摘要：通過對一起配網(wǎng)線路開關(guān)重合閘不成功事故的分析，驗證了上下級開關(guān)保護之間配合的重要性，尤其是對配置不一的配網(wǎng)保護裝置，要關(guān)注上下級保護的配合關(guān)系，重視上下級保護裝置的運維質(zhì)量。為提高開關(guān)的重合閘成功率，針對配網(wǎng)裝置功能不完善的情況，應(yīng)做好測試工作，確保功能符合要求;為厘清開關(guān)定值配合關(guān)系，可通過制作定值簡圖的方法，使得上下級開關(guān)保護配合關(guān)系清晰，有利于發(fā)現(xiàn)問題。

關(guān)鍵詞：重合閘成功率;功能完善;定值失配

1? ? 故障現(xiàn)象

2019年8月31日，某變電站10 kV珠回線725開關(guān)零序過流Ⅰ段保護動作跳閘，重合不成功。經(jīng)巡線無異常，確認(rèn)53T2斷開，試送電725開關(guān)成功;確認(rèn)96T1分閘，試送53T2開關(guān)成功;確認(rèn)石北支線4T1開關(guān)分閘，試送96T1成功;確認(rèn)石北支線54T1開關(guān)分閘，試送4T1成功;斷開北樓支線2T1開關(guān)、山佬支線2T1開關(guān)后，試送54T1開關(guān)不成功。確定故障點在石北支線54T1開關(guān)與北樓支線2T1開關(guān)、山佬支線2T1開關(guān)之間。依據(jù)該推導(dǎo)過程，配電運維人員對石北支線54T1開關(guān)與北樓支線2T1開關(guān)、山佬支線2T1開關(guān)中間的線路進行重點巡查，發(fā)現(xiàn)了故障點正是該區(qū)域的一個公變B相避雷器擊穿，隔離故障點后恢復(fù)供電。

2? ? 保護分析

該10 kV線路全長48.724 km，其中架空線路共46.919 km，電纜線路共1.805 km，配變78臺，其中公變41臺，專變37臺，線路總?cè)萘繛?5 221 kVA，其中主干線全長10.668 km，線路分支線56條，共有自動化開關(guān)11臺。斷路器開關(guān)投入了過流保護、零序保護功能，負(fù)荷開關(guān)投入了電壓型邏輯保護功能，即得電合閘、失電分閘功能。為便于分析，選取自動化開關(guān)關(guān)鍵參數(shù)形成簡圖，如圖1所示，在簡圖中標(biāo)出了各個開關(guān)的前后連接關(guān)系、保護主要功能投退及定值參數(shù)情況。

根據(jù)主站收到的報文信息，梳理出開關(guān)動作過程如圖2所示。

對照圖1及圖2，我們可以推導(dǎo)出整個故障跳閘過程：10 kV珠回線725開關(guān)零序保護動作跳閘后，后面的6個負(fù)荷開關(guān)均投入邏輯保護，失壓分閘;經(jīng)過5 s的重合閘延時，變電站725開關(guān)合閘;根據(jù)關(guān)合延時的時間設(shè)置，53T2開關(guān)、96T1開關(guān)、石北支線4T1開關(guān)、石北支線54T1開關(guān)、根竹坪支線11T11開關(guān)、根竹坪支線44T1開關(guān)將依次合閘，但當(dāng)石北支線54T1開關(guān)合閘后，變電站725開關(guān)檢測到故障電流后零序保護動作跳閘，由于根竹坪支線11T11開關(guān)關(guān)合延時70 s，時間未到，根竹坪支線11T11開關(guān)沒有有壓合閘;由于分閘短時閉鎖功能的設(shè)置，53T2開關(guān)、96T1開關(guān)、石北支線4T1開關(guān)沒有失壓分閘，只有石北支線54T1開關(guān)失壓分閘;石北支線54T1開關(guān)失壓分閘后，變電站725開關(guān)再次重合閘，7 s后石北支線54T1開關(guān)有壓合閘;變電站725開關(guān)檢測到故障電流后零序保護動作跳閘，石北支線54T1開關(guān)失壓分閘;由于7 s的時間，變電站10 kV珠回線725開關(guān)重合閘充電時間不足，重合閘沒有啟動;全部開關(guān)分閘。依據(jù)該推導(dǎo)過程，配網(wǎng)運維人員對石北支線54T1開關(guān)與北樓支線2T1開關(guān)、山佬支線2T1開關(guān)中間的線路進行重點巡查，發(fā)現(xiàn)了故障點正是該區(qū)域的一個公變B相避雷器擊穿，隔離故障點后恢復(fù)供電。

