10KV刀闸（精选4篇）
10KV刀闸 篇1
0 引言
10k V刀闸辅助开关, 即为电网一次系统中10k V电压等级刀闸的开断通过其自带的辅助开关在后台操控界面中的反映。本次研制出的10k V刀闸辅助开关克服了目前电力系统中普遍使用的同类产品可靠性不高、维护成本大以及实用寿命较短等难题。
不少投运时间较早的变电站10k V开关柜上的刀闸辅助开关可靠性不高, 结构复杂, 使用多连杆方式, 辅助接点易接触不到位, 并且不少辅助开关与刀闸之间的连杆直接挡住了上端柜门的开启 (上柜门在开关运行情况下是允许被打开的, 进行非接触性工作) 。使用寿命较短的主要原因也是因为不少投运时间早的变电站10k V高压室的环境恶劣, 辅助开关老化变形严重, 非真空设计的触点表面容易氧化, 容易造成触点接触不良。
1 方案的提出
针对上述情况, 如果能研制出一种结构简单、可靠性较强、维护简单的新型刀闸辅助开关, 即可克服现刀闸辅助开关触点容易氧化、连杆过多过长等缺点, 使刀闸辅助开关缺陷次数明显下降。
由于市场上没有完全可借鉴使用的产品, 技术更新小组运用“头脑风暴法”对10k V刀闸辅助开关进行了研究设计, 设计过程中提出了以下三种方案, 具体如图1所示。
针对以上三个方案, 从有效性、可靠性、可实施性、经济性和可维护性等方面进行综合评估后, 决定采用方案三, 即:在刀闸把柄上使用一块磁铁, 而刀闸辅助开关内使用有弹性的铁片;根据磁铁性原理, 当刀闸合上时, 磁铁吸动铁片从而接通辅助接点;刀闸分开时, 磁铁远离铁片, 铁片复原后断开辅助接点。
2 步骤实施
2.1 磁铁和磁铁盒外壳的选择和设计
通过市场调查及查阅相关资料, 发现钕铁硼材质的磁石承受拉力明显优于普通的磁石, 其本身的机械加工性能亦相当好, 工作温度最高可达200摄氏度, 而且其质地坚硬, 性能稳定, 因此, 采用钕铁硼材质的磁石来做磁铁部分, 磁铁外用塑料材质裹住固定。这样使用钕铁硼材质的强磁石制作的磁铁部分有工作可靠、耐热性强和稳定性能好的特点, 磁铁外用塑料材料外裹, 也不会过于影响磁铁的磁力。
2.2 动静触头及灭弧室的设计
参考了110k V以上电压等级使用的真空辅助开关的结构, 将动静触头设计放入真空管内, 这样设计有两点好处: (1) 动静触头不容易受到外界环境的影响, 工作可靠性高; (2) 真空管内灭弧性能好, 触头不易氧化, 工作寿命长。动静触头用铜排引出至外壳端子上, 以便接线。
2.3 底板、封盖及定盘的设计
底板设计为平整的, 便于固定;封盖材质选用塑料, 厚度不超过2.5mm;定盘固定考虑位置移动的方便, 采用开口型的螺丝底座。
底板尺寸的选择, 起初创新小组设计的尺寸稍小, 主要是考虑在满足工作性能的条件下使用小尺寸, 以达到节约成本和小巧美观的效果。但小尺寸的底板设计出来后发现, 原来的孔洞有一半不能就用, 需重新在柜门上开洞。除增加工作量外, 由于小尺寸底板还不能遮盖住原先的孔洞, 影响了柜门的整体外观。经过精确的测量原来辅助开关的相关尺寸, 修改设计确定底座的长为89mm, 最大宽为75mm, 这样能基本套用原来辅助开关的孔洞, 省去柜门重新开洞工作, 新设计出来的底板可以就用原来柜门上的孔洞, 从而节省了工作量并提升了整体美观度。
2.4 磁铁盒的位置固定及连杆的设计
磁铁盒用连杆固定在刀闸上, 连杆间采用拉力弹簧, 使其有一定的伸缩性, 以便刀闸小幅度的摆动不影响磁铁盒与封盖的接触, 从而提高触点接触的可靠性。
经过实际测量, 设计连杆垂直长度为114mm, 连接处有105°的夹角, 尺寸能最大程度地满足刀闸分合过程中连杆将磁铁盒和底座充分接触和分离。
3 效果检查
