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1、16296( 2014 6)断路器失灵保护位置闭锁接点配置存在的缺陷杨博1马晋辉2 ( 1 西安热工研究院有限公司， 710032， 陕西西安;2 华能集团公司， 100031， 北京)所谓断路器失灵，就是当输电线路、变压器、母线或其他主设备发生短路时，保护装置动作并发出了跳闸指令，但故障设备的断路器拒绝动作或不能正确切除故障。系统发生故障之后，如果出现了断路器失灵而又没采取其他措施，将会造成严重的后果。它可能损坏主设备、引起火灾、扩大停电范围，严重时可能使电力系统瓦解。下面就一典型案例作分析。1断路器失灵保护拒动情况内蒙古自治区某电厂是蒙西电网与华北电网联网运行的并网点，经两条 500 kV
2、 线路与华北电网相连，装机容量 120 万 kW ( 为 6 台 20 万 kW 机组) 。2003 年 6 月 2 日清晨，该电厂 5 号发电机组完成检修后准备并网。6: 10，在完成起动的准备工作、机组并网断路器断开的情况下，工作人员合上出线刀闸。此时，发电机转速突然异常上升。运行人员立即关闭主汽门和调速汽门，关闭电动主闸门，但均无法限制发电机转速上升。随即，发电机两侧漏氢着火，地面剧烈振动，发电机差动及向华北主网送电的线路等保护动作跳闸。事故造成 5 号发电机设备损坏，4 号、6 号机组停机，全厂甩负荷 27 8 万 kW ( 两台机组负荷) ，蒙西电网与华北主网解网，华北主网频率从 4
3、9 99 Hz 降至 49 91 Hz，蒙西电网频率升至 50 32 Hz。经初步调查分析，主要原因是 5 号机组的并网断路器处于断开位置时，断路器 A 相绝缘拉杆脱落，致使该断路器 A相未能有效分断，造成 5 号机组一相运行。发电机因定子磁场不平衡而振动，加之汽机与热工的一些原因，最终导致发电机两侧漏氢爆炸着火，发电机损坏。2拒动原因分析事后发现，该厂保护设置存在严重的缺陷，即在断路器的失灵保护逻辑原理中设置了断路器位置判据闭锁元件，导致失灵保护拒动。当其他保护动作启动断路器失灵保护时，由于位置接点闭锁而拒动，使失灵保护不能有效跳闸。 “断路器位置闭锁”有两种形式:一种是通过断路器合闸位置逻
4、辑闭锁，另一种是通过断路器三相不一致逻辑闭锁。目前，第一种形式的闭锁较多，第二种形式基本已不存在。下面重点讨论断路器合闸位置接点闭锁存在的缺陷，即上述故障缺陷。带位置闭锁的失灵保护启动逻辑图如图 1 所示。断路器位置接点闭锁功能通常都是通过断路器常开接点来完成的，当断路器分闸后，其位置辅助接点会同步动作闭锁失灵保护，使其不能动作。只有当断路器辅助接点处于合闸位置时，也就是断路器合闸时，失灵保护才能投入使用。这种逻辑配置存在一个重大缺陷，就是当三相断路器分闸过程中发生一相连杆脱落或灭弧室不能灭弧时，会由于断路器辅助接点闭锁了失灵保护，使得失灵保护拒动。若失灵保护拒动，则会对电气设备及电网造成严重
5、的后果。其主要原因是，当断路器分闸过程中发生连杆脱落时，断路器位置表面显示 “已分闸” ，作为 “断路器位置闭锁”元件的辅助触点也处于断路器 “已分闸的位置” ，而实际断路器故障相可能仍处于导通状态。这时，若主变高压侧中性点采用直接接地方式，母线与发电机变压器组之间会由于有电压存在而在故障相一、二次侧绕组及发电机定子线圈中产生较大电流。在这种状态下，断路器的辅助接点位置处于 “分闸位置” ，而配置有 “断路器位置闭锁”判据的失灵保护只有在断路器处于 “合闸位置”及 “故障电流” “保护动作”等条件同时满足时才能动作跳闸。发生连杆脱落时，失灵保护会由于 “断路器位置闭锁”判据不能解除而发生拒动。
