超高压电网500 kV 线路接地刀闸防误闭锁原理及典型问题分析

严太山 ，房雪雷 ，李 炎 ，朱 涛 ，宋仁杰 ，洪文慧

（1.国网安徽省电力有限公司合肥供电公司，安徽 合肥 230000;2.国网安徽省电力有限公司培训中心，安徽 合肥 230000;3.国网安徽省电力有限公司超高压分公司，安徽 合肥 230000;4.国网安徽省电力有限公司安庆供电公司，安徽 安庆 246000;5.国网安徽省电力有限公司宣城供电公司，安徽 宣城 242000）

为防止倒闸操作中操作人员不熟悉现场设备、操作风险预控不到位、误入带电间隔等原因造成误操作，在超高压电网中，依托智能监控、信息传输及可视化技术，广泛采用了具备全站防误闭锁逻辑可视化功能的监控一体化“五防”系统[1-2]。但由于设备老旧、防误闭锁回路不完整等因素，造成站内部分设备防误功能不完整、不可靠等问题[3-4]，尤其是对于超高压变电站中500 kV 线路接地闸刀，如何根据其防误隐患缺陷，制定有效措施及规范运维验收管理，是目前超高压变电站安全生产现场重点关注的问题。

1 500 kV 系统接线

如图1 主接线图所示，500 kV 系统采用3/2 接线方式，共有主变2 台，500 kV 断路器10 台，出线4 回，其中线路3 间隔配置有融冰刀闸，每回线路出线侧均有三相电压互感器及避雷器。

图1 500 kV 系统主接线图

2 500 kV 线路接地刀闸逻辑闭锁

对于500 kV 线路接地刀闸来说，其逻辑闭锁除了与该地刀直接电气相连的刀闸相关外，还须满足线路无压的判定条件。对于敞开式的常规变电站，在线路电压互感器端子箱内，一般有保护电压、测量电压、故障录波器二次电压空气开关；对于智能变电站，在边开关的智能组件柜内也配置有满足相应功能需要的保护及测量二次电压空气开关。若在线路正常运行状态下，电压互感器二次电压空气开关断开，则测控及监控后台采集的线路电压为零，而实际线路二次线电压为正常值100 V（二次值）。因此，对于线路无压判别的与门条件中时，必须加入二次空开为合位的位置条件，防止在线路有压时，误判为线路无压，造成带电合线路接地倒闸的误操作风险。

根据线路有无配置三相电压继电器，500 kV 线路接地刀闸防误操作逻辑闭锁中的无压判别条件也存在差异。

2.1 未配置电压继电器的线路接地刀闸防误逻辑

对于常规变电站，线路电压互感器二次电压空气开关的分合位置是通过辅助接点将位置信号以电缆开入至测控，测控装置通过MMS 网传输至监控后台，实现二次电压空气开关位置的实时采集。

由于线路侧未配置电压继电器，线路无压的判断只能由测控装置通过电压遥测值的大小实现判别。最典型的判别方式为测控将实时采集的二次电压与设定无压的门槛值（通常取65%额定电压）比较，并将比较结果转化为虚遥信传输至监控后台，作为监控后台判定线路无压的依据。对于新一代监控“五防”系统，根据测控装置上传的二次电压数据，可直接通过预设的内部程序判断线路是否满足无压条件，并将判定结果纳入后台“五防”逻辑规则运算中。

因此，未配置电压继电器的线路接地刀闸防误操作逻辑闭锁条件，与其电气直接相连的刀闸在分闸位置、电压互感器二次空开合位、线路无压，以500 kV 线路1 间隔504367 接地刀闸为例，其逻辑规则如图2 所示。

图2 504367 接地刀闸逻辑闭锁规则

2.2 带电压继电器的线路接地刀闸防误逻辑

500 kV 线路电压继电器一般配置在空开下端口，如图3 所示，图中3ZKK 为电压互感器二次空开，1YJ、2YJ、3YJ 为线路三相电压继电器。当空开3ZKK 断开，电压继电器失压，测控采集二次电压值为0 V。因此，只有在3ZKK 处于合位状态，电压继电器采集电压才是有效电压数据，在线路接地刀闸操作逻辑闭锁条件中必须加入二次空开状态来判别线路无压。

图3 500 kV 线路电压继电器接线原理图

以图1 中500 kV 线路4 间隔505167 接地刀闸为例，其逻辑规则如图4 所示。

图4 505167 接地刀闸逻辑闭锁规则

3 500 kV 线路接地刀闸电气闭锁

在500 kV 线路接地刀闸电气闭锁方面，智能变电站由于线路配置有带电显示器，无须再单独装设线路电压继电器。因此，智能变电站线路接地刀闸控制回路中的电气闭锁实现方式与传统敞开式变电站也存在不同之处。

