俞伊麗，張展耀，接曉霞，戴 濤，周 晨

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司舟山供電公司，浙江 舟山 316000）

0 引言

二次回路是指將繼電保護裝置、測控裝置、安全自動裝置、故障錄波等二次設備按照一定功能連接在一起所構(gòu)成的電氣回路，以實現(xiàn)對一次設備運行工況的監(jiān)視、測量、控制、保護及調(diào)節(jié)等功能［1］。作為二次回路的重要組成部分，控制回路可分為跳合位監(jiān)視回路、防跳回路、跳合閘回路及閉鎖回路等［2-3］。

斷路器作為繼電保護及自動裝置二次回路邏輯的最終執(zhí)行單元，其控制回路的完善性以及保護操作箱控制回路與斷路器機構(gòu)箱控制回路的配合度直接影響繼電保護裝置的正確動作率。

相關(guān)研究表明，斷路器控制回路缺陷問題已成為斷路器不正確動作的重要原因之一［4-5］。因此，對斷路器控制回路進行完善和改進是防止斷路器拒動、誤動的重要手段。文獻［6］和文獻［7］設計了一套斷路器控制回路智能監(jiān)測系統(tǒng)，該系統(tǒng)著重對控制回路中的跳合閘回路、壓板和保護出口接點的狀態(tài)進行實時監(jiān)測，并對其薄弱環(huán)節(jié)故障進行預警以防止斷路器誤動或拒動。文獻［8-10］則對斷路器控制回路中的跳合閘回路接線方式、雙跳閘線圈閉鎖回路的獨立性、保護防跳與機構(gòu)防跳的配合、斷路器操作箱和就地操作機構(gòu)內(nèi)合閘回路的配合等問題進行了深入探討與分析。

本文對一起110 kV斷路器拒動導致其他保護越級動作的事故進行了分析，提出了兩種保護操作箱跳合閘回路與斷路器機構(gòu)箱遠方/就地切換把手的配合改進方案，并對所提方案進行了驗證。

1 斷路器控制回路

斷路器控制回路主要由微機保護裝置的操作箱插件、測控裝置的遙分、遙合接點、遠方/就地切換把手、手分/手合操作把手及斷路器跳合閘線圈等構(gòu)成。

本文以CSC-163A 型數(shù)字式線路微機保護裝置為例，簡要介紹保護操作箱控制回路。以ZF10-126G 型110 kV 氣體絕緣全封閉組合電器的斷路器為例，簡要介紹斷路器機構(gòu)箱控制回路。

1.1 保護操作箱控制回路

保護操作箱是保護裝置與斷路器機構(gòu)箱之間的銜接裝置，保護操作箱控制回路如圖1所示。

1.1.1 跳合位監(jiān)視回路

斷路器跳閘監(jiān)視回路串接于斷路器合閘回路中，用于監(jiān)視合閘回路的完好性，斷路器合閘監(jiān)視回路串接于斷路器跳閘回路中，用于監(jiān)視跳閘回路的完好性，并通過保護面板指示燈顯示斷路器的實際分合狀態(tài)。

1.1.2 跳合閘回路

將分離純化后的菌株接種到對應產(chǎn)蛋白酶篩選培養(yǎng)基中，36 ℃培養(yǎng)48 h后觀察菌株周圍是否有蛋白酶水解圈，若有，即判定該菌株具有產(chǎn)蛋白酶活性。

由圖1 可見，保護操作箱與斷路器機構(gòu)箱之間連接了5 根電纜，即控制回路正電（101）、控制回路負電（102）、跳位監(jiān)視回路（109）、合閘出口回路（107）、合位監(jiān)視及跳閘出口回路（137）。保護跳閘、合閘出口與測控遙分、遙合出口至斷路器機構(gòu)箱的回路并未獨立分開，因此當斷路器機構(gòu)箱遠方/就地把手切至“就地”時，便斷開保護裝置遠方跳閘回路，存在就地手合于永久性故障時保護裝置動作但斷路器拒動的風險。

