摘要：按国家电网公司“三集五大”要求以及《国家电网公司调控机构设备集中监视管理规定》、为适应“大运行”体系下设备调度集中监控模式对电网运行带来的新变化，本文分析在变电站集中监控权限移交过程中进行信号核对，进行断路器机构箱内远方/就地把手切换时出现由于分合闸把手损坏引起断路器跳闸原因，提出改进措施，为后续变电站缺陷消除过程中提供经验。
关键词：断路器跳闸；机构箱；分合闸把手；信号核对；监控
电网中110kV变电站的高压侧母线的主接线方式为单母分段接线，其运行方式分为并列运行和分段运行。分段运行是指各段进线带各自的负荷，各段互为备用，采用进线备自投；并列运行是指把母联合上，两进线共同带两段负荷。这种运行方式的优点在于：当双回出线的一条母线失压，110kV变电站不受影响，母联开关流过的电流较小。但是，当发生110kV线路断路器拒动时，有可能造成全站停电的事故，扩大事故范围。
1某330kV变电站110kV断路器跳闸案例分析
2014年6月5日15时09分，某变电站后台报110kVA线“15时09分11秒，124断路器合位分，分位合”，124线路保护显示“2014年06月04日15时09分21秒，控母1断线告警”。线路对侧为某电站110kV升压站。当日该变电站调度监控权限由地市调度监控向省调监控中心移交第一天，变电站按照监控权限移交要求转为有人值守变，按照《XX电力公司关于印发330千伏以上无人值守变电站集中监控实施方案》要求，在监控权移交前需对监控信息存在缺陷进行现场核对消除。省检修人员按照省调监控处下发的信息缺陷单到该变电站工作，运维人员按照要求配合现场核查。当进行124A线断路器机构箱内“远方/就地”切换把手由“远方”切至“就地”位置信号核对时，124A线断路器跳闸。运维人员立即对断路器本体及线路保护装置、110kV故障录波信息进行检查，未发现异常情况，随即将跳闸情况汇报所辖地市地调。经保护人员现场检查确认为机构箱内分合闸切换把手损坏，接点粘连，更换分合闸把手后，断路器传动正常，6月5日21时00分A线124恢复送电。
1.1事故前运行方式
1、2号主变并列运行，110kVⅠ、Ⅱ母并列运行，119B线、125C线、101 1号主变运行于110kVⅠ母，118D线、126E线、124A线、102 2号主变运行于110kVⅡ母。
负荷情况：1号主变高压侧有功：21.3MW，中压侧：-21.02MW；2号主变高压侧有功：19.99MW，中压侧：-19.46MW；118D线有功：22MW；126E线有功：14MW；119B线有功：12MW；124A线有功：0.09MW；125C线有功：-8.92MW。
1.2保护动作情况
124线路保护显示“2014年06月04日15时09分21秒，控母1断线告警，110kV故障录波器未启动。
1.3断路器跳闸原因过程及分析
省检修公司检修人员与运维人员在经过省调监控人员同意后，进行124A线机构箱内“远方/就地”切换把手由“远方”切至“就地”，当切至“就地”位置时，124断路器跳闸。
经检查发现断路器就地分合闸把手分闸节点粘连，导致断路器就地分闸回路接通。远近控把手由“远方”打向“就地”位置时，发现远近控把手存在卡涩现象，就地分闸回路中的近控节点5、6闭合，而此时分闸节点接通，因此断路器跳闸，由于远近控把手位置未处于远方位置，分合闸控制回路均不通，导致保护无法判断断路器位置，故重合闸未动作。
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2对运维站日常运行维护提出的防范措施
目前国网电力系统普遍采用变电站集中监控方式，变电站无人值守，且原来运行人员因三集五大分流，多数运维站值班人员为新员工，运维人员要熟悉若干变电站设备，而技术培训工作未到位造成运行人员对管辖设备操作不熟悉，为安全生产带来严重的隐患。运维站管理模式的变化必须建立在相关人员的技能水平能达到要求的前提下进行，因此必须将强变电运维人员的技术培训工作，以适应运维站模式对运维人员的技能的要求。针对运维站管理提出以下几点措施：（1）在变电站开展临时性工作必须接到省检修公司生产调度工作任务单，并告知站管理人员同意后，方可进入变电站；（2）不允许检修人员单独进入变电站开展工作，进行工作时必须认真办理工作票、工作许可手续；3）后台信息核对工作，对于保护测控一体的装置，需改变现场运行设备工况的不再进行信息核对；4）运维人员在设备运行过程中，严禁操作断路器、隔离开关机构箱内“远方/就地”切换把手。
