10kV 電容器組單元間隔由于設計方面的原因，其相應的微機保護裝置未設置電容器組網(wǎng)門行程開關(guān)狀態(tài)切換的信號采集節(jié)點。當電容器組網(wǎng)門行程開關(guān)觸點因各種原因閉合時，電容器組斷路器因跳閘回路被接通而跳閘，而微機保護裝置與監(jiān)控系統(tǒng)無相應的信號提示，導致電容器組的投切推遲，而且容易延誤運行與檢修人員對故障原因的分析判斷。通過對 110 kV 某變電站 10kV Ⅱ段電容器 A920 斷路器控制失效故障進行原理分析，總結(jié)相應的消缺作業(yè)經(jīng)驗，以求提高運行與檢修人員處理類似故障的能力與效率，并提出相應的整改策略，以求保證電網(wǎng)的供電質(zhì)量與運行穩(wěn)定。
0 引言
10kV 并聯(lián)電容器組在城市電網(wǎng)中主要用于補償感性電力負荷的無功功率，提高電網(wǎng)功率因數(shù)，改善電網(wǎng)電壓質(zhì)量，降低電網(wǎng)線路損耗，在城市電網(wǎng)的中壓系統(tǒng)中得到了廣泛的應用。然而，由于城市電網(wǎng)負荷的周期性變化，電容器組需要頻繁投切，電容器組斷路器作為控制電容器組投切的重要構(gòu)件，在實際運行中時常發(fā)生控制失效故障，影響了電網(wǎng)的穩(wěn)定運行與供電質(zhì)量。本文通過對一起典型的電容器組斷路器控制失效故障進行原理分析，總結(jié)相關(guān)消缺作業(yè)經(jīng)驗，以求提高運行與檢修人員分析處理類似電容器組斷路器控制失效故障的能力與效率，保證電網(wǎng)的穩(wěn)定運行與供電質(zhì)量。
1 電容器組單元間隔的構(gòu)造組成
10kV 電容器組單元間隔組成構(gòu)件包括：開關(guān)柜、真空斷路器、電容器組、限流電抗器、電纜、接地刀閘、網(wǎng)門、微機保護與遠動裝置以及其它配件，其主接線圖如圖 1 。
電容器組單元間隔的保護可分為電量保護和非電量保護兩部分。電量保護包括：過流Ⅰ段保護、過流Ⅱ段保護、過流Ⅲ段保護、過電壓保護、低電壓保護、不平衡電壓保護、零序電流Ⅰ段保護、零序電流Ⅱ段保護等；而非電量保護主要為網(wǎng)門保護，即將網(wǎng)門行程開關(guān)的常閉節(jié)點串入真空斷路器的跳閘回路，當電容器組的網(wǎng)門處于開啟狀態(tài)時，電容器組斷路器將因跳閘回路導通而跳閘，以此來防止當電容器組處于運行狀態(tài)時，人員誤入運行中電容器組而發(fā)生人身觸電傷害事故，達到保護人身與設備安全的目的。
2 故障現(xiàn)象
廈門電業(yè)局 110 kV 某變電站 10kV Ⅱ段電容器 A920 根據(jù)系統(tǒng)電壓要求需投入運行，其斷路器當時處于工作位置，當調(diào)度監(jiān)控中心通過監(jiān)控系統(tǒng)向該斷路器發(fā)出合閘指令時，出現(xiàn)如下信號：
1. “ 10kV Ⅱ段電容器 A920 斷路器合閘”；
2. “ 10kV Ⅱ段電容器 A920 斷路器跳閘”；
3. “ 10kV Ⅱ段電容器 A920 斷路器控制回路斷線”；
4. “ 10kV Ⅱ段電容器 A920 斷路器控制回路斷線”信號復歸。
再次遙控試操作，仍出現(xiàn)以上信號， 10kV Ⅱ段電容器 A920 斷路器（以下簡稱 A920 斷路器）遠方合閘不成功，電容器組投入運行失敗。為了查明故障原因，排除故障，保證電網(wǎng)的正常運行，廈門電業(yè)局變電檢修部馬上派出檢修人員到現(xiàn)場配合運行人員進行缺陷的檢查處理，具體流程如下：
（ 1 ）檢查 10kV Ⅱ段電容器 A920 的微機保護裝置，裝置所報信息與監(jiān)控系統(tǒng)所報信息一致，各狀態(tài)指示與現(xiàn)場一致；
（ 2 ）將 A920 斷路器搖至試驗位置，拔下 A920 斷路器的航空插頭，打開斷路器面板，用萬用表分別測量合閘線圈、跳閘線圈、閉鎖電磁鐵的電阻，所測電阻值都在正常范圍內(nèi)，沒有發(fā)生損壞；
（3）就地手動操作 A920 斷路器， A920 斷路器合閘后可以自保持，操動機構(gòu)狀態(tài)正常；
（4）就地進行 A920 斷路器的電動合閘試操作時，出現(xiàn)如下現(xiàn)象： A920 斷路器合閘后馬上跳閘，微機保護裝置報“控制回路斷線”告警信號，隨后信號復歸，多次試操作， A920 斷路器均電動合閘操作失敗。
