一起電壓-時間型分段器誤關(guān)合閉鎖的原因分析
2021-05-12 09:22:26黃建中
農(nóng)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(guān)電流保護(hù)及重合閘功能相配合，能有效隔離故障線段。據(jù)統(tǒng)計，某地區(qū)配網(wǎng)線路在應(yīng)用電壓-時間型分段器有效減少了配網(wǎng)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(xiàn)其控制范圍內(nèi)非故障閉鎖合閘事件。現(xiàn)對一起電壓-時間型分段器在應(yīng)用過程中未正確得電合閘事件進(jìn)行分析，并提出改進(jìn)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(jù)得電與失電時間情況閉鎖合閘的功能，與變電站出口開關(guān)電流保護(hù)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(shù)：失電延時分閘時間、得電延時合閘時間、關(guān)合確認(rèn)時間。按《南方電網(wǎng)10 kV（20 kV）中壓配電網(wǎng)繼電保護(hù)整定原則（試行）》，各參數(shù)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(guān)合確認(rèn)時間≥ T'L + Δt且參數(shù)說明：T′Z1為相鄰線路過流保護(hù)末端動作時間；T′Z2為上級電壓電源線路保護(hù)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(hù)末端動作時間；T′X為下級自動化開關(guān)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?jǐn)嗥髡`分閘。
得電延時合閘時間原則1 防止相鄰上級開關(guān)合于故障后其斷路器誤合閘，原則2 考慮變電站出口開關(guān)第2次重合閘有效動作。
因該地區(qū)電網(wǎng)，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(yīng)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(yīng)確保線路分段器處于分閘位置。
所以，本地區(qū)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(guān)合確認(rèn)時間：取5 s。另，本地區(qū)電網(wǎng)10 kV 出口其重合閘均取1.2 s。該地區(qū)電壓-時間型分段器定值整定情況如表1所示。
2 故障經(jīng)過
2.1 故障情況簡述
2017年3月21日，35 kV線路因發(fā)生瞬時故障，短時內(nèi)2 次保護(hù)動作跳閘，均重合閘成功。調(diào)度接到配網(wǎng)線路開關(guān)2 后段用戶反饋無電，通知配網(wǎng)運行人員巡查，發(fā)現(xiàn)開關(guān)2 處于分閘位置，且有閉鎖信號。經(jīng)對后段線路巡視，無線路故障，后申請調(diào)度合上開關(guān)2，恢復(fù)供電正常。35 kV線路巡視發(fā)現(xiàn)線路下有樹梢放電痕跡，可初步判定為配網(wǎng)開關(guān)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(guān)（圖1 中僅畫一條）。其接線方式如圖1所示。
2.3 相關(guān)保護(hù)配置情況
圖1中，35 kV 線路384斷路器配置三段電流保護(hù)，帶三相一次重合閘，其重合閘時限為1.2 s；配網(wǎng)開關(guān)0為變電站出口開關(guān)，配置兩段式過流保護(hù)，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(guān)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(shè)置。
2.4 開關(guān)動作情況
2017年3月21日，35 kV線路因發(fā)生瞬時故障，35 kV線路384斷路器2次保護(hù)動作跳閘，均重合成功，造成35 kV變電站2次失壓。
現(xiàn)按35 kV線路384斷路器第一次跳閘時間為參照時間，各配網(wǎng)開關(guān)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(guān)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(guān)合確認(rèn)時間（5 s)，故線路分段器2 閉鎖合閘，開關(guān)保持分閘狀態(tài)。所以，該故障可定性為上級電網(wǎng)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(nèi)發(fā)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(qū)電網(wǎng)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(fā)生故障，變電站出口開關(guān)電流保護(hù)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(fā)生，影響了供電可靠性，需每個電力工作者，特別是電力技術(shù)人員必須思考針對性的改進(jìn)方案，不斷提高供電可靠性。
5 整改措施
該事件發(fā)生經(jīng)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(guān)合確認(rèn)時間范圍內(nèi)，系統(tǒng)又失壓（不是因本分段器控制范圍內(nèi)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(xiàn)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(shè)定時間內(nèi)沒有檢測到故障電流的情況下閉鎖分閘，便不會發(fā)生開關(guān)控制范圍內(nèi)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(fā)生。
電壓電流型分段器是在電壓-時間型功能基礎(chǔ)上，結(jié)合故障電流復(fù)合判據(jù)而實現(xiàn)故障隔離和非故障區(qū)的快速恢復(fù)供電，具體是在電壓-時間型分段器功能基礎(chǔ)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(fù)電，分段器得電合上，此時線路發(fā)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(fù)荷開關(guān)及聯(lián)絡(luò)開關(guān)的整定原則與電壓-時間型相同。同時，須投入分段開關(guān)“閉鎖分閘功能”，在開關(guān)得電合閘后設(shè)定時間內(nèi)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(fù)歸時間。閉鎖分閘時間整定與電壓-時間型分段負(fù)荷開關(guān)“關(guān)合確認(rèn)時間Y”的整定原則一致，須考慮與自動化負(fù)荷開關(guān)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(fù)歸時間須大于自動化設(shè)備完成一個完整的動作過程時間（即：線路斷路器保護(hù)最末段跳閘時間+沿線下級自動化負(fù)荷開關(guān)的關(guān)合延時時間之和+沿線下級自動化負(fù)荷開關(guān)合閘動作時間之和+開關(guān)第二次重合閘時間+考慮各個分段負(fù)荷開關(guān)整定時間誤差、合閘延時誤差的時間裕度），分段負(fù)荷開關(guān)檢測“故障電流”大小可按線路保護(hù)最末段相間電流保護(hù)原則整定，因負(fù)荷電流基本上小于故障電流，故一般可采用最大負(fù)荷電流。