1.2 斷路器機構(gòu)箱控制回路

斷路器機構(gòu)箱是保護操作箱回路跳合閘出口命令的最終執(zhí)行單元。斷路器機構(gòu)箱控制回路如圖2所示。

圖2 斷路器機構(gòu)箱控制回路

1.2.1 跳合閘回路

完整的遠方跳閘回路為來自圖1 的保護操作箱跳閘出口命令137（合并保護跳閘和測控遙跳）接到斷路器機構(gòu)箱的遙分入口X1-103，串入遠方/就地切換把手輔助接點、斷路器常開輔助接點、跳閘線圈。

完整的遠方合閘回路為來自圖1 的保護操作箱合閘出口命令107（合并保護重合閘和測控遙合）接到斷路器機構(gòu)箱的遙合入口X1-101，串入遠方/就地切換把手輔助接點、防跳繼電器CJX 常閉輔助接點、儲能接點CK1、斷路器常開輔助接點、合閘線圈。

1.2.2 遠方/就地切換把手及操作開關(guān)

當遠方/就地切換把手HK1 切至“遠方”時，斷路器跳合閘回路由來自保護操作箱的遠方（保護裝置、測控裝置）跳合命令啟動。

當遠方/就地切換把手HK1 切至“就地”時，斷路器跳合閘回路經(jīng)圖2 中的五防鎖后由操作把手SA1的輔助接點啟動，同時切斷遠方跳合回路，使得保護裝置跳閘命令無法作用于斷路器。

2 控制回路缺陷造成斷路器拒動分析

2.1 系統(tǒng)基本情況

某110 kV 系統(tǒng)接線圖如圖3 所示。故障前各相關(guān)變電站運行情況如下：220 kV 變電站A 的1 號、2號、3 號主變壓器220 kV、110 kV 側(cè)并列運行，1 號主變壓器中性點接地運行，線路2 斷路器熱備用；110 kV 變電站B 的1 號、2 號主變壓器三側(cè)并列運行，且110 kV 側(cè)中性點均不接地，線路2 斷路器熱備用；200 kV 柔性直流站C 聯(lián)網(wǎng)運行，且110 kV 側(cè)中性點均不接地，聯(lián)接變壓器110 kV網(wǎng)側(cè)中性點接地。

圖3 某110 kV系統(tǒng)接線圖

故障后各相關(guān)變電站運行情況如下：220 kV 變電站A 線路2 斷路器分閘；110 kV 變電站B 線路2 斷路器拒動，110 kV Ⅰ、Ⅱ段母分斷路器分閘，35 kV母分斷路器、10 kV 母分斷路器分閘；200 kV 柔性直流站C 線路3 斷路器、聯(lián)接變壓器網(wǎng)側(cè)、閥側(cè)及低壓側(cè)斷路器分閘。

2.2 故障線路保護動作分析

某日14∶39∶01，220 kV 變電站A 線路2 執(zhí)行合閘操作，斷路器合閘成功。15∶03∶20.359，220 kV 變電站A 線路2發(fā)生C相永久性接地故障，故障電流為37 A（零序電流Ⅰ段保護電流定值為35 A，動作時限為0 s），保護測量阻抗為0.74 Ω（接地距離Ⅰ段保護阻抗定值為0.88 Ω，動作時限為0 s），測距為19 km，線路2 保護動作正確?？v聯(lián)保護因前期光纜中斷已退出，因該線路為電纜線路，重合閘也已退出，斷路器分閘。

15∶05∶49.290，對側(cè)110 kV 變電站B 運行人員未及時發(fā)現(xiàn)線路2已發(fā)生故障，將該側(cè)線路2斷路器就地手動合閘于故障，故障電流為29 A，測量阻抗為0.44 Ω（接地距離Ⅱ段保護阻抗定值為2 Ω，零序加速電流保護定值為4.5 A），但保護動作后斷路器實際未分閘，原因待查。

2.3 非故障間隔保護越級動作分析

15∶05∶49.596，因110 kV 變電站B 線路2 斷路器拒動，該站110 kVⅠ、Ⅱ段母分斷路器持續(xù)流過故障電流，故障電流為23 A（過流保護電流定值為8 A，動作時限為0.3 s，零序過流保護電流定值為1.8 A，動作時限為0.3 s）；經(jīng)0.3 s后零序過流保護和過流保護動作，跳開110 kVⅠ、Ⅱ段母分斷路器。

