500 kV刀闸开关共用机构的问题分析与预控研究

叶甲寅

(中核国电漳州能源有限公司，福建 漳州 363300)

漳州核电一期工程装机容量为2×1212 MW，网控楼开关站设计以500 kV一级电压接入系统。为提高电厂送出负荷的可靠性，开关站采用一个半(3/2)断路器的接线方式，本期工程500 kV系统建设2回进线，4回出线，其中2回接入东林变，2回接入五峰变，共2个完整串和2个不完整串，并预留扩建接口和位置。远期预留4回主变压器进线、分段断路器和高抗回路,前期的2个完整串交叉进出线与两母线形成双环路供电的运行方式，当单母线或断路器发生故障时，任何一路出线和进线都不会停电。该接线方式的开关站调度灵活，倒闸操作、检修隔离方便，是大型发电厂机组和电网公司变电所超高压配电系统较为广泛应用的一种接线。

本文介绍了500 kV开关站的主要设备及操作系统，对同行核电站发生的案例进行剖析，针对刀闸开关共用机构存在的安全隐患从设计源头提出改进方法，详细介绍运行操作与检修维护时的注意事项、巡视检修内容。并将设计优化落实到漳州核电“华龙一号”，同时也希望能够给后期运行维护和倒闸操作提供理论上的指导，避免和减少故障的发生。

1 设备介绍

1.1 断路器

500 kV断路器初步设计采用SF6气体绝缘，单压式双断口，碟簧储能、液压操作机构，用于跳闸出口和开断大电流工作，具有良好的灭弧能力。进线电源回路和分段回路采用三相操作，出线回路单相操作，具备三相和单相快速自动重合闸的功能。每个断路器都有3副独立的合闸反馈接点和3副独立的跳闸反馈接点送至对应的测控装置，经过测控装置的逻辑组合后在NCS系统后台显示该断路器的真实状态位置，逻辑关系为 “三相合为合，单相分为分”。断路器具备远方或就地操作功能，合闸操作与其两侧的隔离开关有五防逻辑关系。

1.2 刀闸开关

在开关站设备中，隔离开关和接地开关具有相类似的刀闸机构，都是采用三相机械联动，两者在功能作用方面不一样，其他的区别就是机构箱内的齿轮传动比有差异。通常会把隔离开关和接地开关统称为刀闸开关(见图1)。

图1 刀闸开关共用传动机构Fig.1 Common transmission mechanism of the knife switch

1.2.1 隔离开关

隔离开关最主要作用有两点：一是检修工作时，将待检修设备与电网隔断，并且保持一定的距离，保障检修人员与设备的安全。二是运行期间，与断路器配合，灵活地倒闸操作，根据运行需求而提供不同的运行方式。隔离开关的灭弧能力非常小，仅能开断小电流，不能断开正常工作电流和故障电流，但应该具备热和动稳定性，确保合闸运行时能通过故障时的短路电流(见图2)。

图2 隔离开关设备Fig.2 Isolation switchgear

1.2.2 接地开关

系统正常运行时接地开关都是处于分闸状态，检修时将待检设备与接地系统连接。检修人员在检修工作开始之前就得检查确认接地开关是否可靠接地，确认无误后才开展下一步检修工作。运行人员在恢复送电的时候，首先必须保证所有的接地开关都属于分闸状态，确认无误后才进行下一步倒闸送电操作。对于全封闭的GIS设备，判断接地开关是否可靠接地或者完全分开，不仅要检查传动机构的实际动作情况，还需要通过检查窗口去确认接地开关的实际位置。

1.3 NCS系统

网络控制监控系统(NCS)是开关站的操控系统，系统按分层分布式开放系统配置设计，一套采集数据的测控装置，通过交换机、管理机进行双网以太网组态，对开关站内的所有设备进行管理和监控。站控层具备工程编辑维护、运行操作监控、五防逻辑判据等功能。间隔控制层包括两台通信管理装置、两台交换机及若干测控单元。站控层和间控层之间采用双以太网相连，实现信息交换，满足运行操作人员能有效管理和监控开关站的所有设备。运行人员可以通过“操作员工作站”的后台电脑对现场设备进行管控操作。

NCS系统具备遥信、遥测、遥控、遥调的“四遥”功能。遥信包括断路器、隔离开关、接地开关的状态、变压器分接头信号、开关站一次设备的告警信号、各种保护跳闸信号、告警信号，大部分采用光电隔离方式输入系统，有部分也可通过通信方式获得。遥控是指运行或调度人员能根据实际工况对开关站或厂站的设备进行管控，为保证可靠，NCS系统具有返送校核功能，将遥控操作分为两步来完成，简称“遥控返校”。

