杜 沖，邱 韜

（1. 云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)研究中心，云南 昆明 650011；2. 云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司曲靖供電局，云南 曲靖 655000）

目前，10 kV 配電網(wǎng)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(shè)[1]。

在建成投運的饋線自動化線路中，由于設(shè)備硬件、軟件原因出現(xiàn)一系列自動化斷路器故障。本文結(jié)合一起配電網(wǎng)自動化斷路器故障缺陷對自動化斷路器軟件程序設(shè)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(shè)2 臺主干分段斷路器，在#108.8桿、#131.6桿設(shè)分支分界斷路器，在#147桿斷路器（常開）與10 kV玉光線聯(lián)絡(luò)，其結(jié)構(gòu)如圖1所示。自動化斷路器主要定制設(shè)置如下：

圖1 10 kV大營線結(jié)構(gòu)示意圖

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

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

聯(lián)絡(luò)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(tǒng)發(fā)生接地故障，控制器正確執(zhí)行了保護跳閘和重合閘功能，7 月24 日系統(tǒng)再次發(fā)生接地故障，控制器只執(zhí)行了保護跳閘，未執(zhí)行重合閘功能。

2019年7月21日15:10:03，控制器執(zhí)行重合閘，開關(guān)合閘；重合閘動作信號未復(fù)歸，且出現(xiàn)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(fù)位。

3 零序電流保護功能

零序電流保護可設(shè)置零序I 段、II 段，動作電流和動作時限均可以根據(jù)須求設(shè)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(fù)歸時間（60 s）內(nèi)，系統(tǒng)再次產(chǎn)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(fù)歸功能。

由于閉鎖重合閘功能及重合閘動作信號未復(fù)位，2019年7月24日系統(tǒng)接地故障后控制器只執(zhí)行保護跳閘功能，未執(zhí)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(guī)避斷路器重合閘動作后出現(xiàn)瞬時故障，控制器終止整租復(fù)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(jié)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(jù)線路實際運行情況正確配置，有效保證了配電網(wǎng)安全運行。