110 kV 變電站B 的110 kVⅠ、Ⅱ段母分斷路器跳閘后，200 kV 柔性直流站C 經(jīng)線路3、110 kV 變電站B 的1 號、2 號主變壓器中低壓側(cè)并聯(lián)運行，使得110 kV 變電站B的110 kV Ⅱ段和Ⅲ段母線帶C相接地故障繼續(xù)運行。

110 kV 變電站B 的110 kVⅠ、Ⅱ段母分斷路器跳閘后，110 kV 故障系統(tǒng)中僅剩200 kV 柔性直流站C 聯(lián)接變壓器網(wǎng)側(cè)中性點接地，200 kV 柔性直流站C線路3的零序電流分流增大，達到8.4 A（母分斷路器分閘前約為7.1 A），大于零序Ⅱ段保護定值（零序Ⅱ段保護電流定值為8 A，動作時限為0.9 s），15∶05∶50.552，保護動作，線路3 斷路器跳閘，保護動作正確。

200 kV 柔性直流站C 線路3 斷路器跳閘后，110 kV 系統(tǒng)失去中性點，系統(tǒng)A 相和B 相電壓升高至線電壓，系統(tǒng)3U0達到193 V，因200 kV 柔性直流站C 聯(lián)接變壓器為線變組接線，主變壓器保護用電壓取自線路3 的線路電壓互感器，大于聯(lián)接變壓器零序過電壓保護定值（零序過電壓保護電壓定值為180 V，動作時限為0.5 s），15∶05∶51.112，保護動作跳開聯(lián)接變壓器網(wǎng)側(cè)（已由線路3 保護跳開）、閥側(cè)及低壓側(cè)斷路器，保護動作正確。

200 kV 柔性直流站C 退出運行后，因110 kV 變電站B 的1 號、2 號主變壓器中低壓側(cè)并聯(lián)運行，該站110 kVⅡ段和Ⅲ段母線帶C 相接地故障繼續(xù)運行。此時，110 kV 系統(tǒng)通過220 kV 變電站A 線路1—110 kV 變電站B 的1 號主變壓器—110 kV 變電站B 的35 kV、10 kV 母分斷路器—110 kV 變電站B 的2號主變壓器向線路2的故障點繼續(xù)提供短路電流。

110 kV 變電站B 中，2號主變壓器中壓側(cè)故障電流值為9.3 A，低壓側(cè)故障電流值為1.4 A（中壓側(cè)分流較大），由于該站2 號主變壓器中壓側(cè)電流速斷保護電流定值為6.3 A，動作時限Ⅰ為1.5 s，中壓側(cè)電流速斷保護第Ⅰ時限動作跳開35 kV母分斷路器。此后，2號主變壓器低壓側(cè)故障電流分流增大至7.8 A，由于其低壓側(cè)電流速斷保護電流定值為6.3 A，動作時限Ⅰ為0.9 s，低壓側(cè)電流速斷保護第Ⅰ時限動作跳開10 kV 母分斷路器，保護動作正確，線路2 的故障點最終被隔離。

2.4 問題分析

由上述分析可知，110 kV變電站B的線路2斷路器拒動導致保護越級跳閘，擴大停電范圍。而斷路器拒動是因為運維人員在監(jiān)控后臺合斷路器執(zhí)行線路2 的復役操作時報“遙控失敗”信號，只能到現(xiàn)場就地手合線路2的斷路器。

由圖1、圖2 可知，保護和測控回路的遙分命令使用同一條電纜（137）引至斷路器機構(gòu)箱的跳閘入口（X1-103），當機構(gòu)箱處的遠方/就地切換把手切至“就地”時，就會斷開保護跳閘回路。此時，運維人員恰好手合于故障，保護雖然動作出口，但是由于跳閘回路已斷開，斷路器拒動。

