱患在國外設(shè)備的控制設(shè)計(jì)上已有好的解決辦法,如ABB的500 kV ERK-3型開關(guān)的控制就比較完善[4],現(xiàn)在投運(yùn)的國內(nèi)設(shè)備也作了改進(jìn),但仍不能滿足設(shè)備在各種狀態(tài)下的安全要求。
控制回路中的“遠(yuǎn)方/就地”切換開關(guān)SPT1安裝在斷路器就地控制柜內(nèi),正常運(yùn)行時(shí)置“遠(yuǎn)方”位置。遠(yuǎn)方分、合閘脈沖均來自斷路器保護(hù)屏。遙控分閘/保護(hù)動作跳閘時(shí),操作箱——跳閘回路26(主分閘回路,見圖 1)——SPT1:15-16—— -K8 接點(diǎn)(低氣壓、低油壓閉鎖)——接通跳閘回路開關(guān)分閘;操作箱——跳閘回路 27(副分閘回路,見圖2)——SPT1:19-20——接通跳閘回路開關(guān)分閘。
下面就該控制回路存在的問題進(jìn)行分析,并提出改進(jìn)方案(本次引用的接線圖為三相聯(lián)動機(jī)構(gòu),其他分相機(jī)構(gòu)也存在同樣問題)。
“遠(yuǎn)方/就地”切換開關(guān)正常時(shí)置于“遠(yuǎn)方”位置,開關(guān)在檢修狀態(tài)時(shí),為了防止開關(guān)檢修時(shí)保護(hù)對開關(guān)進(jìn)行傳動,對開關(guān)檢修人員或設(shè)備造成傷害而設(shè)置的“就地”操作方式。雖然正常情況下嚴(yán)禁切“就地”方式[1],但在進(jìn)行事故處理或某種原因運(yùn)行方式必須立即進(jìn)行調(diào)整等情況,而遠(yuǎn)方操作又失靈時(shí)(監(jiān)控系統(tǒng)故障、測控故障、監(jiān)控和測控通訊故障、操作箱故障、遙信回路故障監(jiān)控不能正確判斷設(shè)備狀態(tài)等情況都將不能進(jìn)行遙控),不得不采取就地操作方式,這時(shí)就會承擔(dān)很大的安全風(fēng)險(xiǎn)。
圖1 合閘和主分閘回路
圖2 副分閘回路
1)在該接線方式下,當(dāng)“遠(yuǎn)方/就地”切換開關(guān)SPT1 置“就地”位置時(shí)[3],SPT1:11-12、15-16、19-20 三對接點(diǎn)斷開;SPT1:9-10、13-14、17-18 三對接點(diǎn)閉合。因斷路器的遠(yuǎn)方操作和保護(hù)動作跳、合閘[3]均經(jīng)24、26、27 三個回路引入操作機(jī)構(gòu),而此時(shí)該3個回路均被SPT1:11-12、15-16、19-20三對接點(diǎn)斷開,斷路器不能進(jìn)行遙控操作,保護(hù)動作時(shí)斷路器不能跳閘,此時(shí),若線路故障,保護(hù)正確動作,斷路器也不能跳閘,將由失靈保護(hù)切除該斷路器所接母線上的所有開關(guān),必將擴(kuò)大事故范圍,且延長故障切除時(shí)間,對系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行造成破壞,甚至造成設(shè)備損壞;
2)如果正好在線路單相故障跳閘后開關(guān)控制由遠(yuǎn)方切至就地,重合閘動作后將因SPT11-12斷開而造成開關(guān)不能合閘,最終由開關(guān)機(jī)構(gòu)三相不一致保護(hù)動作將開關(guān)跳閘,降低了運(yùn)行的可靠性。
(1)方案1:將SPT1:19-20接點(diǎn)短接,使第二組跳閘回路不受“遠(yuǎn)方/就地”切換繼電器控制。這時(shí)即使“遠(yuǎn)方/就地”切換開關(guān)SPT1置“就地”位置,也不影響保護(hù)動作后的斷路器分閘。但是,該接線方式下,當(dāng)“遠(yuǎn)方/就地”切換開關(guān)SPT1置“就地”位置時(shí),因SPT1:15-16接點(diǎn)斷開,所以遠(yuǎn)方跳閘只有一組線圈(被短接的SPT1:19-20),其分閘可靠性將降低一半;另一方面,按該方式改接時(shí),“遠(yuǎn)方/就地”切換打在就地后,斷路器仍可進(jìn)行遠(yuǎn)方分閘操作,在開關(guān)檢修時(shí),可能因保護(hù)傳動,對人員和設(shè)備造成傷害,這也是不允許的。