1.4 五防系统

五防系统是防止电气设备误操作的重要系统，对于中压、高压系统，不仅设计有机械五防关系，还有电气二次控制回路五防和逻辑五防。为确保电气设备的安全运行，开关站设备在正常操作前，都必须通过五防系统的模拟预演和逻辑判据，在五防逻辑正确的情况下才能进行真实的设备操作。一防止误分、误合断路器；二防止带负荷拉隔离开关；三防止带电挂(合)接地线(刀闸)；四防止带地线(刀闸)合断路器或隔离开关送电；五防止误入间隔。

在五防系统，断路器、隔离开关和接地开关的分合闸反馈接点是组成所有逻辑条件的信号来源。如果分合闸反馈接点不可靠或与现场实际情况不符，五防系统就形同虚设，模拟预演和逻辑判据都将失去真实性，容易发生带着接地开关送电、带电合分隔离开关的重大错误操作，最终导致伤害设备安全和人身安全。

2 事故案例

某核电站500 kV开关站，当时500 kV 1号、2号母线正常运行，1号、2号、3号机主变正常运行，4号主变压器A级检修。岭深乙线路按计划转检修，检修工作结束后，按上报省调的启动方案进行启动操作，当电站在执行操作合上50511隔离开关命令后，1号母线母差保护保护动作，跳开母线侧的断路器，导致1号母线失电(见图3)。

图3 某核电站开关站接线图Fig.3 Wiring of a switch station in a nuclear power plant

事故发生后，经现场检查发现事故发生的直接原因是隔离开关50511与断路器5051之间的接地开关505117操作时，因传动杆脱落只有A相打开，B、C相还处于接地状态。由于刀闸的位置指示器在共用操作机构箱，现场505117机构操作箱显示该地刀已分闸，NCS系统后台也收到505117接地开关的分闸到位反馈信号，五防逻辑判断可进行下一步操作。操作员在后台发出遥控指令合上隔离开关50511，直接带地线合隔离开关送电，导致母线直接接地，母线差动保护动作。

3 事故分析

经了解，事故案例中的隔离开关、接地开关、快速接地开关都是采用三相机械联动，机构箱内有一副合闸接点和一副分闸触点，合分闸反馈触点从机构箱内部送到设备对应的测控装置，再由测控装置送给网控系统后台，以单副接点的开合状态来反馈开关的合分闸位置。

结合现场事故发生的情况及调查，从设备因素和人为因素对该事故进行分析与总结：

一是事故案例中的刀闸开关采用三相共用操作机构，该型号的机构设计存在安全隐患。刀闸开关在恢复送电操作过程，接地开关的驱动电机传动A相，然后通过传动杆传动B/C相动作，三相机械联动共用机构的位置指示器设置在A相位置，无法真实反映B、C相的操作情况，送给NCS系统的接点仅采集了控制箱内的辅助接点作为三相位置接点，接地开关的分、合位并非通过三相位置接点进行判断，无法真实显示接地开关的三相实际位置。在操作机构传动杆脱落导致三相不一致的情况，判断该接地开关为分闸状态，使NCS系统的返校功能和五防系统模拟预演、逻辑判据功能失效，误导系统允许下一步操作，直接导致故障发生。

二是操作人员对于刀闸开关的专业知识不够，不熟悉或疏忽了开关操作时的巡视检查内容。操作过程中，仅通过共用机构的位置指示器去判断接地开关的状态位置，没有仔细检查传动机构和接地开关的动触头实际位置，直接导致事故发生。

三是检修平台设计也存在缺陷。电气设备正常操作时，都需要有现场操作检查人员确认现场的电气设备、开关的实际状态，但由于GIS开关站的部分刀闸开关位置较高，检修平台设计不合理，现场巡视的操作人员无法通过开关的内窥镜或观察孔去确认开关的实际位置，给事故埋下伏笔。

4 预控及解决方法

针对500 kV开关站刀闸开关共用机构的安全隐患问题，从优化设备设计和提高人员的专业技能进行预控，提出传动机构和检修平台设备的优化方法，列出运行维护时的注意事项、巡视检修维护内容，能更好地避免和减少故障的发生。

4.1 优化传动机构

从运行和维护经验反馈发现，隔离开关和接地开关采用三相共用操作机构，由传动杆带动三相同时动作，正常情况下能满足运行使用要求，但存在一定概率的安全隐患。通过设计源头对设备进行优化整改，刀闸开关取消三相共用一个反馈触点，修改为三相连杆传动，采用每相独立设置分合闸反馈指示，其动触头分别到达合闸或分闸位置后才能发出合闸或分闸位置反馈信号，NCS系统收到刀闸开关三相都是合或分闸信号反馈后，在画面才能显示该刀闸开关处于合闸或分闸状态，保证系统返校功能的正确性、真实性。

