一起電壓-時間型分段器誤關合閉鎖的原因分析
2021-05-12 09:22黃建中
農村電氣化 2021年4期
馬 娟，黃建中，施 遙
（1.玉溪供電局 云南 玉溪 653100；2.玉溪峨山供電局 云南 玉溪 653100)
電壓-時間型分段器其動作邏輯是“有電合，無電分，短時供電會閉鎖”，與變電站出口開關電流保護及重合閘功能相配合，能有效隔離故障線段。據統計，某地區配網線路在應用電壓-時間型分段器有效減少了配網線路故障而引起的停電范圍，極大提高了供電可靠性及客戶滿意度。但電壓-時間型分段器在特殊情況下，會出現其控制范圍內非故障閉鎖合閘事件?，F對一起電壓-時間型分段器在應用過程中未正確得電合閘事件進行分析，并提出改進措施。
1 電壓-時間型分段器
電壓-時間型分段器具備有電延時合閘、無電自動分閘，以及根據得電與失電時間情況閉鎖合閘的功能，與變電站出口開關電流保護及重合閘配合，能有效隔離故障段線路。電壓-時間型分段器3個參數：失電延時分閘時間、得電延時合閘時間、關合確認時間。按《南方電網10 kV（20 kV）中壓配電網繼電保護整定原則（試行）》，各參數的整定原則為：
1.1 失電延時分閘時間
原則1：≥T′Z1+ Δt；
原則2：≥T′Z2+T′CH+ Δt；
原則3：≥T′b+ Δt。
1.2 得電延時合閘時間
原則1：≥T′L+ Δt；
原則2：≥T′C+T′CD+ Δt且 ≥T′+ Δt。
1.3 關合確認時間≥ T'L + Δt且參數說明：T′Z1為相鄰線路過流保護末端動作時間；T′Z2為上級電壓電源線路保護末段動作時間；T′CH為上級電壓電源線路重合閘動作時間；T′b為上級電源備自投動作時間；T′L為線路末端動作時間；T′C為線路斷路器儲能時間；T′CD為重合閘充電時間；T′為斷路器2次分合間隔時間；T′L為線路保護末端動作時間；T′X為下級自動化開關得電合閘延時時間；Δt為時間裕度。
失電延時分閘時間原則1 考慮了相鄰線路近端三相短路時電壓降為0 時避免分段器誤判失壓而分閘，原則2、3考慮上級站重合閘、備自投動作期其分斷器誤分閘。
得電延時合閘時間原則1 防止相鄰上級開關合于故障后其斷路器誤合閘，原則2 考慮變電站出口開關第2次重合閘有效動作。
因該地區電網，其變電站出口基本只配置一次重合閘，故第1 級分段器的動作時限，應確保變電站出口斷路器重合閘動作后，滿足第2 次重合動作條件，如裝置重合閘充電、斷路器彈簧儲好能。且變電站出口第2 次重合閘動作前，應確保線路分段器處于分閘位置。
所以，本地區電壓型分段器整定情況為：失壓分閘時限：按原則1 整定，取0.6 s；得電延時合閘時間：按原則2整定，線路第1級分段器取21 s，第2級及以后均取7 s；關合確認時間：取5 s。另，本地區電網10 kV 出口其重合閘均取1.2 s。該地區電壓-時間型分段器定值整定情況如表1所示。
2 故障經過
2.1 故障情況簡述
2017年3月21日，35 kV線路因發生瞬時故障，短時內2 次保護動作跳閘，均重合閘成功。調度接到配網線路開關2 后段用戶反饋無電，通知配網運行人員巡查，發現開關2 處于分閘位置，且有閉鎖信號。經對后段線路巡視，無線路故障，后申請調度合上開關2，恢復供電正常。35 kV線路巡視發現線路下有樹梢放電痕跡，可初步判定為配網開關2因上級線路故障所造成誤閉鎖合閘。
2.2 運行方式介紹
35 kV 變電站為單母線不分段，其僅有一回電源線路；10 kV為單母線分段；配置2臺主變，運行方式為分列運行；10 kV I、II段母線均有饋線，其饋線線路均配置的分段器開關（圖1 中僅畫一條）。其接線方式如圖1所示。
