110kV新建变电站断路器防跳回路问题分析及改进措施

时间：2024-05-04

罗昕陆校丞颜晓娟

摘要：110kV新建变电站主变低压侧断路器分闸后无法再次合闸，经研究发现，由于主变机构箱防跳继电器与操作箱跳位监视回路参数不匹配，造成防跳继电器不能可靠返回，合闸回路被切断，断路器无法合闸。通过修改二次接线和开展防跳试验验证，该问题得以解决。

关键词：断路器;继电保护;防跳回路

中图分类号：TM622 文献标识码：A

文章编号：1009-3044（2019）24-0244-03

开放科学（资源服务）标识码（OSID）：

Analysis and Improvement Measures of the Anti-bouncing Circuit of Circuit Breakers in 110 kV Newly-built Substation

LUO Xin1， LU Xiao-cheng2， YAN Xiao-juan1

（1.Guangxi Hydraulic and Electric Polytechnic， Nanning 530023，China;2.Guangxi Electric Power Transmission and Substation Construction Company， Nanning 530023， China）

Abstract： The low-voltage side circuit breaker of the main transformer could not close again in 110 kV Substation. It was found that the parameters of jump-proof relay of main transformer mechanism box could not match those of jump-position monitoring circuit of operation box， which caused jump-proof relay could not return reliably， As a result， the closing circuit is cut off and the circuit breaker could not close.

Key words： circuit breaker; protective relay; Anti-bouncing Circuit

1 问题提出

2019年1月3日，在广西南宁市五象新区新建110kV变电站中，保护调试工作人员对主变高、低压侧断路器开展遥控分合闸试验时，主变高压侧断路器分合闸正常，低压侧断路器完成一次分闸后，无法再次合闸。

2 原因分析

2.1 变电站基本情况

该新建110kV变电站位于广西南宁市五象新区中心，五象新区远期规划为南宁市新城市中心，目前处于建设发展期，供电负荷不多，所以变电站分三期建设。一期工程1台主变（63MVA）; 110kV线路2回，10kV线路出线15回，每台主变安装2组容量为6Mvar的电容器组。

主变110kV高压侧一次设备采用山东泰开高压开关有限公司的ZF10-126G型户内GIS成套设备，低压侧断路器采用广东正超电气有限公司的小车式VS1-12户内高压真空断路器。

主变保护按双套设计，主保护与后备保护一体化配置（PCS-978NA），配置1套非电量保护（PCS-9661N）和操作箱（CJX-01-121633），主变保护装置组两面屏;主变高压侧、低压侧及本体各配置1套测控装置（PCS-9705-H2），组一面屏。保护屏和测控屏均采为南京南瑞继保电气有限公司产品。

2.2 主变低压侧断路器控制回路分析

由于主变低压侧断路器遥控分合不正常，工作人员检查断路器控制回路，工程设计如图1所示。

由于图1设计二次回路十分简略，断路器分合闸控制回路走向表述很不明确，因此工作人员只好查厂家资料，核对现场二次接线，补充完善主变低压侧开关控制回路，如图2所示。

根据图2所示，保护调试技术人员进行主变低压侧断路器遥控分合闸试验，步骤如下：

1）用短线短接3S1-2接点，解除五防锁，3QK切换开关打到就地同期位置，3QK3-4接点闭合。

2）投入主变测控柜3LP3遥合压板，在后台执行合闸操作，HJ接点闭合。

但是主变低压侧断路器不动作。

3）在主变测控屏用万用表测量正电源端子3CD1，正电，遥控合闸出口端子3CD9对地电压，正电;在主变保护屏测量合闸出口端子3-4CD5，正电;在主变低压开关柜合闸出口端子2D6，正电;2D12负电。说明控制回路电源正常，遥控合闸指令已经正确到达断路器机构箱。

检查断路器辅助常闭接点QF闭合正常，电机储能接点S1闭合正常，辅助闭锁接点S2闭合正常，初步分析判断是机构箱防跳继电器KO没有返回，KO常闭触点切断合闸回路，造成断路器无法合闸。