6 結(jié)束語
分段器的運用是新技術(shù)，在實際應(yīng)用中要求現(xiàn)場運維人員、繼電保護(hù)整定計算人員對該技術(shù)熟練掌握，關(guān)注運行發(fā)生的問題，積極分析，采用現(xiàn)有技術(shù)條件，完成整改，這樣才能不斷提高人員技術(shù)水平，并使設(shè)備有效發(fā)揮作用。
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參數(shù)說明：T′Z1為相鄰線路過流保護(hù)末端動作時間；T′Z2為上級電壓電源線路保護(hù)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(hù)末端動作時間；T′X為下級自動化開關(guān)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?jǐn)嗥髡`分閘。
得電延時合閘時間原則1 防止相鄰上級開關(guān)合于故障后其斷路器誤合閘，原則2 考慮變電站出口開關(guān)第2次重合閘有效動作。
因該地區(qū)電網(wǎng)，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(yīng)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(yīng)確保線路分段器處于分閘位置。
所以，本地區(qū)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(guān)合確認(rèn)時間：取5 s。另，本地區(qū)電網(wǎng)10 kV 出口其重合閘均取1.2 s。該地區(qū)電壓-時間型分段器定值整定情況如表1所示。
2 故障經(jīng)過
2.1 故障情況簡述
2017年3月21日，35 kV線路因發(fā)生瞬時故障，短時內(nèi)2 次保護(hù)動作跳閘，均重合閘成功。調(diào)度接到配網(wǎng)線路開關(guān)2 后段用戶反饋無電，通知配網(wǎng)運行人員巡查，發(fā)現(xiàn)開關(guān)2 處于分閘位置，且有閉鎖信號。經(jīng)對后段線路巡視，無線路故障，后申請調(diào)度合上開關(guān)2，恢復(fù)供電正常。35 kV線路巡視發(fā)現(xiàn)線路下有樹梢放電痕跡，可初步判定為配網(wǎng)開關(guān)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(guān)（圖1 中僅畫一條）。其接線方式如圖1所示。
2.3 相關(guān)保護(hù)配置情況
圖1中，35 kV 線路384斷路器配置三段電流保護(hù)，帶三相一次重合閘，其重合閘時限為1.2 s；配網(wǎng)開關(guān)0為變電站出口開關(guān)，配置兩段式過流保護(hù)，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(guān)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(shè)置。
2.4 開關(guān)動作情況
2017年3月21日，35 kV線路因發(fā)生瞬時故障，35 kV線路384斷路器2次保護(hù)動作跳閘，均重合成功，造成35 kV變電站2次失壓。
現(xiàn)按35 kV線路384斷路器第一次跳閘時間為參照時間，各配網(wǎng)開關(guān)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(guān)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(guān)合確認(rèn)時間（5 s)，故線路分段器2 閉鎖合閘，開關(guān)保持分閘狀態(tài)。所以，該故障可定性為上級電網(wǎng)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(nèi)發(fā)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(qū)電網(wǎng)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(fā)生故障，變電站出口開關(guān)電流保護(hù)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(fā)生，影響了供電可靠性，需每個電力工作者，特別是電力技術(shù)人員必須思考針對性的改進(jìn)方案，不斷提高供電可靠性。
5 整改措施
該事件發(fā)生經(jīng)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(guān)合確認(rèn)時間范圍內(nèi)，系統(tǒng)又失壓（不是因本分段器控制范圍內(nèi)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(xiàn)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(shè)定時間內(nèi)沒有檢測到故障電流的情況下閉鎖分閘，便不會發(fā)生開關(guān)控制范圍內(nèi)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(fā)生。
電壓電流型分段器是在電壓-時間型功能基礎(chǔ)上，結(jié)合故障電流復(fù)合判據(jù)而實現(xiàn)故障隔離和非故障區(qū)的快速恢復(fù)供電，具體是在電壓-時間型分段器功能基礎(chǔ)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(fù)電，分段器得電合上，此時線路發(fā)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(fù)荷開關(guān)及聯(lián)絡(luò)開關(guān)的整定原則與電壓-時間型相同。同時，須投入分段開關(guān)“閉鎖分閘功能”，在開關(guān)得電合閘后設(shè)定時間內(nèi)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(fù)歸時間。閉鎖分閘時間整定與電壓-時間型分段負(fù)荷開關(guān)“關(guān)合確認(rèn)時間Y”的整定原則一致，須考慮與自動化負(fù)荷開關(guān)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(fù)歸時間須大于自動化設(shè)備完成一個完整的動作過程時間（即：線路斷路器保護(hù)最末段跳閘時間+沿線下級自動化負(fù)荷開關(guān)的關(guān)合延時時間之和+沿線下級自動化負(fù)荷開關(guān)合閘動作時間之和+開關(guān)第二次重合閘時間+考慮各個分段負(fù)荷開關(guān)整定時間誤差、合閘延時誤差的時間裕度），分段負(fù)荷開關(guān)檢測“故障電流”大小可按線路保護(hù)最末段相間電流保護(hù)原則整定，因負(fù)荷電流基本上小于故障電流，故一般可采用最大負(fù)荷電流。
6 結(jié)束語
分段器的運用是新技術(shù)，在實際應(yīng)用中要求現(xiàn)場運維人員、繼電保護(hù)整定計算人員對該技術(shù)熟練掌握，關(guān)注運行發(fā)生的問題，積極分析，采用現(xiàn)有技術(shù)條件，完成整改，這樣才能不斷提高人員技術(shù)水平，并使設(shè)備有效發(fā)揮作用。
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