新型10k V刀闸辅助开关图纸设计出来后, 交由深圳某开关厂生产出样品并综合测试了其性能和可靠性。经江西省萍乡供电公司新技术办公室审核通过后, 于2011年12月安装于江西省萍乡供电公司所辖西郊110k V变电站。新旧10k V刀闸辅助开关无论是在外观, 还是结构上的变化都让人耳目一新, 见图2。
研制出的新型10k V刀闸辅助开关每套成本为165元, 较之前的价格成本约降低80元。西郊110k V变电站共更换60把辅助开关, 共节约资金约4800元。经过2012年全年的跟踪监测可知, 该新型10k V刀闸辅助开关维护成本低, 可靠率和使用寿命增加;从长远来看, 未来的经济效益会进一步体现。目前需更换的10k V刀闸辅助开关约200套, 如继续更换成此款成果, 其经济效益可观, 不但能避免班组的重复消缺, 减少工作量, 还能提高公司设备可靠率指标。
2011年该项目获得江西省萍乡供电公司优秀创新成果、江西省质量协会颁发的优秀成果奖, 同时也以萍乡供电公司名称申报并获得了相关专利。
摘要：针对旧的10kV刀闸辅助开关可靠性不高、结构复杂、维护成本大等问题, 利用全新的工作原理研制出10kV刀闸辅助开关, 并投入现场使用。经过对现场安装调试后一年的跟踪监测发现, 效果显著。
关键词：10kV刀闸辅助开关,研制,可靠性
参考文献
[1]贺家李, 宋从距.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社, 1994.
[2]中国国家标准化管理委员会.GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术标准[M].北京:中国标准出版社, 2002.
[3]周军.电气控制及PLC[M].北京:机械工业出版社, 2002:81-135.
主变10KV侧刀闸操作拉杆改造 篇2
停电和检修的操作顺序为:分断路器→手柄旋到分断闭锁位置→分下隔离 (101丙刀闸) →分上隔离 (101甲刀闸) →合上地刀→合下地刀 (停电操作结束) →手柄旋到检修位置→开启前门→开启后门 (此时开关柜处于检修状态) ;送电的操作顺序为:关后门→关前门→手柄旋到分断位置→分下地刀→分上地刀→合上隔离 (101甲刀闸) →合下隔离 (101丙刀闸) →手柄旋到工作位置→合断路器。
1、存在的问题
由图1可看出, 如10KV母线要撤运, 按前面开关柜所配机械闭锁装置的操作程序, 应先断开101开关, 将手柄旋到分断闭锁位置, 再拉开101丙刀闸, 最后拉开101甲刀闸, 假如由于某种原因造成拉开101丙刀闸时101开关在合闸位置 (根本未断开、非全相断开或误合) , 将在d1点处由于带负荷拉刀闸而产生电弧, 可能造成接地或相间短路, 由于短路点在主变侧, 此短路位置必须在主变停电后才能切除。这样就会导致原本没有故障的35KV母线失压, 扩大了事故的停电范围。如果先拉开母线侧的101甲刀闸, 即使在开关误合的情况下发生带负荷拉刀闸, 在d2点引起的弧光接地或相间短路, 只要主变后备保护动作断开101开关, 就可以切除故障, 而不必使主变停电, 这样仍可以保证3 5 K V母线正常运行, 从而减小了事故的停电范围, 而且101甲刀闸烧坏后只要将10KV母线停电就可维修或更换, 而101丙刀闸的维修和更换必须将主变停电后才可进行。这样就扩大了维修或更换的停电范围。
2、改造方案
根据101甲、丙刀闸当前的实际操作顺序和操作机构杆件的实际位置, 只须将101甲、丙刀闸的操作拉杆靠操作手柄端互相调换, 并稍做折弯 (因两刀闸操作盘间的距离只有30mm, 不做折弯也不影响刀闸操作的灵活性) 即可使101甲、丙刀闸的操作顺序颠倒过来, 且不影响101甲、丙刀闸操作的灵活性。改造前后刀闸的机构简图 (刀闸均在分闸状态) 如图2～3。