4）断开控制电源，待机构箱防跳继电器KO返回，其常闭接点闭合。

5）合上控制電源，测量机构箱端子2D6，负电。执行前面的1）和2）步骤，断路器合闸成功。

6）3QK切换开关打到远方位置，3QK7-8接点闭合，投入主变测控柜3LP4遥跳压板，在后台执行跳闸指令，TJ1接点闭合。断路器跳闸成功。

7）重复前面的1）和2）步骤，断路器不动作，检测结果同3）。

基本确定是断路器机构箱防跳继电器KO没有及时返回，其常闭触点切断合闸回路，造成断路器无法合闸。

2.3 防跳继电器不返回原因分析

1）断路器防跳

防跳继电器是防止断路器出现“跳跃”现象。断路器“跳跃”是由于断路器控制开关或自动重合闸装置的合闸接点未及时返回，例如操作人员未松开手柄、自动重合闸装置的合闸接点粘连，而正好合闸在故障设备上，造成断路器连续多次分合的现象。

2）原因分析

该110kV新建变电站主变高、低压侧断路器均采用断路器就地防跳功能。根据设计要求，取消操作箱防跳功能，即把图2主变保护A柜操作箱的TBJV防跳常闭接点用短线S2短接。

主变低压侧断路器合闸回路如图2所示，二次设计直接把跳位监视回路（端子3-4CD6）与操作箱合闸出口（端子3-4CD5）短接，接至机构箱端子2D6。当主变低压侧断路器QF处于合闸位置，其常开触点闭合。机构箱防跳继电器KO回路电流9.1mA，功率1W，技术参数数值较小，可通过操作箱TWJ跳位监视回路得电动作，其常闭接点断开，切断合闸回路，常开触点闭合，自保持不返回。如图3所示。

如果变压器跳闸后，故障处理完恢复送电，调度下令遥控合闸，由于防跳回路一直自保持不复归，断路器无法合闸，运维人员必须到达变电站现场手动断开控制电源才能恢复，延误了送电，影响非常大。

3 采取的措施

1）断路器防跳分类

断路器防跳回路有两种：

一是保护屏操作箱防跳，也称为电流型防跳：利用跳闸回路防跳繼电器TBJ电流线圈启动，通过合闸回路TBJV电压线圈自保持，从而持续断开合闸回路，起到防止断路器“跳跃”现象的作用，如图4所示。

二是断路器机构箱防跳，也称为电压型防跳：利用断路器辅助接点启动防跳继电器KO电压线圈，通过本身的常开接点，用合闸脉冲实现自保持，从而将合闸回路断开，如图5所示。

2）改进措施

该站主变低压侧断路器有两套防跳回路，根据《南方电网电力系统继电保护反事故措施汇编（2014年）》第6.13条规定：每个断路器应且只应使用一套防跳回路，宜采用开关本体防跳的要求，该110kV新建变电站主变高、低压侧断路器均采用断路器就地防跳功能。由于断路器机构箱防跳继电器KO与跳位继电器TWJ参数不匹配，防跳继电器KO不能及时返回，造成断路器跳闸后无法再次合闸，必须手动断开控制电源才能恢复。

改进措施有两种：

1）取消开关本体防跳，改为操作箱防跳。即断开图2中S2的短连线，投入TBJV防跳常闭接点，断开机构箱JP9短连线，拆除防跳继电器KO防跳回路。

2）TWJ跳位监视回路引出端子3-4CD6与合闸出口端子3-4CD5分开，先串联机构箱防跳继电器KO常闭接点及断路器QF常闭接点后，再接至断路器合闸回路2D6处，可确保机构防跳可靠返回。如图5所示。

由于主变机构箱没有提供相应接点，需联系开关厂家，按设计要求增加相应设备，修改相关二次回路接线。

经与业主工程技术负责人沟通协商，同意采用第一种改进措施，改为断路器操作箱防跳。

4 防跳功能试验

按照前面的改进措施，完成防跳改线，效果如何，必须通过防跳功能试验验证。防跳功能验收，一般采取的方法是人为在二次回路制造分合闸命令共存的现象，然后观察断路器是否有跳跃现象。具体步骤如下：

1）合上主变低压侧断路器，把主变测控屏3QK切换开关切到就地非同期位置，3KK控制开关把手一直保持在合后位置;

2）短接保护出口接点。断路器跳闸不重合。

3）松开3KK控制开关把手，再合闸一次，保证断路器能够可靠合上。

4）短接操作箱防跳接点，再重复1）步骤，点跳断路器，断路器跳闸后重合一次。逻辑完全正确。

5 结论