国网陕西省电力有限公司超高压公司 李星羽 刘 鑫

1 引言

在变电运维工作中，倒闸操作具有较高的危险性，为了保障倒闸操作的精确性，必须提高对设备状态的感知能力，及时发现设备的异常和缺陷，才能有效保护电网并且保障人员的安全。因此，倒闸操作需要详细检查电气异常的位置，之后根据电气故障制定倒闸操作的方式。同时，要合理利用监控系统，加强技术开发，满足倒闸操作中对电气指示位置精确性的要求。

2 倒闸操作概述

2.1 倒闸操作工作内容和特点

通过倒闸操作，可以将电气系统中的设备从一种状态转化为另一种状态。如针对设备的检修需求，能将处于运行状态的设备转化为检修状态，或者调整设备的运行方式，确保系统稳定性[1]。由于倒闸操作会导致电力系统的运行状态转变，出现电流和电压的变化，因此操作过程中必须控制各种细节。严格遵守规章制度的情况下，倒闸操作能稳定地改变系统潮流状态。如果发现系统出现运行故障，通过倒闸操作也可以实现故障元件隔离以及控制故障范围。变电运行过程中，倒闸操作对控制精度有较高要求，如果缺少严格的控制制度或者操作人员工作方式不合理，就会导致安全事故发生。

2.2 电气设备倒闸操作原则

对电气设备的倒闸操作应严格按照顺序进行操作，并且电路中的闭锁装置也不能随意解除。如倒闸中如果需要关闭隔离开关，应先确定断路器的断路开关位置，检查断路开关的状态，而在对电气设备送电前，也要保证继电保护装置已经开始运行。如果道闸中将隔离开关误合，则需要继续保持其闭合状态[2]。

2.3 变电运行倒闸操作中的常见误操作

2.3.1 母线倒闸操作问题

电力设备电路会在母线汇合，因此对母线进行倒闸操作会影响系统整体供电，大量的设备、元件都会受到影响。为此，母线的倒闸操作会涉及大量设备的调整和控制，由于需要进行较多的操作，出现问题的概率也有所提升。如进行负荷刀闸动作、继电保护等操作中，如果没有合理操作，容易造成谐振问题。

2.3.2 变压器倒闸操作问题

变压器的操作包括变压器充电、切断、解列、并列等内容，操作变压器时，由于电路出现变化，很可能在闭合过程中出现极短时间的高电压情况，将会严重损坏绝缘的性能。因此，日常工作中进行变压器倒闸操作必须严格遵守流程，一旦出现误操作极有可能导致变压器受到损坏。如对主变压器进行倒闸操作时，如果控制不合理导致差动保护动作，有可能已经造成了变压器和母线设备的损坏。

2.3.3 旁路带路倒闸操作

旁路开关在变电站界限位置用较为关键，合理控制旁路开关可以避免对系统进行停电检修时负荷变化过于剧烈影响系统稳定性。如果进行检测时没有严格遵守倒闸流程开展工作，对用户的用电状态会造成严重影响[3]。

3 电气设备倒闸操作后位置检查状况

对电气设备进行操作后检查时，应该根据设备各项的实际位置确定故障位置，如果检查中难以获得设备实际位置，可以利用机械位置提示、电气指示、遥感信号进行综合分析，得到位置判断结果。在确定位置时，必须选择两个原理不同、非同源的变化确定位置，以便获得精确结果[4]。国内的企业开展变电站倒闸操作时，根据选择两个或者两个以上非相同原理、非同源指示变化进行判断的要求，采用机械指示位置和电气指示位置综合判断的方式。

在检查过工作中，断路器的实际位置并不能直接观察，所以机械位置的检查都是通过观察机械位置指示牌确定。在二次设备逐渐完善的情况下，电气位置指示有很多可以观察的位置，包括通过保护装置上的信号操作箱上智能站智能终端的位置指示灯、测控装置监控信号指示灯、测控装置电流数值、测控装置监控信号灯、报文和电压等途径确定。为确保倒闸操作过程中现场运维人员安全，运行和热备用之间的操作需要在监控中心遥控负责，或者在运维人员在监控后台进行遥控，然后根据后台的光字、遥信报文进行电气位置的检查。

一些公司在操作票管理中规定，断路器电气位置检查项目需要以检查监控信号进行指示，但是在实际操作中，由于不同人员的理解方式不同，就会将保护装置信号都作为监控信号，严重影响操作的精确性。在电网快速建设，而且随着技术革新使电网运行方式不断调整的背景下，很多断路器需要经常在运行、热备用状态下切换，而且多数变电站都采用无人值守的模式，由监控人员进行运行和热备用状态的切换，设备电气位置指示确认是监控人员通过监控后台光字和报文进行判断的。

4 对一起倒闸操作后无法遥控合闸事件的分析

某公司110kV常规变电站进行间隔计划停电检修，检修工作内容包括线路保护定检工作、测控校验和信号核对，设备运行热备用的过程中，于屋内人员对监控后台进行断路器遥控开展电气位置检查，倒闸操作结束后在监控后台确认断路器的运行方式已经从运行转为检修状态，与监控和调度核对后确认无误，允许检修人员开展工作。保护人员在断路器传动过程中发现，断路器跳闸之后保护装置和测控装置无断路器跳位开入，断路器不能实现远方合闸，但是可以在断路器机构位置进行就地合闸。将控制电源断开后重新合上或者切换机构的远程控制/就地合闸切换把手，能实现保护合闸和测控合闸。