3 故障分析 [1]
多次電動試操作， 10kV Ⅱ段電容器 A920 的微機保護裝置只報合/跳閘信號、“控制回路斷線”告警及其復歸信號，沒有其它保護動作的告警信號。微機保護裝置發(fā)出“控制回路斷線”告警信號的原理為：圖 3 中 TWJ 2（跳位繼電器）與 HWJ （合位繼電器）兩繼電器常閉觸點串聯(lián)的回路閉合觸發(fā)微機保護裝置報“控制回路斷線”告警信號。例如，圖 2 中的 1D45 至 1D48 ， 1D45 至 1D50 之間的兩條支路因同時存在斷點不導通， TWJ 2與 HWJ 兩個繼電器同時失電， TWJ 2與 HWJ 兩個繼電器的常閉觸點將同時閉合，進而觸發(fā)微機保護裝置報“控制回路斷線”告警信號。在此次的 A920 斷路器操作告警信號中， A920 斷路器“控制回路斷線”告警信號出現(xiàn)后，隨后復歸，多次試操作都是這種情況。我們知道 VD4 型真空斷路器操動機構(gòu)具有如下動作參數(shù)：合閘時間： 55-67ms ，跳閘時間： 33-45ms ，理想情況下連續(xù)分合閘一次大約 88-112ms （ 0.08s-0.112s ，即使加上其它影響因素，也不會超過 1s ），而儲能彈簧的儲能時間正常在 15s 以內(nèi)。正常情況下，兩者所需的時間不在同一等級，儲能彈簧的儲能時間遠遠大于斷路器（儲能彈簧已儲好能）連續(xù)分合閘一次所需要的時間。當 A920 斷路器進行電動合閘試操作時， A920 斷路器合閘又立刻跳閘后，合閘儲能彈簧還需要時間進行儲能，合閘回路因 S1 （合閘儲能彈簧儲能到位的輔助開關(guān)）常開觸點斷開而不導通，同時，跳閘回路因斷路器輔助開關(guān) S4 觸點斷開而不導通，進而導致 TWJ 2與 HWJ 同時失電，其常閉觸電同時閉合觸發(fā) 10kV Ⅱ段電容器 A920 的微機保護裝置報“控制回路斷線”告警信號。當 A920 斷路器儲能彈簧完成儲能后， S1 常開觸點閉合，合閘回路重新導通，“控制回路斷線”告警信號應此得到復歸。因此，可以排除 A920 斷路器控制回路存在斷線的可能。
圖 2 某變電站 10kV Ⅱ段電容器 A920 斷路器控制回路圖
QG— 電容器組接地刀閘輔助開關(guān)； S1— 儲能彈簧輔助開關(guān)；S2 — 閉鎖電磁鐵輔助開關(guān)；S3、S4 — 斷路器輔助開關(guān)； Y3 —合閘線圈； Y2— 跳閘線圈； TWJ1 、 TWJ2— 跳位繼電器； HWJ— 合位繼電器； PTJ-- 保護跳閘繼電器； P H J-- 保護合閘繼電器； WT 1、 WT 2—電容器組網(wǎng)門跳閘節(jié)點； HBJ— 合閘保持繼電器； TBJ— 跳閘保持繼電器； FT J— 防跳繼電器； BHJ— 閉鎖合閘繼電器； BTJ— 閉鎖跳閘繼電器；MH J— 遙控合閘 繼電器 ；MT J— 遙控跳閘 繼電器 ；DNB S-2 — 直流電氣鎖；HLP — 重合閘出口壓板；TLP — 保護跳閘出口壓板；1KK — 遠方/就地切換開關(guān)；KM2 — 控制母線；E — 測控裝置接線端子；H — 微機保護裝置接線端子；1D — 開關(guān)柜接線端子
圖 3 某變電站 10kV Ⅱ段電容器 A920 斷路器信號回路圖
根據(jù) 10kV Ⅱ段電容器 A920 斷路器控制原理圖以及就地試操作的結(jié)果，可知 A920 斷路器出現(xiàn)合閘后又立刻跳閘的可能性原因如下：
1. 10kV Ⅱ段電容器 A920 的微機保護裝置因保護動作發(fā)出跳閘命令使 A920 斷路器跳閘；
2. 網(wǎng)門行程開關(guān)動作，其常閉節(jié)點 WT 1或 WT 2閉合而使 A920 斷路器跳閘。
現(xiàn)在，我們來分析下 A920 斷路器出現(xiàn)合閘又立刻跳閘的原因。首先仔細查看 10kV Ⅱ段電容器 A920 的微機保護裝置，我們發(fā)現(xiàn)并無保護動作信號，裝置沒有發(fā)出 A920 斷路器跳閘命令的提示，裝置狀態(tài)良好，各種狀態(tài)信號指示正常，原因 1 得以排除了。
