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贵州电网公司贵阳供电局的研究人员熊楠，在2015年第12期《电气技术》杂志上撰文，根据一起发生在110kV分段断路器控制回路上的故障，首先阐述了故障的产生过程及风险分析，然后详细说明了故障点的查找过程及故障原因，最后总结探讨了发现的控制回路问题并提出了相应的预防措施。
断路器的控制回路是继电保护实现快速、准确切除电网运行故障最直接的途径。在大部分采用内桥接线的110kV变电站中，110kV分段断路器能否正确动作是影响供电可靠性的关键因素之一。
因此，分段断路器的控制回路就显得尤为重要，体现在：能提供与实际一致的跳、合位位置接点给备自投作为必要的判据开入；在采用分段备自投方式时线路故障，能确保分段断路器可靠合闸；若采用进线备自投方式时主变故障，能确保主变保护第一时限切除分段断路器，防止故障范围扩大等方面。
本文针对一起出现在110kV分段110断路器控制回路上的故障以及在回路检查过程中发现的问题进行分析，并探讨相应的预防措施。
1 故障的产生及风险
1.1故障的产生
这起110断路器控制回路故障发生在某110kV城区变电站内，110断路器操作机构及端子箱均为户外式。故障产生时天气情况为阵雨，监控后台发出“直流馈线屏XX支路绝缘故障”、“110kV分段110断路器控制回路断线”以及备自投等装置失电的信号。运行人员到现场进行检查后发现：
①110kV母联及PT并列屏上分段110断路器控制电源空开（以下简称“1-4DK空开”）跳闸，其余装置电源空开正常投入，但组成该屏的PT并列、备自投、分段断路器操作箱及分段测控等装置均已失电
②直流馈线屏上供给110kV母联及PT并列屏的唯一一路直流电源的总空开跳闸。随后，运行人员分别对跳闸的两个空开进行了试送。在先投入1-4DK空开的情况下，直流屏总空开试送失败；在不投入1-4DK空开的情况下，直流屏总空开试送成功，除110断路器操作箱外，其余装置均成功复电。据此，初步判断在110断路器控制回路上有直流接地或短路故障产生。
1.2风险分析
该变电站为内桥接线方式，故障发生时，处于分列运行状态。110kV侧备自投采用分段备投方式，110断路器在热备用状态。因此，这起故障所造成的运行风险主要是：一旦任一一条进线的断路器因线路保护动作永跳后，110断路器无法通过备自投自动合闸，也无法进行手动合闸，导致较大范围的城区停电，造成负荷损失。
2 测试结果与讨论
在进行回路检查之前，为了确保安全，经调度许可，将110断路器操作至冷备用状态，备自投功能退出。根据以往运行维护工作中控制回路缺陷的处理经验，用排除法分别对断路器跳、合闸出口及位置监视回路，控制电源所供其它回路进行了检查。
2.1断路器跳、合闸出口及位置监视回路检查
1）故障点预判
由于110断路器操作机构及端子箱均在户外，故障发生时伴有阵雨，操作机构或端子箱内进水引发回路上接地或绝缘下降的可能性较大，所以优先检查图1中断路器跳、合闸出口及位置监视回路。又因为110断路器在分闸位置，正常情况下跳位监视及合闸出口回路中断路器辅助接点应闭合，合位监视及跳闸出口回路中断路器辅助接点应打开，所以图1所示回路中，以下情况发生时才有可能造成1-4DK空开跳闸：
①跳位监视回路中控制正电 KM与控制负电-KM之间绝缘下降导致短路或者有接地；②合闸出口回路中手合接点SHJ-2、合闸保持接点HBJ、中间继电器接点ZHJ-1与 KM或者与-KM之间有接地；跳闸保持接点TBJ2与-KM之间有接地；③合位监视回路中 KM或者-KM与断路器辅助接点之间有接地；④跳闸出口回路中手跳接点STJ-1、跳闸保持接点TBJ-4、保护跳闸接点BTJ与 KM之间有接地，或者-KM与断路器辅助接点之间有接地。
图1 110断路器跳、合闸出口及位置监视回路图
2）查找过程及结果分析