6、拒动后，带电的绕组会在一定时间内烧损。若此时转子仍处于励磁状态，则发电机会由于内部磁场不均衡而强烈振荡，造成发电机及轴系损坏或漏氢爆炸，导致事态扩大。3建议一般认为， 发生断路器失灵故障的主要原因是 发 输 变 电 ( 2014 6)29717图 1带位置闭锁的失灵保护启动逻辑图 断路器跳闸线圈断线、断路器操动机构出现故障、空气断路器的气压降低或液压式断路器的液压降低、直流电源消失及控制回路故障等。因此，相关的标准规范按照这些故障制定对策，如 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求继电保护实施细则 ( 国电调 2002138 号) 第 5 4 条就对变压器和发电机变压器组的断路器失灵保护提出规
7、定，要求 “采用 零序或负序电流动作，配合 保护动作和 断路器合闸位置三个条件组成的与逻辑，经第一时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路” ; “同时再采用 相电流 、 零序或负序电流动作，配合 断路器合闸位置两个条件组成的与逻辑，经第二时限去启动断路器失灵保护并发出 启动断路器失灵保护中央信号”按照规定，部分电网公司或地方电科院要求各电厂断路器失灵保护设置除电流判据及保护动作判据外，还配置 “断路器合闸位置” 。因此，目前仍有许多电厂的断路器失灵保护逻辑中配置了 “断路器位置闭锁”元件。从 2008 年初到 2012 年底对中国华能集团公司所属电厂的现场检查来看，至少有 24 家电厂的断
8、路器失灵保护有位置闭锁判据。从保护装置的投运情况来看，各个时期投运的保护装置均不同程度存在此类问题;从地域分布来看，涉及的地域比较分散，其中山东省 6 家，内蒙古自治区 5 家，江苏省 3 家，上海市和陕西省各 2 家，此外，辽宁省、广东省、黑龙江省、湖南省、湖北省、重庆市各 1 家。需要注意的是，这种配置并没有考虑断路器在运行中发生连杆脱落或断口击穿时所对应的保护状态。另外，就目前的 110 kV 及以上电压等级的断路器而言，绝大多数电厂选用 SF6断路器代替了过去的少油式断路器。由于 SF6气体不容易回收及处理，电厂不像以前定期检修少油式断路器那样对 SF6断路器进行解体检修，平常只对操动
9、机构做简单的检测及维护，对 SF6断路器本身进行检验及维修工作内容较过去大大减少。所以，近几年断路器连杆脱落及断口击穿事故明显上升。例如: ( 1)山东某电厂于 2003 年 9 月 18 日进行 4 号发电机升压并列操作。当合上主变出口侧刀开关，发电机升压至19 kV ( 发电机额定电压20 kV)时，由于此前5022 断路器 ( 型号为 LW6 500W)A 相南柱绝缘拉杆脱开造成断口没有成功分断，导致该断路器 A 相北柱南侧断口间隙击穿放电，瓷绝缘子炸裂，SF6气体泄漏，5021 断路器跳闸，线路失电。( 2)湖北某电厂于 2005 年 6 月 9 日停电操作时，由于 X37 断路器 (
10、 型号为 LW6 220W 型)C相传动拉杆下法兰断裂，致使传动拉杆在分闸时未能有效分断，造成隔离刀开关 C 相在分闸操作时带负荷分离，产生很大的电弧。 ( 3)2010 年 9 月 2 日，在 220 kV 线路发生 B相单相接地故障后，江苏某电厂 220 kV 断路器 ( 意大利 Magrini 公司制造)B 相跳闸。由于断路器压气缸缸体断裂，灭弧气室完全被破坏，未能切断故障电流， 导致失灵保护动作， 跳开220kV母 发 输 变 电 18298( 2014 6)线所有断路器。如何合理选择失灵保护的配置，使电厂的断路器失灵保护达到最佳状态，既不误动又不拒动，应该是每个业内人员重点关注的问题
11、。 GB/T 142852006 继电保护和安全自动装置技术规程及DL/T 6842012 大型发电机变压器继电保护整定计算导则等相关标准已将断路器合闸闭锁逻辑从断路器失灵保护的判断逻辑中取消， 其目的就微机综合自动化监控系统数据库异常庞大引起故障刘继党邱学强张彧陟 ( 兖矿鲁南化工有限公司，277527，山东枣庄)微机综合自动化系统已基本取代了传统的电磁式继电器保护，技术人员应全面掌握系统的构架、单元功能及日常维护知识，否则，由一些软件方面原因引起的故障不易查找和解决。现就某化工公司 CS9700 微机综合自动化监控系统 SQL SEVE数据库异常庞大引起的两例故障作一分析。1故障一11故障