2.3 相關保護配置情況
圖1中，35 kV 線路384斷路器配置三段電流保護，帶三相一次重合閘，其重合閘時限為1.2 s；配網開關0為變電站出口開關，配置兩段式過流保護，速斷時限為0 s，過流時限0.4 s，帶三相一次重合閘，其重合閘時限為1.2 s；開關1、2 均為電壓-時間型分段器，其定值按上述電壓分段器中表1 所述整定值設置。
2.4 開關動作情況
2017年3月21日，35 kV線路因發生瞬時故障，35 kV線路384斷路器2次保護動作跳閘，均重合成功，造成35 kV變電站2次失壓。
現按35 kV線路384斷路器第一次跳閘時間為參照時間，各配網開關動作過程為：
圖1 接線及故障示意圖
0 s，35 kV線路跳閘；
0.6 s，10 kV線路分段器1、2失壓分閘；
1.2 s，35 kV線路重合閘動作重合成功；
22.2 s，線路分段器1得電合閘；
29.2 s，線路分段器2得電合閘；
30.918 s，35 kV線路第2次跳閘；
31.518 s，10 kV 線路分段器 1、2 再次失壓分閘；
32.118 s，35 kV線路重合閘動作再次重合成功；
53.118 s，線路分段器1得電合閘。
3 原因分析
通過上述開關動作情況，其線路分段器2 得電保持時間為：31.518 s-29.2 s<關合確認時間（5 s)，故線路分段器2 閉鎖合閘，開關保持分閘狀態。所以，該故障可定性為上級電網故障造成電壓-時間型分閘器誤閉鎖合閘的事件。
另，35 kV 線路384斷路器2 次動作時間分別為0 s、30.918 s，均重合閘成功，反映出35 kV 線路2次瞬時故障在短時內發生，且第1 次與第2 次間隔30.918 s，滿足35 kV 線路384 斷路器重合閘充電時間，所以第2 次跳閘后重合閘正常啟動，因故障消失，故重合成功。
4 暴露問題
該地區電網35 kV某變電站2次失壓，其中1條10 kV線路，其線路分段器2的后段線路實際未發生故障，變電站出口開關電流保護跳閘重合閘成功，但線路分段器2 其得電后未正確合閘，造成了線路停電事件發生，影響了供電可靠性，需每個電力工作者，特別是電力技術人員必須思考針對性的改進方案，不斷提高供電可靠性。
5 整改措施
該事件發生經過，為線路失壓后分段器失壓分閘，后線路得電分閘器合上，但在關合確認時間范圍內，系統又失壓（不是因本分段器控制范圍內故障而引起失壓），故該分段器按功能邏輯正確閉鎖了得電合閘功能。從分段器功能邏輯來說，其閉鎖合閘是正確的，但從故障點來說，屬于誤閉鎖。
現將電壓-時間型可改為電壓電流型分段器，則分段器2 在得電合閘后設定時間內沒有檢測到故障電流的情況下閉鎖分閘，便不會發生開關控制范圍內非故障情況下失壓分閘動作，也就會避免了線路無故障誤閉鎖合閘的情況發生。
電壓電流型分段器是在電壓-時間型功能基礎上，結合故障電流復合判據而實現故障隔離和非故障區的快速恢復供電，具體是在電壓-時間型分段器功能基礎上，增加了“無故障電流閉鎖分閘”功能，其動作功能邏輯為：線路失壓，則分段器分閘，后線路復電，分段器得電合上，此時線路發生非故障段故障的失壓，即無故障電流通過該分段器，故該分段器閉鎖分閘，直到閉鎖分閘時限到，才重新開啟失電分閘功能。