根據(jù)對整個故障跳閘過程的分析，各個開關(guān)保護均能按照設(shè)定的定值正確動作。但是，依據(jù)繼電保護的選擇性原則，故障點在石北支線54T1開關(guān)與北樓支線2T1開關(guān)、山佬支線2T1開關(guān)之間，故障應(yīng)由石北支線54T1開關(guān)直接隔離，而不能越級由變電站10 kV珠回線725開關(guān)動作隔離故障，造成停電范圍擴大。因此可判斷本次故障開關(guān)不正確動作，變電站10 kV珠回線725開關(guān)應(yīng)重合成功，恢復(fù)除石北支線54T1開關(guān)后段負(fù)荷外的供電。變電站10 kV珠回線725開關(guān)重合不成功的原因為石北支線54T1開關(guān)沒有啟動合到故障閉鎖合閘功能，后側(cè)有故障點仍繼續(xù)合閘，發(fā)生多次得電合閘、失電分閘動作，未隔離故障，導(dǎo)致上級變電站725開關(guān)重合閘充電時間不足，重合閘沒有再次啟動，最終發(fā)展成全線停電事故。

對石北支線54T1開關(guān)裝置進行現(xiàn)場檢查及測試。石北支線54T1開關(guān)為負(fù)荷開關(guān)，2017年11月生產(chǎn)，其保護為電壓電流型保護，投入得電合閘、失電分閘功能，投入了合到故障分閘閉鎖啟動過流判據(jù)，保護功能配置如圖3所示。

合到故障分閘閉鎖功能原理：負(fù)荷開關(guān)合閘后，Y時限內(nèi)電壓消失，并檢測到故障過流（過流或零流），控制器判斷合閘到故障區(qū)段，經(jīng)一定延時后執(zhí)行分閘并閉鎖開關(guān)合閘功能。

對裝置進行核查，保護裝置事件記錄如圖4所示。通過記錄分析，該負(fù)荷開關(guān)確實未能成功隔離故障，出現(xiàn)了多次的失電分閘、得電合閘的異常情況。經(jīng)測試論證分析，由于2017年前10 kV配網(wǎng)為不接地系統(tǒng)，未投入零序保護，該廠家的裝置沒有配置零序電流判別功能。

3? ? 防范措施

針對本次開關(guān)重合不成功事件，主要防范措施有兩項：

一是投入新功能前務(wù)必完成實際測試，如不具備調(diào)試條件，應(yīng)至少對每一個版本的裝置進行測試，確保功能符合要求。由于2017年前10 kV配網(wǎng)為不接地系統(tǒng)，未投入零序保護，保護裝置沒有配置零序電流判別功能。2018年下半年開始，為防范人身事故，開展10 kV配網(wǎng)接地方式改造，變更為小電阻接地方式，相應(yīng)保護裝置投入零序保護，同步開展開關(guān)定值調(diào)整，投入零序電流判據(jù)。出于供電可靠性因素考慮，測試條件不具備，未能對配置不一的配網(wǎng)保護裝置逐一進行功能調(diào)試，從而給電網(wǎng)的安全運行留下隱患。要充分利用各個停電機會完成相應(yīng)的測試，至少對同一個版本的裝置進行一次測試。

二是制作定值簡圖，清晰開關(guān)定值配合關(guān)系。本次開關(guān)重合閘不成功事件是由后級開關(guān)配合異常造成的，可以看出后級開關(guān)配合的重要性。為使停電范圍最小化，一條配網(wǎng)線路按照一定的原則設(shè)置了多個自動化開關(guān)，針對山區(qū)供電半徑的實際情況，一般會有十幾個自動化開關(guān)，甚至二三十個自動化開關(guān)。用傳統(tǒng)方法來記錄定值情況，每個開關(guān)一份定值單，一條線路開關(guān)十幾個，那么定值單也有十幾份，定值配合關(guān)系不清晰，無法發(fā)現(xiàn)定值失配的情況?？梢詤⒖紙D1制作定值簡圖，直觀展現(xiàn)傳統(tǒng)的復(fù)雜網(wǎng)架及關(guān)鍵的保護配置信息，上下級保護配合關(guān)系一目了然，有利于發(fā)現(xiàn)定值失配問題。

4? ? 結(jié)語

電力系統(tǒng)運行經(jīng)驗表明，架空線路絕大多數(shù)故障都是瞬時性的，占到90%左右，永久性故障一般不到10%。為降低停電對用戶的影響，提高供電可靠性，重合閘功能發(fā)揮了巨大的作用。為提高開關(guān)重合閘成功率，縮小停電范圍，針對配網(wǎng)裝置功能不完善的情況，應(yīng)做好測試工作，確保功能符合要求。為清晰開關(guān)定值配合關(guān)系，可以通過制作定值簡圖呈現(xiàn)主要定值情況，使得上下級開關(guān)保護配合關(guān)系清晰，有利于發(fā)現(xiàn)問題。

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收稿日期：2019-12-03

作者簡介：吳英山（1982—），男，廣東封開人，工程碩士，高級工程師，助理三級技術(shù)專家，從事配網(wǎng)自動化技術(shù)管理工作。