在现场将断路器合上后，设备电气位置检查如果使用电气监视信号，虽然可以作为检查设备运行状态的判据，但是缺少设备其他信息的指示，而通过检查电气的监控信号，不仅可以有效判断设备的运行状态，还可以对设备其他的相关信息也进行判断，可以更好地帮助工作人员了解设备。检查测控装置上分合闸把手位置的断路器监控指示灯可以判断设备的运行状态，也能根据指示灯的情况对指示灯是否正常进行检查，以及判断断路器的控制回路是否完好，对断路器气室压力、防跳回路的完整性进行判断，在操作项目没有增加的情况下，同样能充分了解设备的运行状态。现场将断路器合上之后，通过切换把手将状态切换为远方，发现防跳继电器K4励磁，保护装置无跳闸指令。

通过断路器机构原理图进行判断，断路器在合闸位置时，测量断路器机构的远方合闸回路二次线位置对地电压为-110V，但是现场实际测量后发现电压为+110V。跳位监视回路二次接线处对地电压为+110V，现场实际测试结果为0V。经过调查发现，户外断路器汇控柜中跳位监视二次回路的二次线、远方合闸回路二次回路接线到保护屏柜中出口回路二次接线的线芯是相反的，保护屏中调位监视回路二次节点接到户外断路器汇控柜中的跳位监视回路位置。在断路器合位时，保护屏中装置的二次接线带正电，导致对应户外断路器汇控柜中的二次接线也为正电，电压为+110V，进而造成了防跳继电器K4出现励磁，若在励磁的情况下断路器跳闸或者手动分闸，虽然防跳继电器回路中的辅助触点能打开，但是自保持回路依然处于导通状态，导致防跳继电器励磁并不能返回，造成断路器结构中合闸回路断开而且不能合闸。在跳位监视中，防跳继电器的常闭节点是打开的，在跳位监视回路断开的情况下，跳位继电器不能励磁，保护装置的跳位指示灯处于熄灭状态。

之前运维人员倒闸操作可以继续合闸，是因为保护人员每次传动试验结束之后都会将断路器的控制电源断开，或者调整切换把手，将控制状态改为就地控制，保持最初的停电检修状态，所以此时防跳继电器自保持励磁回路是断开的，防跳继电器失电并返回。在运维操作人员再次合上控制电源的同时，会将切换把手调整为远程控制，此时合闸回路完好，跳位监视继电器励磁，监控回路也完整，测控遥控合闸时可以通过户外监视回路实现合闸线圈的励磁，达到合闸的目的。但如果保护人员在传动试验结束之后，没有将断路器控制电源保持在合位状态，机构的切换把手还切换为远程控制，运维人员就不能进行测控和遥控和合闸。

运行转热备用的操作之后，如果运维人员进行电气位置检查时通过保护、测控装置断路器位置指示灯进行判断，此时会出现断路器跳位指示灯不亮的情况，运维人员会判断指示灯损坏或者合闸控制回路断线，能够在完成倒闸操作后，及时将发现的问题反馈给检修人员，能有利于检修人员快速完成对故障的判断，避免影响送电。保护人员在传动的过程中，也通过测控装置、断路器指示灯进行位置检查，同样能及时发现存在的问题。

5 倒闸操作检查电气指示位置方法优化

5.1 常规站断路器电气位置检查

常规站断路器利用操作箱实现其控制，在电路设计中，侧重装置上的分合闸把手处断路器指示灯通过操作箱接入到控制回路中，所以在测控装置分合闸把手位置的断路器指示灯位置检查电气位置指示就达到监控的目的。由于监控后台光字和报文功能，测控装置可以通过断路器采集辅助节点的位置，因此智能监视断路器的状态。测量装置和监控后台遥测量的采集中，虽然可以作为电气位置判断的辅助数据，以及发挥监测和监视的作用，但是并不能辅助判断设备的电气位置。所以，常规变电站电气设备检查的工作中，应该使用分合闸处指示灯的方式进行检查，在确定设备状态的同时，也能保证监控信号的正确指示。

5.2 智能站智能终端电气位置检查

智能变电站拥有智能终端，能对一次设备的位置、状态告警信息进行采集和监视，之后通过GOOSE网络将数字信号传输给检测装置和监控后台，之后检测装置和监控后台根据数据进行计算，完成对电气位置的判断，虽然整个流程自动化水平较高，但依然仅仅可以对设备进行监视，达不到监控的目的。在设备厂家不同的情况下，智能终端的功能也会受到一定限制，导致智能终端不能达到监视控制回路的作用[5]。所以对智能断路器的操作中，需要使用智能终端上的检查功能进行电气位置的指示，以及配合控制回路指示的方式，从而有效减少操作路程，并满足监控信号的正确指示需求。

6 结语

为确保在操作过程中对设备状态的正确判断，以及有效感知设备的健康水平，应该采用尽量多的方式进行对设备的检查工作。通过对比断路器指示位置的监控信号和监视信号，使用监控信号在保证设备状态转换的同时，也能提升运维人员对状态的感知能力、缺陷的发现能力，对保障电网运维倒闸操作的稳定性和安全性都发挥了重要作用。因此，应该优先使用监控信号作为位置指示，提升工作质量。