電壓電流型分段器定值整定，其變電站出線斷路器、主干線分段負荷開關及聯絡開關的整定原則與電壓-時間型相同。同時，須投入分段開關“閉鎖分閘功能”，在開關得電合閘后設定時間內沒有檢測到故障電流的情況下閉鎖分閘，并啟動閉鎖分閘復歸時間。閉鎖分閘時間整定與電壓-時間型分段負荷開關“關合確認時間Y”的整定原則一致，須考慮與自動化負荷開關合于故障后線路斷路器可靠切除故障的時間配合。其中閉鎖分閘復歸時間須大于自動化設備完成一個完整的動作過程時間（即：線路斷路器保護最末段跳閘時間+沿線下級自動化負荷開關的關合延時時間之和+沿線下級自動化負荷開關合閘動作時間之和+開關第二次重合閘時間+考慮各個分段負荷開關整定時間誤差、合閘延時誤差的時間裕度），分段負荷開關檢測“故障電流”大小可按線路保護最末段相間電流保護原則整定，因負荷電流基本上小于故障電流，故一般可采用最大負荷電流。
6 結束語
分段器的運用是新技術，在實際應用中要求現場運維人員、繼電保護整定計算人員對該技術熟練掌握，關注運行發生的問題，積極分析，采用現有技術條件，完成整改，這樣才能不斷提高人員技術水平，并使設備有效發揮作用。
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參數說明：T′Z1為相鄰線路過流保護末端動作時間；T′Z2為上級電壓電源線路保護末段動作時間；T′CH為上級電壓電源線路重合閘動作時間；T′b為上級電源備自投動作時間；T′L為線路末端動作時間；T′C為線路斷路器儲能時間；T′CD為重合閘充電時間；T′為斷路器2次分合間隔時間；T′L為線路保護末端動作時間；T′X為下級自動化開關得電合閘延時時間；Δt為時間裕度。
失電延時分閘時間原則1 考慮了相鄰線路近端三相短路時電壓降為0 時避免分段器誤判失壓而分閘，原則2、3考慮上級站重合閘、備自投動作期其分斷器誤分閘。
得電延時合閘時間原則1 防止相鄰上級開關合于故障后其斷路器誤合閘，原則2 考慮變電站出口開關第2次重合閘有效動作。
因該地區電網，其變電站出口基本只配置一次重合閘，故第1 級分段器的動作時限，應確保變電站出口斷路器重合閘動作后，滿足第2 次重合動作條件，如裝置重合閘充電、斷路器彈簧儲好能。且變電站出口第2 次重合閘動作前，應確保線路分段器處于分閘位置。
所以，本地區電壓型分段器整定情況為：失壓分閘時限：按原則1 整定，取0.6 s；得電延時合閘時間：按原則2整定，線路第1級分段器取21 s，第2級及以后均取7 s；關合確認時間：取5 s。另，本地區電網10 kV 出口其重合閘均取1.2 s。該地區電壓-時間型分段器定值整定情況如表1所示。
2 故障經過
2.1 故障情況簡述
2017年3月21日，35 kV線路因發生瞬時故障，短時內2 次保護動作跳閘，均重合閘成功。調度接到配網線路開關2 后段用戶反饋無電，通知配網運行人員巡查，發現開關2 處于分閘位置，且有閉鎖信號。經對后段線路巡視，無線路故障，后申請調度合上開關2，恢復供電正常。35 kV線路巡視發現線路下有樹梢放電痕跡，可初步判定為配網開關2因上級線路故障所造成誤閉鎖合閘。
2.2 運行方式介紹
35 kV 變電站為單母線不分段，其僅有一回電源線路；10 kV為單母線分段；配置2臺主變，運行方式為分列運行；10 kV I、II段母線均有饋線，其饋線線路均配置的分段器開關（圖1 中僅畫一條）。其接線方式如圖1所示。
2.3 相關保護配置情況
圖1中，35 kV 線路384斷路器配置三段電流保護，帶三相一次重合閘，其重合閘時限為1.2 s；配網開關0為變電站出口開關，配置兩段式過流保護，速斷時限為0 s，過流時限0.4 s，帶三相一次重合閘，其重合閘時限為1.2 s；開關1、2 均為電壓-時間型分段器，其定值按上述電壓分段器中表1 所述整定值設置。