我們可以發(fā)現(xiàn)圖 3 的 A920 斷路器信號回路中并未設計“電容器組網(wǎng)門開啟 A920 斷路器跳閘”動作信號回路。當電容器組網(wǎng)門行程開關(guān)的狀態(tài)發(fā)生變化時，微機保護裝置與遠方監(jiān)控系統(tǒng)將無任何信號提示，原因 2 的可能性是較大的。為了確定是否為網(wǎng)門行程開關(guān)問題，檢修人員將圖 2 中的電容器組網(wǎng)門行程開關(guān)回路（ 133 ）解除，然后進行 A920 斷路器的就地合閘試操作， A920 斷路器合閘成功，并未跳閘，可以初步確定 A920 斷路器合閘不成功的原因應為網(wǎng)門行程開關(guān)問題。
4 故障處理
經(jīng)分析，電容器組網(wǎng)門行程開關(guān)存在兩種情況可導致斷路器跳閘：
1. 電容器組網(wǎng)門關(guān)合沒到位，致使網(wǎng)門行程開關(guān)常閉觸點閉合接通 A920 斷路器的跳閘回路；
2. 電容器組網(wǎng)門 行程開關(guān)出現(xiàn)絕緣降低問題，行程開關(guān) 常閉 觸點雖處于斷開狀態(tài)，但不能有效斷開，導致 A920 斷路器的跳閘回路被接通。
為了找出故障原因，檢修人員用兆歐表測量電容器組網(wǎng)門行程開關(guān)觸點間及其對地絕緣，發(fā)現(xiàn)絕緣電阻值都低于標準值（2M Ω ），分別為 0.0015MΩ 與 0.0005MΩ 左右，打開網(wǎng)門行程開關(guān)后發(fā)現(xiàn)行程開關(guān)內(nèi)部存在積水，觸點銹蝕嚴重，如圖 4 �？梢詳喽� A920 斷路器合閘不成功的主要原因為網(wǎng)門行程開關(guān)觸點出現(xiàn)絕緣強度降低問題。由于該電容器組安裝于室外，網(wǎng)門行程開關(guān)長期運行受到各種惡劣條件的影響而老化，特別是近期連續(xù)多天的降雨，導致行程開關(guān)內(nèi)部發(fā)生積水、觸點銹蝕加劇，進而導致絕緣水平突降至觸點在斷開狀態(tài)下發(fā)生導通現(xiàn)象。通過更換新的行程開關(guān)，做好全面的防水防潮措施，絕緣電阻測量合格后，重新將電容器組網(wǎng)門行程開關(guān)回路（ 133 ）接入 A920 斷路器跳閘回路，對 A920 斷路器進行電動合閘試操作并未再發(fā)生跳閘，消除了此次缺陷。
圖4 網(wǎng)門行程開關(guān)內(nèi)部發(fā)生積水，觸點銹蝕
5 結(jié)語
通過對電容器組斷路器控制回路圖與微機保護裝置信號回路圖的結(jié)合分析，廈門電業(yè)局變電檢修部發(fā)現(xiàn)了電容器組微機保護設計方面的不足，總結(jié)了典型的消缺經(jīng)驗，快速有效地處理了110 kV某變電站10kV Ⅱ段電容器A920斷路器的控制失效故障，保證了電容器組的正常投切，進而保證了電網(wǎng)的供電質(zhì)量與安全運行。為了提高運行與檢修人員處理此類故障缺陷的效率與質(zhì)量或徹底消除此類故障缺陷，本文提出如下兩點整改對策，具體如下：
（1）由于設計方面的原因，電容器組的網(wǎng)門保護長期只注重功能的實現(xiàn)，而忽略了網(wǎng)門保護動作的信號提示。當發(fā)生本文中的類似故障時，微機保護裝置及監(jiān)控系統(tǒng)無任何信號提示，使得對類似故障的快速判斷處理很大程度上依賴于檢修作業(yè)人員的故障處理經(jīng)驗，故障處理效率因檢修人員的不同存在很大的差異。為了實現(xiàn)不同的檢修人員都能對類似故障進行快速有效地分析處理，建議對電容器組微機保護裝置進行完善化升級，在相應的微機保護裝置中加入網(wǎng)門行程開關(guān)狀態(tài)開入量，設置相應信號定義，接入行程開關(guān)常閉觸點，并對行程開關(guān)的安裝做足全面有效的防水防潮措施。當網(wǎng)門行程開關(guān)狀態(tài)發(fā)生變化時，微機保護裝置及監(jiān)控系統(tǒng)出現(xiàn)相應的信息提示，以利于運行與檢修人員的快速判斷處理，縮短故障原因的分析判斷時間。
（2）解除電容器組網(wǎng)門行程開關(guān)跳閘回路，對電容器組網(wǎng)門加掛微機防誤機械掛鎖，規(guī)范和完善微機防誤操作邏輯程序，確保只有在電容器組完全無來電可能的前提下，才能解鎖打開網(wǎng)門進入電容器組開展作業(yè)活動，從而徹底消除因網(wǎng)門行程開關(guān)未能切換到位或行程開關(guān)老化損壞而導致的電容器組斷路器控制失效故障的發(fā)生。
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