10kV电容器组断路器控制失效的分析与处理)

摘要：通过对110 kV 某变电站10 kV Ⅱ段电容器A920 断路器控制失效故障进行原理分析，总结相应的消缺作业经验，以求提高运行与检修人员处理类似故障的能力与效率;并提出相应的整改策略，以求保证电网的供电质量与运行稳定。

0 引言

10 kV 并联电容器组在城市电网中主要用于补偿感性电力负荷的无功功率，提高电网功率因数，改善电网电压质量，降低电网线路损耗，在城市电网的中压系统得到了广泛的应用。然而，由于城市电网负荷的周期性变化，电容器组需要频繁投切，作为控制电容器组投切的重要构件的断路器。在实际运行时常发生控制失效故障，影响了电网的稳定运行与供电质量。本文通过对一起典型的电容器组断路器控制失效故障进行原理分析，总结相关消缺作业经验，以求提高运行与检修人员分析、处理类似电容器组断路器控制失效故障的能力与效率，保证电网的稳定运行与供电质量。

1 电容器组单元间隔的构造组成

10 kV 电容器组单元间隔组成构件包括:开关柜、真空断路器、电容器组、限流电抗器、电缆、接地刀闸、网门、微机保护与远动装置及其他配件，其主接线图如图1 所示。

图1 10 kV 电容器组单元间隔主接线图。

电容器组单元间隔的保护可分为电量保护和非电量保护2 部分。电量保护包括:过流Ⅰ段保护、过流Ⅱ段保护、过流Ⅲ段保护、过电压保护、低电压保护、不平衡电压保护、零序电流Ⅰ段保护、零序电流Ⅱ段保护等;非电量保护主要为

网门保护，即将网门行程开关的常闭节点串入真空断路器的跳闸回路，当电容器组的网门处于开启状态时，电容器组的断路器将因跳闸回路导通而跳闸，以此防止当电容器组处于运行状态时人员误入运行中的电容器组而发生人身触电伤害事故，达到保护人身与设备安全的目的。

2 故障现象

某变电站10 kV Ⅱ段电容器A920 断路口控制网络如图2 所示。某日，110 kV某变电站10 kVⅡ段电容器A920 根据系统电压要求需投入运行，断路器当时处于工作位置，当调度监控中心通过监控系统向该断路器发出合闸指令时，出现如下信号:

(1) 10 kV Ⅱ段电容器A920 断路器合闸。

(2) 10 kV Ⅱ段电容器A920 断路器跳闸。

(3) 10 kV Ⅱ段电容器A920 断路器控制回路断线。

(4) 10 kV Ⅱ段电容器A920 断路器控制回路断线信号复归。

图2 某变电站10 kV Ⅱ段电容器A920 断路器控制回路图。

再次遥控试操作，仍出现上述信号，10 kV Ⅱ段电容器A920 断路器(以下简称A920 断路器)远方合闸不成功，电容器组投入运行失败。变电检修部立即进行缺陷的检查处理，具体流程如下:

(1) 检查10 kV Ⅱ段电容器A920 的微机保护装置，所报信息与监控系统所报信息一致，各状态指示与现场一致。

(2 ) 将A920 断路器摇至试验位置，拔下A920 断路器的航空插头，打开断路器面板，用万用表分别测量合闸线圈、跳闸线圈、闭锁电磁铁的电阻，所测电阻值都在正常范围内，没有发生损坏。

(3) 就地手动操作A920 断路器，A920 断路器合闸后可以自保持，操动机构状态正常。

(4) 就地进行A920 断路器的电动合闸试操作时，出现如下现象:A920 断路器合闸后马上跳闸，微机保护装置报“控制回路断线”警告信号，随后信号复归;多次试操作，A920 断路器均电动合闸操作失败。

3 故障分析

某变电站10 kV Ⅱ段电容器A920 断路口信号网络如图2 所示。多次电动试操作，10 kV Ⅱ段电容器A920 的微机保护装置只报合/跳闸信号、“控制回路断线”警告及其复归信号，没有其他保护动作的警告信号。微机保护装置发出“控制回路断线”警告信号的原理是:图3 中的TWJ2(跳位继电器) 与HWJ(合位继电器) 两继电器常闭触点串联的回路闭合，触发微机保护装置报“控制回路断线”警告信号。例如，图2 中的1D45 ～1D48，1D45 ～ 1D50 之间的2 条支路因同时存在断点不导通，TWJ2 与HWJ 2 个继电器同时失电，TWJ2 与HWJ 2 个继电器的常闭触点将同时闭合，进而触发微机保护装置报“控制回路断线”警告信号。在此次的A920 断路器操作警告信号中，A920 断路器“控制回路断线”警告信号出现后，随后复归，多次试操作均为该情况。VD4 型真空断路器操动机构具有如下动作参数:合闸时间为0. 055 ～0. 067 s，跳闸时间为0. 033 ～ 0. 045 s，理想情况下连续分、合闸一次约0. 088 ～ 0. 112 s(即使加上其他影响因素，也不会超过1 s)，而储能弹簧的储能时间正常在15 s 以内。正常情况下，两者所需的时间不在同一等级，储能弹簧的储能时间远远大于断路器( 储能弹簧已储好能) 连续分、合闸一次所需要的时间。当A920 断路器进行电动合闸试操作时，A920 断路器合闸又立刻跳闸后，合闸储能弹簧还需要时间进行储能，合闸回路因S1(合闸储能弹簧储能到位的辅助开关)常开触点断开而不导通;同时，跳闸回路因断路器辅助开关S4 触点断开而不导通，进而导致TWJ2与HWJ 同