注:1—主轴2—拐臂3—操作拉杆4—刀闸操作盘5—刀闸操作手柄孔6—固定支点
摘要：通过对某110KV变电站1号主变10KV侧刀闸操作顺序的分析, 阐明了事故隐患, 并对其提出了改造意见和方案。
10KV刀闸 篇3
目前,国家电网公司35 k V及以上变电站均实现了调控中心集中监控和无人值守,在无人值守变电站运行过程中,当告警信息采集不全或装置无法正确的反映一次设备异常情况时,就会导致异常缺陷发展为事故并造成事故扩大。本文以某330 k V变电站发生的边开关侧刀闸运行中发生接触不良的缺陷为例,对发生此类缺陷时是否会对站内保护装置的正常运行产生影响进行了分析,并针对此类问题给出了解决措施。
1 事件概述
2014 年10 月30 日,监控员在对某330 k V变电站监控巡视的过程中发现,该变电站3362 开关A相遥测值显示为0,B、C两相遥测值正常,该间隔无异常遥信光子动作。经运维人员到站检查发现,变电站综自后台3362 开关A相遥测值及3362 开关PSL632 断路器保护A相采样值为0,330 k V Ⅱ 母母差保护中3362 开关支路A相采样值也为0,但保护装置并无告警,装置运行正常。在通知检修人员及保护人员到场检查后确定原因为:3362 开关Ⅱ母侧33622 刀闸A相接触不良,故3362 开关A相遥测值及3362 开关断路器保护A相采样值都为0,图1 是该330 k V变电站主接线图。
2 缺陷发生时保护装置无异常告警原因分析
2. 1 3362 开关断路器保护无异常告警分析
3362 开关断路器保护装置为国电南自PSL632C断路器保护装置,经查阅国电南自PSL632C保护装置说明书[1],该装置逻辑中设置有CT不平衡判据,当无电流突变量满足启动条件,而此时自产零序电流3I0大于零序电流启动定值3I0set时,20 s后报CT不平衡告警,同时装置告警节点闭合,变电站后台和调控中心监控系统同时报“PSL632C保护装置异常”信号。经查阅该变电站3362 开关PSL632C保护装置定值得出,该装置“零序电流启动定值”为0. 2 A,3362 电流互感器CT变比为2 500 /1。缺陷发生时,3362 开关B、C相电流一次值为63 A、62 A,折算为二次值后为0. 025 2 A、0. 024 8 A。由于正常运行时三相电流成正序分布,当A相无采样值时,此时有:
根据式( 1) 计算可知,缺陷发生时3I0< 3I0set,所以不满足“CT不平衡”判据,故PSL632C保护装置无告警信号,运行正常。
2. 2 330 k V母差保护无异常告警分析
2. 2. 1 南瑞继保RCS915E母差保护
经查阅南瑞继保RCS915E母差保护说明书[2]可知,该装置设置有两个TA断线告警判据,分别为:
( 1) 任一支路3I0> 0. 25Iфmax + 0. 04In时延时5 秒发TA断线报警信号,该判据可由控制字选择退出;
( 2) 差流大于TA断线整定值IDX ,延时5 s发TA断线报警信号;
当满足上述两个判据其一时,RCS915E母差保护装置“TA断线告警”节点闭合,变电站后台与调控中心监控系统同时报“RCS915E母差保护CT断线告警”信号。
经查看该变电站330 k V Ⅱ母RCS915E保护定值得出,该站“TA断线电流”定值IDX = 0. 15 A,“TA断线不平衡”判据退出,所以不满足“TA断线”判据1。同时,由于母线保护范围内并无故障,流入330 k V Ⅱ母的电流与流出330 k V Ⅱ母的电流相等,Ⅱ母母差保护中并无差流,所以不满足“TA断线”判据2,故RCS915E母差保护装置运行正常且无告警信息。
2. 2. 2 深圳南瑞BP - 2B母差保护