3 110kV输电线路运行检修方法
3.1红外成像仪测温维修技术
通常情况下，输电线路在运行过程会散发一定的热量，即电能转化为热能的一种现象。因此，输电线路在长期使用过程，会导致输电线路、输电设备出现腐蚀、锈蚀等问题，严重降低输电线路的运行质量。因红外热像仪不具备在线测温功能，技术人员需要定期对110kV输电线路在运行过程的热状态进行检测，确保110kV输电线路能够时刻保持在一个最佳的运行状态。为此，技术人员需要将红外热像仪技术与在线检测技术科学的结合到一起，构建红外成像仪测温维修技术，实现对110kV输电线路运行温度的在线检测，有效降低110kV输电线路故障的发生率，维持电力系统的正常运行，最大程度上降低110kV输电线路维修费用。
3.2超声波检测维修技术
技术人员运用超声波检测维修技术对110kV输电线路实施运行维修工作，需要提高对超声波信号的重视，将超声波传感器安装到110kV输电线路中，使不同介质交界面之间能够灵活变换，同时做好对超声波信号的收集工作。在110kV输电线路检测维修过程，为全面提升超声波传感器检测信息的准确性、真实性与有效性，需要对电缆终端实施合理控制，最大程度上降低空气间隙，确保110kV输电线路具有良好的灵敏度与灵活性。在检修工作开展前在110kV输电线路中安装放大器，实现对输电线路信号的放大处理，以此降低外界因素对超声波检测维修工作的干扰，实现110kV输电线路的远距离传输。与此同时，技术人员需要根据110kV输电线路的实际运行情况，将所收集到的声信号合理转化成与之相对应的数字信号，通过检修人员对数字信号的科学处理，全面提升110kV输电线路检修质量。超声波检测检修技术作为电网复合检测检修工作中的重要应用技术，需要技术人员提前做好超声波的设置工作，确保超声波检测技术能够将110kV输电线路中的波信号良好的反射回来。尽管超声波检测维修技术具有良好的抗干扰能力，但是超声波信号在传播过程会出现衰减现象，从而降低超声波检测检修技术的灵敏度与零号性，并对整个输电线路的检修效果带来负面影响。
3.3脉冲电流检修技术
脉冲电流检修技术能够实现对110kV输电线路运行状态的检修与维护，最大程度上降低线路检修运维成本，为110kV输电线路接线工作带来诸多便利。想要了解110kV输电线路的绝缘情况，可通过检测110kV输电线路的电晕脉冲，对线路的绝缘情况进行进行合理判断。通常情况下，劣质绝缘子的绝缘电阻率低，所能够承载的电压能力相对比较小，减小输电线路的回路阻抗，解决绝缘子电晕问题。此时，检修人员需要加大电晕脉冲电流，根据110kV输电线路电晕现象变化情况以及该线路上所出现的脉冲个数，对劣质绝缘子在110kV输电线路中的具体问题进行合理推断。为保证110kV输电线路维修质量，需要技术人员具备准确识别故障点反脉冲波形的能力。
4总结
由于断路器失灵保护误动会引起严重后果，所以当断路器失灵保护配置发生问题时，应马上解除其启动失灵保护的回路，缩小故障停电的范围。断路器失灵保护是一种断路器失灵时运用的近后备保护，断路器失灵时，失灵保护可加快切除系统故障，提高系统稳定性和供电可靠性。合理采用断路器失灵保护配置运行方案，不仅有利于提高断路器失灵保护的可靠性，而且对保证电网安全经济运行有着重要的意义。
参考文献：
[1]王玲.浅析110kV电网优化[J].水电能源科学，2010，04.
[2]周健.浅谈断路器失灵保护[J].中国电力教育，2013，08.
论文作者:杨军宁1,刘杰1,陈倩2,陈占文1
论文发表刊物:《电力设备》2019年第7期
论文发表时间:2019/9/18
标签：断路器论文; 线路论文; 变电站论文; 人员论文; 把手论文; 超声波论文; 工作论文; 《电力设备》2019年第7期论文;