为确保设备的可靠性，根据隔离开关的主要作用和操作条件，在技术规格书上要求设备厂家满足以下基本要求：

1)隔离开关分闸后必须有明显的断开距离，且能让运维人员判断检修设备是否和带电设备分离。

2)隔离开关的动、静触头根据电压等级不同有不同的绝缘距离，能保证在过压的异常或故障下，能保证绝缘距离在安全范围以内，从而保障检修人员的安全。

3)隔离开关不具备开断正常工作电流和故障电流的能力，需要保障其动、热稳定性，要防止正常运行时因故障或异常情况时自动分开。

4)隔离开关能开断的电流较小，应具备开断较小电容电、电感电流和环流的能力，且触电不被损坏。

5)隔离开关在运行操作分、合闸时，同期后能以迅速合分，降低动触头进入静触头的时间，且力度合适，能有效降低操作时的过电压、触头燃弧次数。

6)隔离开关的操作和传动机构不能过于复杂，动作过程得稳定可靠，具备适当的机械强度，其材料具备一定的抗氧化和抗腐蚀能力，在异常天气的环境下也能保证稳定操作。

7)部分附带接地开关的隔离开关，应具备防误操作功能，满足五防要求。

8)隔离开关和断路器的操作应满足防误操作的电气闭锁和软件闭锁，具备防止带负荷误分、合隔离开关。

4.2 优化检修平台

优化检修平台设计或者设定固定的检修平台，能让现场检查人员通过内窥镜或检查窗口去确认刀闸开关的实际位置。检查窗口位于静触头侧。该窗口宽大约20 mm，也可用于连接内窥镜。通过内窥镜和动触头上的两个标记，就可检查绝缘子是否正确位于“I”或者“C”位置，即动触头插入到静触头内是否有足够的深度。如果只能看到其中一个标识，则说明触头接触充分；如果两个标记都能看见，则说明触头接触不足。在观察位置指示器后，现场实际情况和NCS后台显示一致后方可最终认定刀闸开关的实际位置，并进行汇报和下一步操作。

4.3 注意事项

刀闸开关在五防系统中的逻辑关系较为复杂，在回路接线闭锁和五防逻辑判断中，都需要防止带电合分隔离开关和防止带接地开关合隔离开关。例如，出线线路的隔离开关操作时，其相邻的断路器都必须在分闸位置、相邻的接地开关都在分闸位置且无手动操作、线路侧无电压等所有条件都全部满足的情况下，五防系统和控制操作系统才允许运行操作人员将线路的隔离开关合闸，任何一点条件不满足的话，线路隔离开关将无法合闸。因此，对于操作和检修人员，在日常操作、巡视维护时需要注意以下几个事项：

1)确认检修范围内的断路器、隔离开关均处于分闸状态，并确定待送电设备的接地开关和临时接地措施已经全部打开和解除。

2)确认断路器、隔离开关、接地开关的操作机构电源电压在合格范围之内。

3)对于手动合分的隔离开关、接地开关，在操作过程中，合闸时，要迅速、果断且注意控制力度，防止用力过大，合闸操作结束后检查刀闸的静、动触头是否到位，接触情况是否牢靠。分闸时开始时要稳妥操作，刀闸的动触头离开触头时要迅速拉开，并且操作完检查静、动触头的分闸情况。

4)隔离开关、接地开关在日常操作时，若遇到卡涩无法操控、动静触头偏离导致无法插入、动触头无法到位等异常现象时，应立即停止操作，待检修人员将异常现象或设备缺陷消除，设备恢复正常后才可继续下一步操作。

5)对于室外的隔离开关、接地开关，手动操作过程时，需要留意绝缘子的情况，如发现绝缘子有异常情况，应立即停止操作并离开现场，防止人员受伤害。

6)在NCS后台对隔离开关、接地开关进行操控时，值班巡检人员在每操作完一次步骤后，应对其开关逐相检查，确认被操作的开关的分、合闸位置、动触头是否到位等现场情况，确认开关动作正常，分合闸位置正确后上报给后台操控人员。对目前三相共用机构型号的隔离开关，合闸操作完毕后，应仔细检查三相的动触头是否真正到位。

7)对于NCS后台操控隔离开关、接地开关时，若发生远方系统无法操控的情况，需要通知检修人员及时处理。若在紧急情况下，需要转就地手动操作，需要由值长或站长向上级申请，同意后由监护人员一同进行倒闸操作。

