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断路器分位防跳失败原因分析与整改措施

高压断路器作为电力系统中分断负荷电流及故障电流的主要设备，保障其可靠分合闸对系统稳定运行至关重要。在进行断路器合闸操作时，因某些原因，如合闸触头粘连或把手未及时松开等，导致合闸触头一直处于闭合状态。这时，如果系统发生永久性故障，保护动作，断路器跳闸，由于此时合闸脉冲仍未解除，断路器会再次合闸，如此反复跳合，称为断路器的“跳跃”。

“跳跃”行为将导致电力系统多次受故障电流冲击，危害系统运行，同时还会使断路器遮断能力下降，产生严重损坏甚至爆炸，危及人身及设备安全，所以必须针对断路器“跳跃”现象采取相应的防跳措施。

针对电气防跳，一般有操作箱防跳与机构本体防跳两种措施。由于保护装置与断路器的生产厂家众多，操作箱及机构本体的控制回路设计也多有不同，这导致在工程实践中经常出现防跳失败的情况。原因诸如储能闭锁触点在合闸回路中的接入点不正确、防跳继电器自保持触点返回过快、远方/就地切换触点接入方式错误、合闸指令时间配合不当等。

两种防跳方式同时投入时也会导致分合闸指示灯同时亮、合闸回路闭锁等情况发生。尽管国网公司在相应的规程及反措文件中已明确，优先考虑采用机构本体防跳，但部分老旧设备不具备整改条件，以及不同省、市供电公司对规程的理解及反措的执行有出入，导致对两种防跳方式的取舍也产生分歧。

国网浙江省电力有限公司正开展断路器防跳回路排查与整改工作，要求两种防跳方式在远方或是就地情况下只保留一种功能投入，且优先保留机构本体防跳功能。尤其是“分位防跳”概念提出后，在排查试验过程中发现很多设备不具备该功能，包括就地与远方两种情况。

有相关文献对不同防跳方式进行比较，根据现场实际，目前比较可行的方案有两种：一是按照规程要求，取消操作箱防跳，远方与就地均采用机构本体防跳；二是远方采用操作箱防跳，就地采用机构本体防跳，通过远方/就地切换把手实现任一情况下只投入一种，而且任何时候合位防跳与分位防跳功能必须同时满足。

在排查一条采用国电南自PSL621C保护与西门子3AP1FG断路器配置的110kV线路间隔防跳功能时，发现操作箱与机构箱控制回路的设计存在缺陷，通过分析整改及多次试验验证使防跳功能恢复正常，符合规程要求，满足投运条件。

1、操作箱防跳与机构本体防跳

1.1操作箱防跳

保护操作箱防跳针对的是当断路器合于故障时，继电保护动作使断路器跳开，如果此时合闸脉冲还未解除，断路器反复分合闸会使电气元件多次受大电流冲击进而扩大故障。以典型的110kV国电南自线路保护PSL621C操作回路为例，介绍操作箱防跳的实现方式[17]。PSL621C操作箱控制回路示意图如图1所示。

图1PSL621C操作箱控制回路示意图

图1中各符号意义见表1。

表1PSL621C操作回路各符号意义

当断路器为合闸状态时，跳闸回路中，S1闭合，此时若合闸触点粘连（SHJ或ZHJ闭合）且有跳令（STJ或TJ闭合），则跳闸回路导通，断路器跳闸，同时TBJI得电励磁，其触点TBJI1闭合可保持跳闸回路持续导通直至断路器跳开后S1打开从而断开跳闸回路，避免跳闸令时间太短，通过STJ或TJ触点断开跳闸回路导致触点拉弧烧损。

同时TBJI2触点闭合，在合闸触点粘连情况下，TBJV得电励磁，其触点TBJV1闭合确保TBJV继电器持续导通；TBJV2触点打开，使合闸回路断开，无法实现合闸，从而将断路器闭锁在分闸状态，达到防跳的目的。

由上述分析可知，操作箱防跳必须由串联于跳闸回路中的继电器TBJI启动，故该种防跳又称为串联防跳。

1.2机构本体防跳

断路器机构本体防跳针对的是当断路器机构有问题（如机构脱扣位置偏移、断路器偷跳）时，断路器合闸回路未解除，如果此时断路器合闸脉冲仍存在，断路器反复分合闸，触头将会承受连续的合闸冲击，从而损坏设备。弹簧操动机构由于其操作功较小、结构简单等众多优点，在126～252kV电压等级中得到广泛应用。以典型的110kV西门子3AP1FG型弹簧储能断路器为例，介绍机构本体防跳的实现方式。3AP1FG断路器控制回路示意图如图2所示。

图23AP1FG断路器控制回路示意图

图2中与图1相同符号的意义相同，其余符合意义：S8为远方/就地切换开关触点，当切至就地时常闭触点导通；S9为就地合闸按钮；K75为防跳继电器。

当断路器在合位时，S1常开触点闭合，S8切至就地时，按下S9，则K75得电励磁，K75-1触点闭合，使在合闸触点粘连时K75继电器回路保持导通；K75-2常闭触点打开，断开合闸回路，实现防跳，将断路器闭锁在分闸状态。由于防跳继电器K75是与合闸回路并联，故该种防跳又称为并联防跳。

2防跳回路试验方法

传统的防跳概念及防跳回路验证称为“合位防跳”，即在断路器合闸状态下，验证断路器分闸后不会再合闸，则该回路具有防跳功能。有研究