可見，進行保護操作箱至斷路器機構(gòu)箱之間的跳閘回路設計時，僅考慮遠方合閘于故障的情況，且為了回路設計簡潔，未將來自保護操作箱的“測控跳閘”和“保護跳閘”分開。對上述回路的設計缺陷應進行彌補，以避免類似事故再次發(fā)生。

3 斷路器控制回路改進方案

3.1 改進方案一

方案一將測控跳合閘和保護跳合閘回路分開，具體如圖4 中的灰色方框標記處所示。新增跳閘繼電器TBJ2 和合閘繼電器HBJ2，用于單獨接入“測控/KK 跳閘”和“測控/KK 合閘”。如果采用保護操作箱防跳，由于“測控/KK 合閘”和“保護合閘”回路獨立，保護操作箱防跳回路需配置兩套，這將使回路變得更加復雜，還可能形成寄生回路，取消保護操作箱防跳，統(tǒng)一采用斷路器機構(gòu)箱防跳。

圖4 保護操作箱控制回路改進

保護操作箱回路改進后，對應接至斷路器機構(gòu)箱的接線也應相應改動。其中，“保護跳閘137”直接接至圖2 的X2-6，“保護合閘107”直接接至圖2 的X2-4，即保護裝置的跳合閘命令不再經(jīng)斷路器機構(gòu)箱的遠方/就地切換把手控制，從而避免就地手合于永久性故障時發(fā)生保護動作但斷路器拒動的現(xiàn)象?！皽y控/KK 跳閘137*”仍接至圖2 的X1-103，“測控/KK 合閘107*”接至圖2 的X1-101，即測控/KK 跳合閘命令（遙分/遙合）仍經(jīng)斷路器機構(gòu)箱的遠方/就地把手控制。

3.2 改進方案二

考慮到方案一中保護跳合閘出口不經(jīng)斷路器機構(gòu)箱遠方/就地切換把手的控制，存在斷路器檢修時誤傷現(xiàn)場作業(yè)人員的風險，需對斷路器機構(gòu)箱回路進一步改進，具體如圖5 中的灰色方框標記處所示。方案二的改進思路為新增一個遠方/就地切換把手HK2和控制屏分合操作把手。保護跳合閘命令只經(jīng)HK1 控制，測控跳合閘及控制屏手分、手合同時經(jīng)HK1 和HK2 控制。由兩個遠方/就地切換把手構(gòu)成了遠方、就地、檢修三種狀態(tài)［11］。

圖5 斷路器機構(gòu)箱控制回路改進

1）遠方狀態(tài)，即HK1 和HK2 均切至“遠方”。此時調(diào)度及廠站端監(jiān)控后臺均能遙控操作，保護能動作跳合閘，但控制屏、機構(gòu)箱不能操作。

2）就地狀態(tài)，即HK1 切至“遠方”，HK2 切至“就地”。此時調(diào)度及廠站端監(jiān)控后臺均不能遙控操作，保護能動作跳合閘，控制屏能操作，但機構(gòu)箱不能操作。

3）檢修狀態(tài)，即HK1 和HK2 均切至“就地”。此時調(diào)度及廠站端監(jiān)控后臺均不能遙控操作，保護不能動作跳合閘，控制屏不能操作，但機構(gòu)箱能操作。

4 結(jié)論

斷路器作為電力系統(tǒng)的重要元件，其控制回路的完好性是保證斷路器可靠執(zhí)行跳合閘操作命令的必要條件。本文對保護操作箱跳合閘回路與斷路器機構(gòu)箱遠方/就地切換把手的配合關(guān)系進行研究并改進，提出應將保護跳合閘與測控跳合閘回路分開并單獨引至斷路器機構(gòu)箱，同時新增控制屏操作把手另供運維人員在遙控回路故障時就地操作斷路器，并新增遠方/就地切換把手HK2，可與原斷路器機構(gòu)的HK1 構(gòu)成遠方、就地、檢修三種狀態(tài)，處于就地狀態(tài)時，運維人員手合于故障時保護裝置可正常跳開相應斷路器。

已在實訓室平臺搭建“保護操作箱-模擬斷路器”回路對該方案進行驗證，但改進后保護插件板的兼容性有待進一步試驗，以便在各變電站推廣應用。