引言

廣州增城地區(qū)某110kV變電站的10kV配電設(shè)備投產(chǎn)運行超過14年,所有10kV開關(guān)柜設(shè)備型號均為汕頭正超電氣集團有限公司的xGN2B一12。隨著運行年限增加,一二次設(shè)備老化,該站10kV開關(guān)柜合閘回路暴露出諸多運行缺陷。據(jù)統(tǒng)計,該站10kV設(shè)備在最近一年內(nèi)發(fā)生過多起因為合閘回路控制回路斷線導(dǎo)致的送電延時事件,此外,還發(fā)生過一起饋線開關(guān)事故跳閘后開關(guān)拒動導(dǎo)致重合閘失敗的事件。經(jīng)對該站10kV饋線備用柜的合閘回路進行細致排查,發(fā)現(xiàn)該站10kV開關(guān)柜合閘回路存在多方面的安全隱患,包括設(shè)計回路圖與現(xiàn)場實際接線不一致、開關(guān)機構(gòu)原理設(shè)計不合理等問題,這些問題既增加了變電站實際運維的難度,又給該區(qū)域的供電可靠性埋下了影響極大的安全隱患。近年來,各級公司層面對供配電可靠性的要求越來越高,而該站所擔(dān)負(fù)的負(fù)荷又是廣州增城城區(qū)的重要負(fù)荷,重合閘失敗及送電延時導(dǎo)致的經(jīng)濟及社會效益損失日益突出,必須對原來的合閘回路進行技術(shù)改進。此外,除了此座變電站,增城片區(qū)同期投運的幾個變電站均沿用同樣的設(shè)計,都存在很大的安全隱患。因此,通過對該站10kV開關(guān)柜合閘回路的勘察及改造,可以探索出一個最優(yōu)解決方案,為日后其他舊站改造提供借鑒。

1缺陷排查及技術(shù)分析

為徹底查明該變電站10kV開關(guān)柜合閘回路頻繁發(fā)控制回路斷線的問題,對該站站內(nèi)的10kV備用饋線開關(guān)柜的合閘回路進行仔細勘察及測試,發(fā)現(xiàn)設(shè)計院出具的設(shè)計原理圖中的合閘回路與廠家原理圖及機構(gòu)內(nèi)部實際接線不一致,圖1為設(shè)計原理圖,圖2、圖3為經(jīng)過現(xiàn)場查線后繪出的變電站10kV開關(guān)柜合閘回路及儲能回路實際接線圖。

圖2中,端子1D59、1D60是開關(guān)柜內(nèi)的機構(gòu)外部端子排,I-1、I-5端子是機構(gòu)內(nèi)部端子排。經(jīng)過回路分析及實際試驗認(rèn)證,該合閘回路存在如下技術(shù)缺陷:

(1)機構(gòu)內(nèi)部防跳回路設(shè)計不合理,影響合閘可靠性。從圖2可以看出,在開關(guān)柜實際的合閘回路中,無論是重合閘還是手動合閘,只要合閘脈沖已經(jīng)發(fā)出,開關(guān)柜內(nèi)的防跳繼電器FJ立刻得電動作,其常閉接點會切斷合閘回路?，F(xiàn)場防跳繼電器FJ的型號為JQX-13F,經(jīng)查閱廠家資料,得知其得電吸合時間與失電釋放時間為25mS左右,而由檢修班的開關(guān)機械特性試驗得知10kV開關(guān)柜斷路器的合閘時間約為35mS(從收到指令到主觸頭完全閉合)。假如斷路器合閘線圈由于老化或卡阻的原因?qū)е潞祥l線圈吸合時間超過25mS,這時開關(guān)操動機構(gòu)還未脫扣,而合閘回路已被切斷,就會導(dǎo)致開關(guān)拒動合閘失敗。另外,由于防跳繼電器FJ長期保持得電狀態(tài),容易發(fā)熱加速接點老化。且機構(gòu)箱內(nèi)部振動頻繁又無除濕裝置,運行環(huán)境惡劣,導(dǎo)致其常閉接點往往接觸不良,從而增加了合閘回路的電阻[現(xiàn)場測量得到斷路器合閘回路電阻為154.1Ω,而合閘線圈的額定參數(shù)為130×(1±5%)Ω],抬高了最低合閘電壓,因此該機構(gòu)內(nèi)部的防跳回路嚴(yán)重影響到合閘回路的可靠性。

(2)儲能中間繼電器ZJ冗余,長期帶電容易損壞而導(dǎo)致控制回路斷線,影響重合閘成功率。由圖3可知,儲中間繼電器是否損壞,不利于運行人員及時發(fā)現(xiàn)告警隱患,并極有可能導(dǎo)致運行中的設(shè)備重合閘不成功。