8)所有操作结束后，保留断路器的控制电源和动力电源，对于隔离开关、接地开关的直流控制电源和交流动力电源可选择断开，防止运行期间误操作。

9)所有隔离开关、接地开关的操作，都需要遵循电气五防和软件五防的步骤进行，不能人为干预或跳步操作。在特殊情况下，需要用解锁钥匙跳步操作时，应向上汇报情况，确认操作步骤无误后才能进行。

4.4 巡视内容

对于运行人员在GIS开关站日常巡视检查，建议注意以下几点：

1)确认室外的避雷器、均压环、进出线支撑绝缘子干净无积灰、无破损、没有放电状况和异常拉弧的声音。重点检查并记录避雷器的泄漏电流和动作次数。

2)处于室外的刀闸开关，应检查其触头接触情况，确认接触良好，机械结构牢靠无松动，没有出现变形的异常现象。引线、均压环没有松动、摆动、偏斜、断股等异常现象。定期用红外成像仪检查其温度均正常，无发热现象，在额定电流运行的情况下，其温度应在合格范围之内，并记录。

3)进入开关站前，确认站内的SF6浓度处于正常范围，气体告警装置无告警，风机运行正常且通风良好，方可进入开关站进行巡视。

4)检查就地汇控柜无报警、电气指示正确、空开无跳闸，闸刀、断路器转换开关指向远方，NCS、硬接线转换开关都指向联锁。

5)检查记录断路器各相合闸次数，记录断路器各相储能电机启动次数，检查开关各相的储能、液位正常、在驱动机构壳内底部检查无漏油，三相驱动无异常，无破损，并抄录各气室压力。

6)对于三相共用一个操作机构的刀闸开关，巡检时应注意传动机构、连杆、齿轮、转轴等所有的机械没有出现开裂、变形、生锈、松动、脱落，各部件连接良好，三相位置一致并且能到达对应的分合闸位置。

7)对于刀闸开关的带电部分，应确认无夹带其他杂质，其操作机构、与外部连接的端子箱、接线盒应处于密封状态，具备防尘、防水、防潮等功能。内部的空气开关、二次回路、接线端子、加热器等电气元件应正常运行。

8)五防闭锁装置应正常，电磁和机械锁的元器件都能正常工作。

9)当系统发生过短路故障，有短路故障电流流过隔离开关时，需要对其动、静触头进行检查，确认其触头无熔化、烧弧的现象，绝缘子无破损和放电的痕迹。

4.5 检修维护

检修工作人员需经过安全教育和技术培训，达到上岗条件，人员资质符合要求，负责人应能胜任此项工作，组织得当，分工明确。在检修维护前应根据工作票的工作内容确认停电技术措施是否正确。对于刀闸开关设备的检修维护时应注意以下几点：

1)检修维护期间，检修人员应对刀闸开关的外部杂质、灰尘进行清扫，并对机构箱、接线盒、端子箱、传动机构等进行维护。

2)对检修范围内的设备，对其控制电源回路、动力回路、传动机构进行检查，确保内部加热除湿器能正确投退，端子接线牢固。

3)定期用热成像仪对开关设备进行巡检，并形成巡检报表，根据其温度变化判断设备是否正常。

4)若发生短路故障、或者雷电天气时，检修维护人员要重点检查隔离开关的触头，检查是否存在过热或受损。

5)按检修周期对其进行试验，确保设备传动正常、触点接触紧固、五防逻辑正确。

5 实际应用

漳州核电一期工程500 kV开关站的初步设计，设计院延续了常规厂站的设计思路，在《500 kV GIS技术规格书》和《500 kV升压站监控装置NCS技术规格书》A版文件上都是采用共用操作机构箱。经过对刀闸开关共用机构的问题的分析和沟通，设计院最终同意我方提出的审查意见，并进行设计变更，取消开关站22个隔离开关，36个接地开关三相共用一个反馈触点的设计模式，采用每相独立设置分合闸反馈指示。每相分合闸位置反馈接点送到测控装置，由NCS系统根据三相的接点反馈组成逻辑，所有设计变更要求在技术协议上体现。最终将落实到漳州核电项目中。

6 总结

500 kV级的开关站在电网系统中的重要性不言而喻，开关站设备的稳定运行直接关系到电厂送出负荷的可靠性、电网系统的稳定性，直接影响电站的安全稳定高效运行。因此，当设备设计存在缺陷或存在安全隐患的时候，就应该及时优化改正。运行操作和检修维护人员要提升专业技术能力，根据设备实际情况进行专业培训，确保每一次倒闸操作，运行人员都能正确操作和按要求检查，每次一检修项目，检修人员都能按规范要求进行全面维护，降低或避免事故的发生。