第一步：脱开端子排4D37号端子上连接操作箱至操作机构的外部电缆后，对1-4DK空开试送成功。用万用表量测端子排上连接操作箱内部与操作机构的各个端子，得到如下结果：①控制正电 KM，4D37、4D40号端子处对地电位均为 110V；②控制负电-KM，脱开的电缆芯对地电位均为-110V。
上述结果表明：合闸出口、合位监视及跳闸出口回路并无明显的接地现象产生。但是在恢复脱开的电缆时，1-4DK空开立即跳开，因此不能排除跳位监视回路绝缘下降导致短路或者接地的可能性，也无法对110断路器进行合闸后的检查。
第二步：对户外操作机构及端子箱的跳位监视回路部分进行检查：操作机构及端子箱内部干燥，断路器辅助接点无接触不良情况，合闸线圈绝缘正常，直接采用操作机构内部接点的压力闭锁回路也无异常。虽然并未找到故障点，却将故障点可能存在的范围缩小至断路器操作箱内跳位监视回路所在的插件上。
第三步：首先将操作箱内部跳位监视回路所在的合闸出口插件拔出后，对1-4DK空开试送成功，验证了之前的推测，同时也说明其它插件上无故障。继而对合闸出口插件上各元件进行检查：①合闸自保持线圈HBJ、跳闸自保持线圈TBJ以及跳位继电器线圈TWJ绝缘测试结果均达到要求；②各中间继电器线圈均对消弧回路反向二极管串接了低电阻；③核实插件内部各个开出针脚到端子排的配线准确无误。
然而，将合闸出口插件恢复至原来位置后，1-4DK空开依然无法正常投入，并且尝试利用相同型号的新插件进行替换的方法也不能成功，排除了故障点存在于跳位监视回路所在的合闸出口插件上的可能性。
2.2其它使用控制电源供电的回路检查
1）故障点预判
如图2所示，除了断路器跳、合闸出口及位置监视回路以外，断路器控制电源还供给来自测控装置的遥分、遥合和遥控复归，来自母线保护、备用电源自动投入(备自投)装置的跳闸启动等回路。这些回路均是由测控装置、母线保护、备自投装置提供动作接点与操作箱内部线圈串联后接入控制电源的，于是以下情况会引发1-4DK空开跳闸：①这些动作接点未完全打开并且操作箱内连接该接点的线圈正好绝缘下降；②这些动作接点可靠打开但回路中存在动作接点与 KM或者与-KM之间有接地。
图2 110断路器控制电源所供其他回路图
2）查找过程及结果分析
拔出操作箱中的合闸出口插件，送上1-4DK空开后，依次量测在图2中连接这些装置与操作箱的端子处，得到：4D48、4D45、4D51、4D26以及4D47号端子对地电位均为-110V。结果显示出这些回路中无论是从各装置来的接点，还是操作箱内的线圈均是正常的。尽管进一步缩小了查找范围，但仍无法准确定位故障点。
2.3故障点的确定及成因分析
利用类似检查断路器操作箱内部插件的方法，有针对性的依序脱开端子排上并接在控制电源正、负电端子上的内部配线和外部电缆，每脱一根即试送一次空开，最终在图2所示的断路器位置开出回路中找到故障点。脱开并接在负电上的4n36内部配线后，整个110断路器控制回路恢复正常。
经检查，因为110断路器在分位，图1的合闸出口回路中闭合的断路器辅助接点使TWJ常励磁，所以TWJ2-1常开接点在短路前正好一直保持吸合状态。图2中断路器位置开出至手合/手跳操作把手回路中RL电阻绝缘下降，LD灯的内阻又很小，因而在TWJ2-1常开接点闭合的情况下，直接导致了控制电源正、负电之间短路，造成控制电源1-4DK空开跳闸。而在之前的查找过程中，从操作机构或者操作箱断开了合闸出口回路，使TWJ线圈失磁而断开了短路点，给查找工作带来误区，增加了故障查找的时间。
3 暴露的主要问题及预防措施
3.1断路器控制电源空开的独立供电问题
在110断路器操作箱与备自投、分段测控等装置共同组成的屏上，断路器控制电源与其它装置电源的直流供电回路没有分开是这起故障所反应出来的主要问题之一。
从图3所示回路上看，断路器控制电源与其它装置电源分别装设了专用的直流空开，所有空开共同使用直流馈线屏上的一条支路的直流输出总空开提供电源，理论上各自回路的故障可由专用空开优先切除。