经查阅深圳南瑞BP - 2B母差保护说明书[3]可知,该装置“TA断线”判据为母差装置有差流且有一支路电流Ix大于“TA断线”告警门坎值Idx,当满足“TA断线”判据时,BP - 2B母差保护装置“TA断线告警”节点闭合,变电站后台及调控中心监控系统同时报“BP - 2B母差保护CT断线告警”。由于母线保护范围内并无故障,流入330 k V Ⅱ母的电流与流出330 k V Ⅱ母的电流相等,Ⅱ母母差保护中并无差流,所以此时不满足“TA断线”判据,故BP - 2B母差保护装置运行正常且无告警信息。
3 刀闸接触不良对保护装置的影响分析
3. 1 对断路器失灵保护的影响分析
3. 1. 1 刀闸接触良好时断路器失灵保护动作分析
在3 /2 接线的变电站中,为了保证在某一开关失灵时能够可靠地切除故障,在断路器保护中配置有断路器失灵保护[4]。图2是典型的330 k V变电站中3 /2“线线串”接线图,当L1 线路上K1点发生故障时,线路保护应当跳开3312、3310 两个断路器。如果此时边断路器3312 失灵时,3312 断路器失灵保护应动作跳开Ⅱ母上连接的所有断路器。如果在Ⅱ母上K2 点发生短路故障,母线保护动作跳开连接于母线的所有断路器。假如此时3312 断路器失灵,则3312 失灵保护应将3310 断路器跳开,同时发远方跳闸命令跳开对侧3311 断路器,此时故障点才能被隔离。再来看3310 断路器失灵保护,当线路L1 上K1 点发生故障时,若此时3310 断路器失灵,则3310 断路器失灵保护应动作跳开3311、3312 两个断路器,同时发远方跳闸跳开对侧3311、3321 断路器,此时故障点将被隔离[5]。
3. 1. 2 刀闸接触不良时断路器失灵保护动作分析
当33122 刀闸和33121 刀闸A相发生接触不良的缺陷时,3312 电流互感器TA1 中会间歇流过电流,所以3312 断路器保护中A相电流采样值并不能真实反映一次电流情况,当发生故障时保护将不能快速隔离故障点,具体分析如下:
( 1) 如图2 所示,假如此时线路L1 上K点发生A相接地故障,线路保护应动作跳开3312 断路器3310 断路器。若此时3312断路器A相拒动,则需要失灵保护动作去跳开3310 断路器并发远方跳闸跳开对侧3311 断路器。由于33122 刀闸接触不良,此时3312 断路器保护中可能没有A相电流的采样值,不满足失灵保护启动条件,所以3312 断路器失灵保护无法启动,失灵保护将不能正确动作,故障点不能被及时隔离。
( 2) 如图2 所示,当Ⅱ母上K2 点发生短路故障时,Ⅱ母母差保护应动作跳开连接在Ⅱ母上的所以断路器( 包括3312 断路器) 。若此时3312 断路器A相拒动,则需要失灵保护动作去跳开3310 断路器并发远方跳闸跳开对侧3311 断路器。由于33122 刀闸接触不良,此时3312 断路器保护中可能没有A相电流的采样值,不满足失灵保护启动条件,所以3312 断路器失灵保护无法启动,失灵保护将不能正确动作,故障点不能被及时隔离。
3. 2 对断路器死区保护的影响分析
3. 2. 1 刀闸接触良好时死区保护动作分析
在3 /2 接线的变电站中,在断路器与电流互感器之间发生短路故障时,往往在保护动作跳开断路器后,故障并未切除。如图3 所示,当K3 点发生短路故障时,Ⅱ 母母差保护动作跳开3312断路器后,故障点并未隔离。当线路K4 点发生短路故障时,L2线路保护动作跳开3310 断路器后,故障点并未隔离。此时,虽然可以通过断路器失灵保护来切除故障,但断路器失灵保护动作延时较长,所以设置了动作时间比失灵保护更快地死区保护[6]。
3. 2. 2 断路器死区保护是否正确动作分析
