某220 kV变电站线路开关遥控合闸故障分析

张知宇，张威，操晨润，周刚

（1.国网浙江省电力有限公司海盐县供电公司，浙江 海盐 314300；2.国网浙江省电力有限公司嘉兴市供电公司，浙江 嘉兴 314000）

随着自动化控制、通信等技术的飞速发展，遥控操作作为电网调度自动化系统的一项重要功能已经取得广泛应用[1]，对电网的运行方式、故障事故的紧急处理、供电质量的优化等多方面都起到了极其重要的作用。遥控技术的发展为变电站的无人值班运行奠定了基础，监控人员只须在调度主站即可完成遥控、遥调操作。遥控的可靠性对电网的安全可靠运行起着至关重要的作用。但是遥控也常常会因为通信中断、断路器执行机构等设备不可预料的缺陷而操作失败，给电网的安全稳定运行带来了严重的威胁[2]。本文基于一起某220 kV线路开关遥控操作失败故障，深入分析遥控失败的原因与故障排查方法，并给出了有效的应对措施。

1 故障经过

2021年2月2日19:37—20:19，在某220 kV变电站线路开关工作结束复役过程中，开关遥控合闸失败。详细过程如下：2月2日19:37，省调下令该线路开关由热备用改运行操作，地调集控遥控合闸，开关合闸不成功，并报间隔事故总信号。地调人员随即通知运维班人员到现场检查。值班员现场检查开关及机构外观无异常，合闸线圈完好、无异味，并对汇控柜KK开关进行复位操作后，事故总信号消失。值班员在现场后台进行遥控合闸，再次控合失败，并汇报省调、区调，省调收回正令。经检查，自动化系统运行正常，设备无任何异常。

2 故障理论分析

为了及时准确判断故障的原因，对此遥控操作失败的故障进行全方位的理论分析。遥控故障原因具体理论层面可分为：遥控返校超时、遥控返校错误与遥控执行不成功[2]。

2.1 遥控返校超时

误码率是导致遥控返校超时的重要原因，其表现为影响信息的处理和传输速度，同时增加信息拒收率[2]。此外，恶劣天气、载波通信线路传输距离过长以及主站与子站的通信异常都会导致遥控返校超时[2]。

2.2 遥控返校错误

调度主站数据库中遥控对象点号定义错误、关联错误以及遥控禁止标志填写错误等都将会导致遥控返校错误[2]。

2.3 遥控执行不成功

断路器不动作是导致遥控执行不成功的重要原因。断路器不动作的主要原因有：断路器机构或二次回路故障、测控装置内部某接点不闭合以及机构箱保护屏远方就地控制把手位置问题[2]。

基于上述理论分析，展开故障原因排查。本次故障原因排查的逻辑路线框图如图1所示，即：

图1 排查故障逻辑框架

（1）进行全方位的理论分析；

（2）详细调查故障发生前的工作情况；

（3）对设备进行冷/热备用一、二次排查；

（4）提出并验证潜在原因；

（5）确定最终故障原因调研市场上主流的自动化解决方案，根据当前软件的开发过程和开发特点，总结了软件当中存在的优、缺点。

3 故障原因排查

运维人员进行全面故障排查，分别调查了设备的信息、故障前的工作情况，同时进一步展开冷/热备用一二次侧的故障排查。

3.1 设备信息

设备型号：ZF11B-252（L）；设备投运日期：2017年1月19日；设备出厂编号：2015.570；上次设备检修日期：2019年1月11日。

3.2 故障前当日工作情况

2021年2月2日，结合对侧某变220 kV正母II段综合检修停电机会，某地供电公司对该侧220 kV某4P45开关弹簧机构轴承轴销更换、机构凸轮间隙测量、断路器特性试验等反措工作，该4P45线开关及线路改检修状态，工作终结时间为当日15:30。

本次开关机构隐患治理主要工作包括：

更换机构合闸保持挚子部位轴销和轴承，并测量轴承与链刀头间隙尺寸为0.7 mm，符合厂家技术条件要求。

对凸轮间隙进行复测，A相1.45 mm；B、C相1.5 mm（厂家标准值1.5±0.2 mm），数据合格。

开展机构特性试验，试验数据如表1所示，结果均符合厂家技术标准。

表1 机构特性试验数据

其中，机构隐患治理工作时，未涉及机构箱及汇控柜内相关二次线拆接工作，分合闸试验时从端子排上加压。分析表1数据可知，该设备机构特性工作均正常，未发现任何异常。

3.3 操作过程中异常情况

本次遥控操作相关SOE信息如下：

某地集控值班监控员于19:37在OPEN3000监控系统内操作遥控某线路4P45开关，监控信号显示控合失败，并出现间隔事故总信号和闭锁重合闸信号。

运维人员于20:02进行现场检查，并对汇控柜KK开关进行复位，事故总信号复归。

某地集控值班监控员于20:06在OPEN3000监控系统内再次操作遥控合闸操作，合闸失败，信号与上一次相同。

运维人员于20:15再次对现场汇控柜KK复位操作，事故总信号再次复归。

运维人员于20:19再次在后台机上遥控合某线路开关，操作失败，相关信号仍然相同。

3.4 故障现场排查

运维人员结合理论知识与现场考察情况，对出现事故总信号进行分析，调阅监控信息发现：当开关合闸操作失败时，监控均会报事故总信号。故障线路开关第一套智能终端为南瑞继保公司的PCS-222B分相智能终端，其判事故总的逻辑如图2所示，在智能终端收到遥控命令且开关实际未合上的情况下，报事故总信号为正常现象。