12、现象110 kV 电源线路使用的 LFP941A 型输电线路成套保护装置为 20 世纪 90 年代产品，使用时间较长，经常出现通信、装置闭锁等故障。2013 年 3月 16 日，电气车间进行 110 kV 线路保护升级改造，使用新型 CS943AMV 型数字式输电线路成套快速保护装置替代原装置。原装置使用 S232 通信接口，通过 CS9794 型规约转换装置将设备信息经规约转换后接入微机监控系统，传输速率慢，可靠性不高。新型 CS943AMV 保护装置为 A、B网双以太网通信，可直接接入微机监控系统，传输速率快且稳定。改造完成后，手动试验分合闸正常。当遥控分合闸时，监控系统人机交互界面弹出返
13、校失败窗口。反复操作 3 次，均出现同样结果。 12检查处理在遥控分合闸时，监控系统人机交互界面弹出返校失败窗口，说明监控系统与装置通信出现问题。检查系统组态信息文本 CS943AMV v6 11，信息文本版本符合装置要求。装置地址与监控系统设置一致。装置网口共四个，网络设置均没有问题，通信规约也符合系统要求。网络物理连接正常，传输速率较快。重启保护装置和监控系统，再执行遥控操作，监控系统人机交互界面同样弹出了返校失败的窗口。退出监控系统并重新启动计算机，再运行监控系统，在遥控操作时，监控系统返校突然成功且遥控分合闸正常。2故障二21故障现象1 号、2 号主变使用了微机保护装置，但仍然通过传统
14、的控制开关操作，信号回路也为传统的信号继电器加光字牌。 2013 年 3 月 20 日，电气车间对 1 号、2 号主变二次回路实施改造，采用 CS9704A 综合测控装置 对 变 压 器 实 现 遥 控、 遥 测、 遥 信 功 能。 CS9704A 遥控出口配置如图 1 所示 ( 以 2 号主变为例) 。装置遥控板公共出口 1 控制变压器高压侧 02 断路器，公共出口 2 控制变压器低压侧 6202 断路器，公共出口 3 控制 110 kV 母联 00 断路器。系统组态完成，重新启动计算机后再运行监控系统。当遥控操作 6202 断路器时，00 断路器总是动作;遥控操作 00 断路器时，6202
15、 断路器总是动作，仅 02 断路器遥控操作正常。22检查处理检查系统组态及接线，实际接线与图纸出口配置一致，但在组态时，用于控制 6202 与 00 断路器的遥控出口配置反了。对调组态配置中用于控制 6202 与 00 断路器的遥控出口，重启监控系统，再次进行遥控试验，同样的现象再次出现。检查测控装置 CS9704A 文本信息中的遥控出口，顺序排列正确。查测控装置 CS9704A 遥控板各继电器排列，顺序正确。更换一台测控装置 CS9704A，问题依然。退出监控系统，重新启动计算机，再运行监控系统，遥控操作 6202 断路器时，6202 断路器突然动作正常;遥控操作 00 断路器，00 断路器
16、动作正常。反复试验数次，动作均正常，问题突然消失。 发 输 变 电 ( 2014 6)29919图 1CS9704A 遥控出口配置3结语上述两例故障出现时间较近，都是重启计算机解决问题的。往日修改 SQL SEVE 数据库组态均是重新启动监控系统即可，从未重启过计算机。打开计算机 D 盘 ( 监控系统安装在 D 盘)时发现， D 盘空间已满，而且 SQL SEVE 数据库数据文件 CS9700_data mdf 异常庞大。刚开始投入使用时，数据库容量为 118 MB，现达到 129 GB。由于数据异常庞大占满了系统所在计算机 D 盘空间，此时再修改组态数据，就写不进去了。只有重新启动计算机，使监控系统重新读盘才能更新修改后的组态。故障一，由于没有重新启动计算机，虽然监控系统物理连接正常却无法通信，也识别不到装置;故障二，由于第一次组态后重启了计算机，系统只按最初错误的组态执行，而更改后正确的组态总不能得到执行。数据库数据文件 CS9700_da