当33121 刀闸和33102 刀闸A相发生接触不良的缺陷时,3312 电流互感器TA1 和3310 电流互感器TA2 中会间歇流过电流,所以3312 断路器保护和3310 断路器保护中A相电流采样值并不能真实反映一次电流情况,当发生故障时保护将不能及时隔离故障点,具体分析如下:
( 1) 如图3 所示,假如33121 刀闸A相接触不良,当K3 点发生A相接地故障时,Ⅱ母母差保护动作跳开连接于Ⅰ母的所有断路器后( 包括3312 号断路器) ,此时故障点并未隔离,需要3312断路器死区保护作跳开相连的3310 断路器并发远方跳闸跳开对侧3311 断路器。可是由于33121 刀闸A相接触不良,所以断路器死区保护可能无法采集到A相电流,不满足死区保护动作条件,所以死区保护无法正确动作,故障点不能被及时隔离。
( 2) 如图3 所示,假如33102 刀闸A相合闸不到位,当K4 点发生A相接地故障时,L2 线路保护动作跳开3310 断路器后,此时故障点并未隔离,需要3310 断路器死区保护动作跳开3312 断路器并发远方跳闸跳开对侧3311、3321 断路器。可是由于33102刀闸A相接触不良,此时3312 断路器死区保护可能无法采集到A相电流,不满足死区保护动作条件,死区保护不能正确动作,故障点不能被及时隔离。
4 解决措施
根据上述分析可知,当3 /2 接线中出现刀闸合闸不到位的情况时,此时合闸不到位的支路电流互感器中将不会流过电流,这将导致断路器失灵保护和断路器死区保护无法正确动作。而由于调控中心监控员对遥测值采取定期巡视的方式,所以在发生刀闸合闸不到位的缺陷时,监控员无法及时发现缺陷,进而存在安全风险。为了解决此类问题,本文提出了两个解决措施。
4. 1 PSL632C断路器保护装置增加低负荷TA断线判据
根据上述分析可知,由于PSL632C保护装置TA不平衡判据为自产零序电流3I0大于零序电流启动定值3I0set,而由于定值整定的零序启动电流值比较大,所以不能反映负荷较小的支路刀闸接触不良的情况。对于此种情况,可以在PSL632C保护装置中增加低负荷CT断线判据,当正常运行时线路负荷较低时,可以投入低负荷TA断线告警控制字,其逻辑如图4 所示。
4. 2 调控中心监控系统增加遥测值归零告警
调控中心D5000 监控系统中,只有当遥信变位时告警窗才会有告警信息并伴随语音告警,而按照国家电网调控中心《调控机构设备集中监视管理规定》要求,遥测值只需定期巡视即可。所以当发生刀闸接触不良时,监控员并不能及时发现缺陷。为了解决此问题,可以在调控中心监控系统中增加遥测值归零告警,当开关处于合位而无遥测值时,告警窗能够弹出“XX间隔遥测值归零”告警,并伴随有语音提示。
5 结束语
本文以某330 k V变电站刀闸接触不良缺陷为例,分析了在发生此类缺陷时会导致PSL632C断路器保护失灵保护和死区保护不能正确动作,并给出了在PSL632C保护装置中增加“低负荷TA断线判据”和调控中心监控系统增加“遥测值归零告警”的解决措施,为采用3 /2 接线方式的330 k V集中监控无人值守变电站安全稳定运行提供参考,避免由于刀闸接触不良缺陷导致事故范围扩大事件的发生。
参考文献
[1]PSL632A/C数字式断路器保护装置技术说明书[K].南京:国电南京自动化股份有限公司,2005.
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[4]国家电力调度通信中心.国家电网继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社,2009.
[5]续建国.断路器失灵保护有关问题的探讨[J].继电器,2003,31(11):61-62.
