一起配電自動化設備動作邏輯錯誤的案例分析

杜 沖，邱 韜

（1. 云南電網有限責任公司電網規劃建設研究中心，云南 昆明 650011；2. 云南電網有限責任公司曲靖供電局，云南 曲靖 655000）

目前，10 kV 配電網中，架空、混架線路主要采取“就地控制的電壓時間型+故障指示器”模式開展配電自動化建設[1]。

在建成投運的饋線自動化線路中，由于設備硬件、軟件原因出現一系列自動化斷路器故障。本文結合一起配電網自動化斷路器故障缺陷對自動化斷路器軟件程序設置不合理進行分析，并提出改進方案。

1 線路運行方式

10 kV大營線由10 kV望海開閉所作為電源點供電，在#81 桿、#119 桿設2 臺主干分段斷路器，在#108.8桿、#131.6桿設分支分界斷路器，在#147桿斷路器（常開）與10 kV玉光線聯絡，其結構如圖1所示。自動化斷路器主要定制設置如下：

圖1 10 kV大營線結構示意圖

主干首臺分段斷路器得電合閘X延時設為270 ms，故障檢測Y 時限設為70 ms，失壓分閘Z 延時設為55 ms；主干其他分段斷路器得電合閘X 延時設為90 ms，故障檢測Y 時限設為70 ms，失壓分閘Z 延時設為55 ms。[3]

分支分界斷路器速斷保護定值設為4.2 A，速斷保護定時設為0.1 s；零序一段定值設為2 A，零序一段定時設為0.1 s；重合閘次數設為1次。

聯絡斷路器僅投入“三遙”功能。

2 故障動作過程

2019年7月21日系統發生接地故障，控制器正確執行了保護跳閘和重合閘功能，7 月24 日系統再次發生接地故障，控制器只執行了保護跳閘，未執行重合閘功能。

2019年7月21日15:10:03，控制器執行重合閘，開關合閘；重合閘動作信號未復歸，且出現閉鎖重合閘信號；但重合閘閉鎖信號及重合閘動作信號未復位。

3 零序電流保護功能

零序電流保護可設置零序I 段、II 段，動作電流和動作時限均可以根據須求設定。

整定范圍：定值0～60000 mA（二次值），最小步長10 mA；延時0～600000 ms，最小步長10ms。

維護軟件配置時投入：零序電流檢測；零序過流跳閘；過流信號上報；故障事項COS/SOE表示[5]。

零序電流保護可選擇跳閘和越限告警。

零序電流保護功能時序圖如圖2所示。

圖2 零序電流保護功能時序圖

4 故障動作分析

2019 年7 月21 日，#108.8 桿斷路器在重合閘動作后，整組復歸時間（60 s）內，系統再次產生瞬時（5 ms）的三相過流、零序過流、過電壓、零序電壓中的任意一種故障，該故障時間（5 ms）小于整定時限（0.1 s），控制器終止整組復歸功能。

由于閉鎖重合閘功能及重合閘動作信號未復位，2019年7月24日系統接地故障后控制器只執行保護跳閘功能，未執行重合閘功能，如表1所示。

表1 控制器7月24日SOE信息表

5 問題解決方法

方法一：允許瞬時故障。在終端控制程序中刪除原有重合閘再次故障整定時限，編入合閘成功后啟動短時閉鎖失壓分閘判斷邏輯語言，這樣便可規避斷路器重合閘動作后出現瞬時故障，控制器終止整租復歸。

方法二：不允許瞬時故障。修訂重合閘再次故障整定時限為1 ms（控制器最小控制時間步長），并編入合閘成功后啟動短時閉鎖失壓分閘判斷邏輯語言。

6 結束語

對于饋線自動化線路分支分界斷路器保護，重合閘功能能否成功動作，可靠性顯得十分重要。通過對控制器程序修改完善，將斷路器重合閘功能根據線路實際運行情況正確配置，有效保證了配電網安全運行。