时失电，其常闭触点同时闭合，触发10 kV Ⅱ段电容器A920 的微机保护装置报“控制回路断线”告警信号。当A920 断路器储能弹簧完成储能后，S1 常开触点闭合，合闸回路重新导通，“控制回路断线”告警信号应得到复归。故可排除A920 断路器控制回路存在断线的可能。

图3 某变电站10 kV Ⅱ段电容器A920 断路器信号回路图根据某变电站10 kV Ⅱ段电容器A920 断路器控制原理图及就地试操作的结果可知，A920 断路器出现合闸后又立刻跳闸的可能性原因如下:

(1) 10 kV Ⅱ段电容器A920 的微机保护装置因保护动作发出跳闸命令使A920 断路器跳闸。

(2) 网门行程开关动作，其常闭节点WT1 或WT2 闭合而使A920 断路器跳闸。

分析A920 断路器出现合闸又立刻跳闸的原因:①查看10 kV Ⅱ段电容器A920 的微机保护装置，发现并无保护动作信号，装置没有发出A920 断路器跳闸命令的提示，状态良好，各种状态信号指示正常，原因1 得以排除。②图3 的A920 断路器信号回路中并未设计“电容器组网门开启A920 断路器跳闸”动作信号回路。当电容器组网门行程开关的状态发生变化时，微机保护装置与远方监控系统将无任何信号提示，原因2的可能性则较大。

为了确定是否为网门行程开关问题，检修人员将图2 中的电容器组网门行程开关回路(133)解除，然后进行A920 断路器的就地合闸试操作，A920 断路器合闸成功，并未跳闸。所以，故可以初步确定，A920 断路器合闸不成功的原因应为网门行程开关问题。

4 故障处理

经分析，电容器组网门行程开关存在可导致断路器跳闸的2 种情况是:电容器组网门关合没到位，致使网门行程开关常闭触点闭合接通A920断路器的跳闸回路;电容器组网门行程开关出现绝缘降低问题，行程开关常闭触点虽处于断开状态，但不能有效断开，导致A920 断路器的跳闸回路被接通。

为了找出故障原因，检修人员用兆欧表测量电容器组网门行程开关触点间及其对地绝缘，发现绝缘电阻值都低于标准值(2 MΩ)，分别为0. 001 5 MΩ与0. 000 5 MΩ左右。打开网门行程开关后发现行程开关内部存在积水，触点锈蚀严重，可以断定A920 断路器合闸不成功的主要原因是网门行程开关触点出现绝缘强度降低的问题。由于该电容器组安装于室外，网门行程开关长期运行中受到各种恶劣条件的影响而老化，特别是连续多天的降雨，导致行程开关内部发生积水，触点锈蚀加剧，进而导致绝缘水平突降至触点在断开状态下发生导通现象。通过更换新的行程开关，做好全面的防水、防潮措施，绝缘电阻测量合格后，重新将电容器组网门行程开关回路(133)接入A920 断路器跳闸回路，对A920 断路器进行电动合闸试操作，并未再发生跳闸，消除了此处缺陷。

5 结语

通过对电容器组断路器控制回路图与微机保护装置信号回路图的综合分析，变电检修部发现了电容器组微机保护设计方面的不足，总结了典型的消缺经验，快速、有效地处理了110 kV 变电站10 kV Ⅱ段电容器A920 断路器的控制失效故障，保证了电容器组的正常投切，进而保证了电网的供电质量与安全运行。为了提高运行与检修人员处理此类故障缺陷的效率和质量或彻底消除此类故障缺陷，该文提出如下2 点整改对策:

(1) 由于设计方面的原因，电容器组的网门保护长期只注重功能的实现，忽略了网门保护动作的信号提示。当发生文中类似故障时，微机保护装置及监控系统无任何信号提示，使得对类似故障的快速判断、处理很大程度上依赖于检修作业人员的故障处理经验，故障处理效率因检修人员的不同存在很大的差异。为了实现不同的检修人员都能对类似故障进行快速、有效地分析和处理，建议对电容器组微机保护装置进行完善化升级，在相应的微机保护装置中加入网门行程开关状态开入量，设置相应信号定义，接入行程开关常闭触点，并对行程开关的安装做到全面、有效的防水、防潮措施。当网门行程开关状态发生变化时，微机保护装置及监控系统出现相应的信息提示，以利于运行与检修人员快速判断、处理，缩短故障原因的分析、判断时间。

(2) 解除电容器组网门行程开关跳闸回路，对电容器组网门加挂微机防误机械挂锁，规范和完善微机防误操作逻辑程序，确保只有在电容器组完全无来电可能的前提下才能解锁，打开网门，进入电容器组开展作业活动，从而彻底消除因网门行程开关未能切换到位或行程开关老化损坏而导致的电容器组断路器控制失效故障的发生。