10KV刀闸 篇4
为防止隔离开关、接地刀闸等电气设备误操作, 变电站内电气设备操作都具备防误闭锁功能, 通常有电气设备本身的机械闭锁、站控层五防、间隔层测控装置防误及间隔层现场布线式电气闭锁、电磁锁等实现方式。一般情况下, 电磁锁只在设备就地操作时起作用, 其它闭锁方式在设备遥控、就地电动操作时均起作用。机械闭锁一般通过电气设备的机械联动部件实现对相应电气设备操作机构的闭锁。站控层五防、间隔层测控装置防误及间隔层现场布线式电气闭锁, 均基于对断路器、隔离开关、接地刀闸等电气设备分合闸状态的判断, 形成相应的联锁条件, 当联锁条件满足后通过发送遥控指令或接通相应设备的控制回路, 以实现联锁控制功能。本文将结合500kV变电站内典型接线方式下各隔离开关、接地刀闸电气操作的防误联锁功能的实现, 介绍3/2接线方式的500kV间隔及220kV双母双分段运行方式的220kV间隔的隔离开关、接地刀闸的操作联锁条件及实现方式。
1 3/2接线方式的500kV间隔隔离开关、接地刀闸的操作联锁条件
变电站的500kV间隔通常采用3/2接线方式, 考虑到远距离的500kV线路间隔一般都带高抗运行, 其典型的接线方式如图1所示。
隔离开关的主要作用是断开无负荷电流的电路, 使检修设备与电源有明显的断开点, 以保证检修人员的安全。因隔离开关无专门的灭弧装置, 不能切断负荷电流和短路电流, 故其分合闸操作时必须判明其所在回路的断路器在分位, 即回路中无电流;同时, 为防止带接地刀闸分合隔离开关而导致带接地刀闸合闸送电事故的发生, 其分合闸操作时还需判明无明显断开点的同一电气直接连线部分 (如图1中虚线框所示部分) 中的接地刀闸在分位。综上, 3/2接线方式下的500kV隔离开关的联锁条件通常分串中和母线侧两种情况讨论。串中的隔离开关 (如图1中50222隔离开关) 的联锁条件应如图2所示, 50222隔离开关操作的联锁条件需判明直接相邻的接地刀闸502367、502227在分位, 断路器5022在分位, 因断路器分位不能算是明显的断开点, 故还需判明接地刀闸502217在分位。如果串中隔离开关是主变高压侧隔离开关, 那么除了上述对应的设备需在分位外, 还需判明主变另外各侧的接地刀闸在分位。当上述条件都满足时, 该隔离开关才能进行正常分合闸操作。母线侧隔离开关 (如图1中的50232) 的操作除了需判明与其直接相连对应的断路器 (5023) 及断路器两侧的接地刀闸 (502317、502327) 在分位外, 还需判明500kV母线的接地刀闸 (5217) 在分位。
接地刀闸的主要作用是确保停电检修设备可靠接地, 保证检修人员安全。设备操作中为防止带负荷合接地刀闸及带接地刀闸送电情况的发生, 接地刀闸的分合闸操作需判明与其无明显断开点的同一电气直接连线部分的隔离开关在分位, 因此3/2接线方式下接地刀闸的联锁条件通常分出线接地刀闸和非出线接地刀闸两种情况。非出线接地刀闸只需判明其硬接线两侧的隔离开关在分位, 如图1中的502217接地刀闸的操作需判明50221、50222隔离开关在分位;而对于出线接地刀闸, 为防止回路对侧已送电或带电导致本侧带电合接地刀闸情况的发生, 除了需判明出线本侧与其直接相连的隔离开关在分位外, 按要求还需判明出线对侧对应隔离开关在分位。考虑到出线回路如果是线路, 结合经济性和可靠性, 常用做法一般不直接去判断对侧隔离开关位置, 而采用间接检测该线路无压的方式来实现, 通过线路CVT的测量绕组来判断线路无压, 同时为确保判断无压的有效性, 需检测电压回路的空开在合位 (防止因空开跳开而误判无压引起误操作) 。以图1中502367接地刀闸为例, 502367接地刀闸操作除需判明接地刀闸50222、50231隔离开关在分位外, 还需判断该线路无压, 典型的联锁条件如图3所示。若出线间隔为主变间隔则不采用间接判断无压方式实现, 而采用直接判断主变的中、低压侧隔离开关在分位, 如图1中502167接地刀闸操作需判明50212、50221隔离开关及#1主变中、低压侧隔离开关在分位。
2 220kV双母双分段接线中出线间隔母线选择隔离开关的等电位操作联锁条件
220kV出线间隔较多, 500kV变电站 (配置2台主变的) 的220kV接线方式常采用双母线双分段接线方式, 典型接线方式如图4所示。