(2)方案2:將“遠(yuǎn)方/就地”切換開關(guān)進(jìn)行改造,使切換開關(guān)能提供3種狀態(tài)接點(diǎn):遠(yuǎn)方、就地、檢修,其接點(diǎn)SPT1:21-22接入測控裝置前經(jīng)操作箱引入斷路器操作機(jī)構(gòu)[4],遠(yuǎn)方跳閘回路觸點(diǎn)SPT1:15-16、SPT1:19-20在“就地”位置時(shí)不斷開,只有在檢修方式時(shí)斷開。當(dāng)“遠(yuǎn)方/就地”切換開關(guān)SPT1切至“遠(yuǎn)方”位置時(shí),SPT1:11-12、SPT1:15-16、SPT1:19-20、SPT1:21-22接通,溝通遠(yuǎn)方操作回路,而 SPT1:9-10、SPT1:13-14、SPT1:17-18 斷開,切斷就地操作回路;當(dāng)“遠(yuǎn)方/就地”切換開關(guān)SPT1切至“就地”位置時(shí),SPT1:9-10、SPT1:11-12、SPT1:13-14、SPT1:15-16、SPT1:17-18、SPT1:19-20接通,斷路器可以就地操作,保護(hù)動作也可以跳閘,SPT1:21-22斷開,斷開開關(guān)經(jīng)測控操作回路,開關(guān)不能在后臺或測控裝置進(jìn)行操作;當(dāng)“遠(yuǎn)方/就地”切換開關(guān) SPT1置“檢修”位置時(shí),SPT1:9-10、SPT1:11-12、SPT1:13-14、SPT1:15-16、SPT1:17-18、SPT1:19-20 斷開,斷開開關(guān)遠(yuǎn)方操作回路和保護(hù)動作跳閘回路,SPT1:9-10、SPT:13-14、SPT:17-18接通,開關(guān)只能在控制柜進(jìn)行就地分/合閘操作。
該方案優(yōu)點(diǎn):按照改進(jìn)后的接線方案,既滿足了就地操作時(shí)保護(hù)正確動作跳閘的要求,又保證了在檢修狀態(tài)下,對人員、設(shè)備安全的保障。
表1 PST1遠(yuǎn)方/就地/檢修切換開關(guān)
圖3 操作箱改前部分接線圖
圖4 操作箱改后部分接線圖
現(xiàn)投運(yùn)的設(shè)備控制回路一般都進(jìn)行了改進(jìn),如500 kV富樂變電站2011年投運(yùn)的220 kV間隔,500 kV色爾古變電站2012年投運(yùn)的220 kV間隔都是將遠(yuǎn)方/就地接點(diǎn)引入操作箱,避免了在就地操作方式下保護(hù)動作不能切除故障的隱患,但這些改進(jìn)都不徹底,沒有對遠(yuǎn)方/就地切換開關(guān)進(jìn)行改進(jìn),只是將 SPT1:11-12、15-16、19-20 短接,另引一對接點(diǎn)到操作箱,滿足了就地操作方式下保護(hù)動作切除故障的要求,但在就地操作方式下保護(hù)也能對開關(guān)進(jìn)行傳動,對檢修狀態(tài)下的人身、設(shè)備安全沒有保障。
在回路改造前,非事故處理等極端情況,任何人不得將切換開關(guān)切至“就地”位置,切換開關(guān)的切換納入防誤裝置管理。
綜上所述,應(yīng)充分了解斷路器“遠(yuǎn)方/就地”切換開關(guān)的接線,各種狀態(tài)對運(yùn)行的影響,并結(jié)合設(shè)備狀態(tài)進(jìn)行正確切換才能保證安全運(yùn)行。
[1]四川省電力公司,四川電力系統(tǒng)調(diào)度規(guī)程[S].
[2]四川省電力公司,四川電力系統(tǒng)電氣設(shè)備操作規(guī)程[S].
[3]河南平高,220 kV ZF11-252(L)GIS開關(guān)控制回路[R].
[4]ABB公司,500 kV ELK-3GIS開關(guān)控制回路[R].