3.1 敞开式变电站接地刀闸电气闭锁回路

对于不带电压继电器的线路，线路接地刀闸控制回路中的电气闭锁部分，一般由直接电气相连的两把刀闸常闭辅助接点串联构成。以接线图中500 kV线路1 间隔504367 接地刀闸为例，当50431 和50422刀闸处于分闸位置，且刀闸对应三相辅助接点发生相应变位，504367 接地刀闸才能通过电气闭锁控制。其电气闭锁回路如图5 所示。其中，50431DSa 代表50431 刀闸A 相辅助接点，50431DSb 代表50431刀闸B 相辅助接点，50431DSc 代表50431 刀闸C相辅助接点，50422DSa 代表50422 刀闸A 相辅助接点，50422DSb 代表50422 刀闸B 相辅助接点，50422DSc 代表50422 刀闸C 相辅助接点。

图5 504367 接地刀闸电气闭锁回路

若线路电压互感器端子箱内带有三相电压继电器，在接地刀闸电气闭锁回路中还应加入电压继电器的常闭辅助接点，其意义在于，只有当线路三相无压，三相电压继电器对应的常闭辅助接点闭合，与其直接电气相连的两把刀闸处于分闸位置，3 个条件均满足时，该接地刀闸方能允许操作。以接线图中500 kV 线路3 间隔504167 接地刀闸为例，电气闭锁回路如图6 所示。

图6 504167 接地刀闸电气闭锁回路

3.2 智能变电站接地刀闸电气闭锁回路

智能变电站中，在GIS 出线套管根部通过电容分压原理将电压信号接入带电显示器，带电显示器根据采集电压值大小判断线路是否无压。在智能变电站接地刀闸电气闭锁回路中，除了直接电气相连的两把刀闸常闭辅助接点外，还接有带电显示器辅助接点。以接线图中500 kV 线路4 间隔505167 接地刀闸为例，电气闭锁回路如图7 所示，其中KVD1为三相无压继电器辅助接点，KVD2 为三相平衡且线路有压继电器辅助接点。

图7 505167 接地刀闸电气闭锁回路

4 500 kV 线路接地刀闸防误闭锁典型问题

4.1 逻辑闭锁回路中未接入二次空开位置判别

在运行年限较长的传统变电站中，电压互感器二次电压空开未接辅助接点，造成测控装置仅根据电压遥测值大小判断线路是否无压，而无法判断遥测值是否受二次电压空开断开的影响，对线路无压的判别不够全面。对于此类问题，要结合线路停电期间加装电压二次空开辅助接点，并将位置信号通过电缆开入至测控，实现二次空开状态的实时采集。

4.2 接地刀闸控制回路电气闭锁中关联刀闸辅助触点接触不良

接地刀闸电气闭锁回路须要串接相关联的刀闸三相辅助接点，由于串联接点数量多、电缆敷设长度较长，再加上变电站运行环境、设备运行年限等因素影响，易出现辅助接点接触不良、端子排端子松动等问题，导致电气闭锁回路出现断开点。遇到此类问题，应使用万用表测量端子电压，逐步缩小故障范围来确定故障点，通过紧固接线端子、更换备用电缆、调整辅助接点端子等方法，消除电气闭锁回路故障。

4.3 测控装置无压信号采用硬接点开入

在软件版本较老的测控装置中，无法通过二次电压遥测值转化为虚遥信，为满足线路接地刀闸逻辑闭锁中线路无压判别要求，在测控装置直接采取硬接点强电开入，使线路无压信号开放。此方法局限于测控装置功能，造成无压判别方式不合理，应尽快升级软件版本或更换新一代测控装置，采取有效的无压判别方式，完善线路接地刀闸逻辑闭锁功能。

4.4 电压继电器功能失效或带电显示器采集电压不稳定

电压继电器由于元件损坏故障导致功能失效，带电显示器由于连接电缆或接头等问题导致采集电压不稳定，无法满足线路无压判别功能。在发现电压继电器功能失效或带电显示器采集电压不稳定时，须排查确定异常原因并及时处置，电压继电器功能失效时须更换电压继电器。

5 结束语

为防止恶性误操作事故，变电站现场必须加强防误闭锁装置的隐患排查和整改措施落实。对新建、改扩建设备的防误闭锁装置，应经过站控层闭锁、测控逻辑闭锁、现场电气联锁三层验收合格后，方可具备投运条件。对于存在线路接地刀闸防误隐患的在运变电站，在现场安全管理工作中，运维人员应重点关注“五防”系统的巡视，定期对防误闭锁规则条件进行复查，对处于异常状态的闭锁条件及时消缺处理，保障倒闸操作效率，规避误操作风险。