双母线接线中, 220kV隔离开关及接地刀闸操作联锁条件的原则与500kV隔离开关及接地刀闸的基本相同。隔离开关的常规操作需判明所在回路的断路器在分位及无明显断开点的同一电气直接连线部分中的接地刀闸在分位, 如图4中的20556隔离开关操作需判明2055断路器及2055617、205567、205517接地刀闸在分位。接地刀闸的操作需判明与其无明显断开点的同一电气直接连线部分的隔离开关在分位, 如图4中205517接地刀闸的操作需判明20551、20552、20556隔离开关在分位, 出线接地刀闸2055617需判明20556隔离开关在分位及线路无压。
双母线接线中, 220kV隔离开关的操作联锁条件也有不同的地方。由于双母线接线方式的特点, 其可在出线间隔不停电的情况下进行倒母线操作, 因而220kV出线间隔的母线选择隔离开关 (如图4中2055间隔的20551、20552隔离开关) 存在带电操作的情况, 即倒母线操作时母线选择隔离开关的等电位操作。为此, 220kV母线选择隔离开关的操作联锁条件一般分两种情况考虑:正常停送电时的常规操作联锁条件和带电运行的等电位操作联锁条件。如20551母线选择隔离开关, 正常停送电操作的联锁条件如图5中 (1) 所示, 需判明2055断路器、20552母线选择隔离开关、205517及205567接地刀闸在分位。带电运行时的等电位操作联锁条件则根据双母双分段运行方式有所不同, 当双母线双分段运行, 即分段开关2013、2024均在分位, 2条分段母线通过各自的母联开关互联运行时, 20551隔离开关的等电位操作联锁条件如图5中 (2) 所示, 需判明母线选择隔离开关20552在合位, 母联2012开关及母联两侧的20121、20122隔离开关在合位;当双母双分段母线转双母线运行, 即其中一台母联开关 (如20551所接母线的2012母联开关) 停电检修, 另外一台母联开关 (2034) 及2台分段开关均带电运行时, 20551隔离开关的等电位操作如图5中 (3) 所示, 需判明另一台母线选择隔离开关20552在合位, 母联开关2034在合位, 同时两分段开关2013、2024及其各自两侧的隔离开关20131、20133、20242、20244在合位。
3 隔离开关、接地刀闸闭锁操作的实现方式
变电站中隔离开关、接地刀闸的防误闭锁通常由站控层五防、间隔层测控装置防误及间隔层现场布线式电气闭锁三层构成。站控层五防实现面向全站设备的综合操作闭锁功能;间隔层测控装置防误实现本单元所控制设备的操作闭锁功能;现场布线式电气闭锁实现对本间隔电动操作的隔离开关和接地刀闸的防误操作功能。任一层防误功能故障不应影响其它层正常防误功能的实现。各层闭锁方式中闭锁功能的实现均基于上述分析的联锁条件, 对相应断路器、隔离开关、接地刀闸等电气设备的分、合闸位置进行判断, 形成相应的联锁条件, 当联锁条件满足后通过发送遥控指令或接通相应设备的控制回路, 以实现联锁控制功能。
站控层五防可采用独立的五防系统, 也可采用与监控系统集成的一体化五防系统。无论如何配置, 站控层五防均与监控系统具有统一的数据总线, 与监控系统从同一个实时库获得数据, 并与监控系统具备统一的数据库组态, 以实时监视现场设备的位置状态。五防系统中, 控制操作遵照既定的安全操作程序和五防闭锁逻辑联锁条件, 先开票、模拟预演, 满足操作条件并模拟预演成功后才能开放监控系统对电气设备进行操作, 以避免操作顺序不当或电气设备位置状态不满足联锁条件而引起各种电气设备的误操作。
间隔层测控装置防误取现场电气设备的位置接点开入至测控装置, 并在装置中进行五防联锁条件判断, 当满足联锁条件后接通串在设备电气控制回路的联锁接点, 以实现电气操作联锁功能。间隔层测控装置间具备通信功能, 以实现跨间隔的防误闭锁功能, 且不依赖于站控层设备。测控装置闭锁逻辑所需的信号由相关测控装置准确快速提供, 并充分考虑通信中断及逻辑关联测控装置检修时防误功能的安全实现。
间隔层现场布线式电气闭锁根据联锁条件将与被控设备有联锁关系的设备的位置辅助接点直接通过电缆接线首尾相接形成闭锁接点串在设备的控制回路中, 实现对电气设备电气操作的防误闭锁功能。
摘要：基于某500kV变电站电气设备防误操作闭锁功能的实现, 以500kV变电站典型接线方式下各隔离开关、接地刀闸等电气设备的操作为例, 介绍各设备防误操作的联锁条件及实现方式。
关键词：隔离开关,接地刀闸,电气操作,防误闭锁,联锁条件
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