(3)跳位監(jiān)視回路設(shè)計不合理,未能監(jiān)視完整的合閘回路。按照圖2原先的設(shè)計,跳位監(jiān)視回路僅能監(jiān)視合閘線圈HQ或開關(guān)輔助接點b1的狀態(tài),當(dāng)儲能中間繼電器接點ZJ或防跳繼電器接點FJ或開關(guān)輔助接點b2斷開時,跳位繼電器TWJ依然動作,裝置不會發(fā)控制回路斷線信號。

2改進方案

根據(jù)現(xiàn)場檢查得出的分析結(jié)果,結(jié)合南方電網(wǎng)《110kV變電站二次接線標(biāo)準(zhǔn)》(Q/CSG1201010一2016)以及現(xiàn)場接線情況,制訂了一個既簡潔又符合規(guī)范要求的改進方案。具體改動有如下幾方面:

(1)根據(jù)南方電網(wǎng)《110kV變電站二次接線標(biāo)準(zhǔn)》,就地防跳和操作箱防跳應(yīng)優(yōu)先保留就地機構(gòu)防跳,在沒有機構(gòu)防跳時才考慮使用保護防跳,這樣可避免保護退出時防跳也同時失去的風(fēng)險。但該變電站的10kV開關(guān)柜廠家機構(gòu)內(nèi)部防跳回路設(shè)計不合理,且繼電器運行存在不可靠風(fēng)險,故將其防跳繼電器FJ拆除。考慮到廠家內(nèi)部接線為U型冷壓銅接頭,底座螺絲接線緊固,故直接利用其原有底座可靠短接其常閉接點,經(jīng)測量短接后的接點電阻接近于0,短接效果良好。改進后的防跳回路采用保護裝置操作箱內(nèi)部的防跳回路。

(2)考慮到圖2合閘回路中已有彈簧儲能行程開關(guān)1WK作為閉鎖接點,故將柜內(nèi)的儲能中間繼電器ZJ取消,并直接在該繼電器的接線端子處短接其合閘回路中的常開接點,解開儲能中間繼電器的A1端電纜接入儲能指示燈,直接采用彈簧儲能行程開關(guān)1WK驅(qū)動儲能指示燈,圖4為改進后的儲能回路。

(3)根據(jù)南方電網(wǎng)《110kV變電站二次接線標(biāo)準(zhǔn)》的要求,TWJ應(yīng)能監(jiān)視包括"遠方/就地"切換把手、斷路器輔助接點、合閘線圈等的完整合閘回路。故將跳位監(jiān)視回路前移至機構(gòu)外部的端子排,即將1D60至I-5的配線兩側(cè)均解開,直接在端子排處用短接片短接1D59、1D60。圖5為改進后的合閘回路,TWJ可監(jiān)視完整的合閘回路。

3現(xiàn)場施工及測試情況

形成改進方案后,結(jié)合檢修班組對該站10kV開關(guān)機構(gòu)進行特性試驗的契機,開展了10kV開關(guān)柜合閘回路的改造。由于改進方案涉及所有10kV配電設(shè)備,但停電時間短,涉及的改動多,且設(shè)備處于投運狀態(tài),不方便重新放電纜、加端子排、穿孔,故制訂的改線方案中的每一項改動都力求做到最簡,同時在現(xiàn)場施工過程中,巧妙利用原有設(shè)備及回路,最終做到不放電纜,無須配線,無須增加端子排或穿孔,安全高效地完成改造工作,改造一個間隔平均只需花費15min。

經(jīng)過現(xiàn)場試驗,防跳回路可靠有效,彈簧未儲能時可以有效閉鎖合閘回路,同時保護裝置發(fā)控制回路斷線信號。從I-1和I-2測量得合閘回路電阻約為138.5Ω,經(jīng)檢修班機械特性校驗得到最低合閘電壓約為168.4V<80%Un(Un為220V),合閘時間為35mS左右,滿足南網(wǎng)規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)要求,可以投入運行。

4成果效益及推廣價值

該站10kV開關(guān)柜改造后,該站10kV饋線未發(fā)生開關(guān)拒動,10kV配電設(shè)備操作送電20余次,均順利送電。此10kV開關(guān)柜合閘回路改進方案的實施,一方面提高了運行人員操作的成功率和及時性,另一方面又減輕了繼保檢修人員的維護壓力,同時大大提高了該站供電區(qū)域的運行可靠性,避免了因開關(guān)拒動而造成的經(jīng)濟損失。

5結(jié)語

10kV配電設(shè)備作為與用戶連接的最后一段通道,其開關(guān)動作的可靠性與配網(wǎng)供電可靠性息息相關(guān)。與該變電站類似的一批舊站在投產(chǎn)之初,受限于技術(shù)設(shè)備及其他原因,所設(shè)計的合閘回路存在一定缺陷,特別是在繼電器等設(shè)備老化后,該合閘回路的安全隱患暴露無疑,不符合現(xiàn)在公司所規(guī)定的規(guī)范要求,亟需改進。此次10kV開關(guān)柜合閘回路改造成本低、風(fēng)險小、施工時間短、成效大,實踐證明該改進方案是可行且成功的,可以直接有效地推廣到有相似問題的舊站改造中。