2.4 開關動作情況
2017年3月21日，35 kV線路因發生瞬時故障，35 kV線路384斷路器2次保護動作跳閘，均重合成功，造成35 kV變電站2次失壓。
現按35 kV線路384斷路器第一次跳閘時間為參照時間，各配網開關動作過程為：
圖1 接線及故障示意圖
0 s，35 kV線路跳閘；
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1.2 s，35 kV線路重合閘動作重合成功；
22.2 s，線路分段器1得電合閘；
29.2 s，線路分段器2得電合閘；
30.918 s，35 kV線路第2次跳閘；
31.518 s，10 kV 線路分段器 1、2 再次失壓分閘；
32.118 s，35 kV線路重合閘動作再次重合成功；
53.118 s，線路分段器1得電合閘。
3 原因分析
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另，35 kV 線路384斷路器2 次動作時間分別為0 s、30.918 s，均重合閘成功，反映出35 kV 線路2次瞬時故障在短時內發生，且第1 次與第2 次間隔30.918 s，滿足35 kV 線路384 斷路器重合閘充電時間，所以第2 次跳閘后重合閘正常啟動，因故障消失，故重合成功。
4 暴露問題
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現將電壓-時間型可改為電壓電流型分段器，則分段器2 在得電合閘后設定時間內沒有檢測到故障電流的情況下閉鎖分閘，便不會發生開關控制范圍內非故障情況下失壓分閘動作，也就會避免了線路無故障誤閉鎖合閘的情況發生。
電壓電流型分段器是在電壓-時間型功能基礎上，結合故障電流復合判據而實現故障隔離和非故障區的快速恢復供電，具體是在電壓-時間型分段器功能基礎上，增加了“無故障電流閉鎖分閘”功能，其動作功能邏輯為：線路失壓，則分段器分閘，后線路復電，分段器得電合上，此時線路發生非故障段故障的失壓，即無故障電流通過該分段器，故該分段器閉鎖分閘，直到閉鎖分閘時限到，才重新開啟失電分閘功能。
電壓電流型分段器定值整定，其變電站出線斷路器、主干線分段負荷開關及聯絡開關的整定原則與電壓-時間型相同。同時，須投入分段開關“閉鎖分閘功能”，在開關得電合閘后設定時間內沒有檢測到故障電流的情況下閉鎖分閘，并啟動閉鎖分閘復歸時間。閉鎖分閘時間整定與電壓-時間型分段負荷開關“關合確認時間Y”的整定原則一致，須考慮與自動化負荷開關合于故障后線路斷路器可靠切除故障的時間配合。其中閉鎖分閘復歸時間須大于自動化設備完成一個完整的動作過程時間（即：線路斷路器保護最末段跳閘時間+沿線下級自動化負荷開關的關合延時時間之和+沿線下級自動化負荷開關合閘動作時間之和+開關第二次重合閘時間+考慮各個分段負荷開關整定時間誤差、合閘延時誤差的時間裕度），分段負荷開關檢測“故障電流”大小可按線路保護最末段相間電流保護原則整定，因負荷電流基本上小于故障電流，故一般可采用最大負荷電流。
6 結束語
分段器的運用是新技術，在實際應用中要求現場運維人員、繼電保護整定計算人員對該技術熟練掌握，關注運行發生的問題，積極分析，采用現有技術條件，完成整改，這樣才能不斷提高人員技術水平，并使設備有效發揮作用。
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