图2 排查故障逻辑框架

KK位置说明：当收到测控GOOSE遥合命令或手合开入动作时，KK合后位置（KKJ）为“1”，且在GOOSE遥合命令或手合开入返回后仍保持，当且仅当收到测控的GOOSE遥分命令或手跳入动作后才返回。

由图2可知：当且仅当KK继电器合后位置状态为“1”、A/B/C三相至少有一相分位开入才能触发整套继保装置动作。

检修人员进一步分别进行热备用与冷备用状态下一、二次设备排查。

热备用一、二次排查。检修人员至现场后，在开关热备用状态下对开关机构、二次接线牢固、电源空开状态、压板位置等进行检查，均未发现异常。遥控合闸回路中经过外部中间重动继电器2ZJ去分相合闸，接线无异常。

冷备用一、二次排查。为进一步验证缺陷情况，某供电公司于当天23:59向省调申请将故障线路改回冷备用状态并进一步检查处理。

一次人员将“远方/就地”开关切换至就地位置后，操作汇控箱面板上的KK开关，断路器分合闸动作正常。

二次人员通过对回路分析判断：因为三相均合闸不成功，所以回路问题应存在于三相公共部分。经分析后有两种可能性：

智能终端遥控板异常，导致遥控合闸接点（如图3中1209-1210“HJ”接点）未闭合，合闸回路不通。

图3 断路器遥控合闸回路图

合闸中间重动继电器2ZJ卡涩，导致合闸回路不通。

为进一步验证原因，2月3日0:23，检修人员通过短接1209—1210接点模拟遥控合闸，开关未正常合闸。因担心合闸线圈烧毁，对断路器的操作电源进行拉合。随后依次进行如下操作：

0:27，再次对1209—1210接点进行短接合闸，开关能正常合闸；

0:33，通过后台遥控分闸正常；0:39，通过后台遥控合闸成功；

0:40—1:30，对开关进行6次遥控分合闸，均正常；期间同步对回路情况进行排查，未发现异常；

2:39，现场向调度汇报后，开始改热备用操作；2:54，故障线路开关恢复运行。

3.5 故障原因确定

根据现场检查处理情况，在对故障线路开关操作电源进行拉合后，异常情况消失，后续的试分合与二次回路排查中均未发现异常。

根据此前的情况判断，因第一次短接1209-1210接点时，合闸失败，基本可判断异常可能由中间重动2ZJ继电器引起（如果短接遥控成功则可判断为智能终端遥控板开出的HJ可能异常）。因此判断可能的原因为：合闸中间重动2ZJ继电器存在卡涩，由于检修人员在检查过程中曾经有过敲击，且开关电源进行拉合后恢复正常，断路器后续分合均正常。

4 暴露问题

在本次异常的排查处理过程中，暴露出了以下方面问题：由于本次开关仅处理了弹簧机构轴承轴销更换、机构凸轮间隙测量、断路器特性试验，未动及二次回路，因此在工作终结的验收中未在后台对开关进行遥控试分合。在异常排查过程中，部分排查步骤未有效掌握异常信号，排查的顺序和排查技能存在不足，未能快速明确异常原因。在多次试分合均正常后，在具体原因未完全确定、未得到上级专业的许可下，即进行了复役操作。基于上述存在的问题，本文结合本次排查故障的经验给出如下合理化建议，以减少此类故障的发生。

5 合理化建议

应加强验收相关要求的宣贯，后续凡涉及与开并机构有关的检修作业，工作终结前应进行一次遥控分合闸试验，确保控制回路完好性。

提高专业管控力和信息报送的及时性，在发生类似原因未完全明确的异常情况下，应在查明原因并汇报上级专业部门获得认可后，方可进行复役操作，防止设备带病复役。

进一步提高专业人员业务技能水平，尤其是对智能站变电站设备的检修技能水平，以及在异常情况下的故障排查能力。

提高设备异常时的应急处置能力，做好相应的预想，提前做好处理故障所需的设备状态，提高抢修工作效率。

加强对2ZJ继电器运行状况和动作状况的检查与跟踪，若有异常则进行更换。

为方便后期检修与故障排查，在每次工作后都应有详细的工作记录。

加强机械设备各项指标的监视与排查，出现异常应及时反馈。