但在这起故障中，断路器控制电源空开因投入运行时间较长，逐渐老化而引起线圈电磁吸力不足、触点开断能力下降，所以未能快速跳开，使得短路故障只能通过直流屏上上一级的总空开跳闸来切除。尽管并没有直接导致这起故障，但却间接扩大了故障的影响范围（同屏的其它装置失电）。
图3 直流电源供电回路图
针对上述问题，在工作中需注意：
①对新建、在建的断路器控制回路，应严格根据《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》(以下简称《反措》)中的要求，确保断路器控制电源实现与装置、信号等其他直流电源供电回路的完全分开，在直流馈线屏上由单独的支路独立供电。对投运时间较早、此前并未按照《反措》规定搭建的断路器控制回路，应及时进行回路改造。
②在选择或定期检验断路器控制电源空开时，有必要按《反措》要求对空开的额定工作电流、负载切断能力等性能进行校核，对不满足要求或运行达到一定年限的空开及时进行更换。
③在《反措》中适当地、系统地增加对组成整个断路器控制回路的操作箱内部插件、操作机构内部元件、电源空开的最长运行年限要求。
3.2断路器控制电源上的“附加回路”问题
造成这起故障的直接原因是断路器操作箱内接入至控制电源的一组断路器跳位监视回路短路。而根据现场回路检查的结果以及操作箱厂家的回路原理图，这组跳位监视回路是从合闸出口回路中TWJ开出空接点，供给测控、远方/就地把手等设备监视断路器位置用，并没有被强制要求使用控制电源。这个问题在大部分已投运的变电站内普遍存在。
针对上述问题，在工作中需注意：
①除了必须使用断路器控制电源的跳/合闸出口、断路器防跳、压力闭锁等回路，在保证控制回路正确且功能完整的前提下，应尽量减少和避免其它“附加”回路接入并使用断路器控制电源。
②在《反措》中进一步完善对整个断路器控制回路的回路规范、规定，切实执行，确保控制回路上各功能的实现不受无关回路的影响。
3.3内桥接线与分段备自投配合的问题
由于发生故障的变电站位于城市中心，因而采用高压侧内桥接线方式可在一次设备数量上比单母分段方式要少两个断路器，较为节省占地面积和建设成本。但是，针对城区变电站所带负荷相对密集的情况，高压侧内桥接线方式必须与分段备自投方式互相配合才可以有效保证供电的稳定性和连续性。
这是因为若采用进线备自投方式，尽管靠备用进线侧的主变发生故障的影响较小，但靠主供进线侧的主变发生故障，备自投就会闭锁备用进线的断路器合闸，同时主变保护还要动作切除分段断路器和主供进线的断路器，导致全站失压。采用分段备自投方式可避免这样的情况出现，任一侧主变故障不会影响到另一侧供电。
然而，从这起故障中反映出，内桥接线与分段备自投配合方式的弊端之一就在于对分段断路器控制回路的可靠性要求较高。一旦需要将其停下来进行操作机构检修、保护及测控的分、合闸试验或者发生与本次相同及类似的故障而控制回路无法正常工作，任一进线线路故障时分段断路器都不能正确合闸，造成不必要的负荷损失。
针对上述问题，在工作中需注意：
①对投入运行时间较长的变电站定期进行备自投试验，以验证备自投动作逻辑的准确性和分段断路器控制回路出口、信号等各部分的可靠性。
②加强日常维护工作中对备自投装置、分段断路器操作箱及操作机构等设备的巡视、检查。对已运行较长时间的控制回路所涉及的各种装置、设备及时进行升级改造。
③在条件允许的情况下，为对整个站供电可靠性影响较大，而又不便于停下来进行检修、试验的断路器控制回路增加一组备用直流控制电源，以防止上述风险的产生。
4 结论
总而言之，这起故障产生的原因并不复杂，却也并不多见。在回路故障点的检查及处理过程中，发现了一些由于历史原因，运行风险较大，同时在平时运行维护工作中较为容易被忽视的问题。本文针对这些问题，分别探讨了相应的预防措施，作为参考和借鉴。
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