一起配网线路开关重合闸不成功的事件分析

摘要：通过对一起配网线路开关重合闸不成功事故的分析，验证了上下级开关保护之间配合的重要性，尤其是对配置不一的配网保护装置，要关注上下级保护的配合关系，重视上下级保护装置的运维质量。为提高开关的重合闸成功率，针对配网装置功能不完善的情况，应做好测试工作，确保功能符合要求;为厘清开关定值配合关系，可通过制作定值简图的方法，使得上下级开关保护配合关系清晰，有利于发现问题。

关键词：重合闸成功率;功能完善;定值失配

1    故障现象

2019年8月31日，某变电站10 kV珠回线725开关零序过流Ⅰ段保护动作跳闸，重合不成功。经巡线无异常，确认53T2断开，试送电725开关成功;确认96T1分闸，试送53T2开关成功;确认石北支线4T1开关分闸，试送96T1成功;确认石北支线54T1开关分闸，试送4T1成功;断开北楼支线2T1开关、山佬支线2T1开关后，试送54T1开关不成功。确定故障点在石北支线54T1开关与北楼支线2T1开关、山佬支线2T1开关之间。依据该推导过程，配电运维人员对石北支线54T1开关与北楼支线2T1开关、山佬支线2T1开关中间的线路进行重点巡查，发现了故障点正是该区域的一个公变B相避雷器击穿，隔离故障点后恢复供电。

2    保护分析

该10 kV线路全长48.724 km，其中架空线路共46.919 km，电缆线路共1.805 km，配变78台，其中公变41台，专变37台，线路总容量为15 221 kVA，其中主干线全长10.668 km，线路分支线56条，共有自动化开关11臺。断路器开关投入了过流保护、零序保护功能，负荷开关投入了电压型逻辑保护功能，即得电合闸、失电分闸功能。为便于分析，选取自动化开关关键参数形成简图，如图1所示，在简图中标出了各个开关的前后连接关系、保护主要功能投退及定值参数情况。

根据主站收到的报文信息，梳理出开关动作过程如图2所示。

对照图1及图2，我们可以推导出整个故障跳闸过程：10 kV珠回线725开关零序保护动作跳闸后，后面的6个负荷开关均投入逻辑保护，失压分闸;经过5 s的重合闸延时，变电站725开关合闸;根据关合延时的时间设置，53T2开关、96T1开关、石北支线4T1开关、石北支线54T1开关、根竹坪支线11T11开关、根竹坪支线44T1开关将依次合闸，但当石北支线54T1开关合闸后，变电站725开关检测到故障电流后零序保护动作跳闸，由于根竹坪支线11T11开关关合延时70 s，时间未到，根竹坪支线11T11开关没有有压合闸;由于分闸短时闭锁功能的设置，53T2开关、96T1开关、石北支线4T1开关没有失压分闸，只有石北支线54T1开关失压分闸;石北支线54T1开关失压分闸后，变电站725开关再次重合闸，7 s后石北支线54T1开关有压合闸;变电站725开关检测到故障电流后零序保护动作跳闸，石北支线54T1开关失压分闸;由于7 s的时间，变电站10 kV珠回线725开关重合闸充电时间不足，重合闸没有启动;全部开关分闸。依据该推导过程，配网运维人员对石北支线54T1开关与北楼支线2T1开关、山佬支线2T1开关中间的线路进行重点巡查，发现了故障点正是该区域的一个公变B相避雷器击穿，隔离故障点后恢复供电。

根据对整个故障跳闸过程的分析，各个开关保护均能按照设定的定值正确动作。但是，依据继电保护的选择性原则，故障点在石北支线54T1开关与北楼支线2T1开关、山佬支线2T1开关之间，故障应由石北支线54T1开关直接隔离，而不能越级由变电站10 kV珠回线725开关动作隔离故障，造成停电范围扩大。因此可判断本次故障开关不正确动作，变电站10 kV珠回线725开关应重合成功，恢复除石北支线54T1开关后段负荷外的供电。变电站10 kV珠回线725开关重合不成功的原因为石北支线54T1开关没有启动合到故障闭锁合闸功能，后侧有故障点仍继续合闸，发生多次得电合闸、失电分闸动作，未隔离故障，导致上级变电站725开关重合闸充电时间不足，重合闸没有再次启动，最终发展成全线停电事故。

对石北支线54T1开关装置进行现场检查及测试。石北支线54T1开关为负荷开关，2017年11月生产，其保护为电压电流型保护，投入得电合闸、失电分闸功能，投入了合到故障分闸闭锁启动过流判据，保护功能配置如图3所示。

合到故障分闸闭锁功能原理：负荷开关合闸后，Y时限内电压消失，并检测到故障过流（过流或零流），控制器判断合闸到故障区段，经一定延时后执行分闸并闭锁开关合闸功能。

对装置进行核查，保护装置事件记录如图4所示。通过记录分析，该负荷开关确实未能成功隔离故障，出现了多次的失电分闸、得电合闸的异常情况。经测试论证分析，由于2017年前10 kV配网为不接地系统，未投入零序保护，该厂家的装置没有配置零序电流判别功能。

3    防范措施

针对本次开关重合不成功事件，主要防范措施有两项：

一是投入新功能前务必完成实际测试，如不具备调试条件，应至少对每一个版本的装置进行测试，确保功能符合要求。由于2017年前10 kV配网为不接地系统，未投入零序保护，保护装置没有配置零序电流判别功能。2018年下半年开始，为防范人身事故，开展10 kV配网接地方式改造，变更为小电阻接地方式，相应保护装置投入零序保护，同步开展开关定值调整，投入零序电流判据。出于供电可靠性因素考虑，测试条件不具备，未能对配置不一的配网保护装置逐一进行功能调试，从而给电网的安全运行留下隐患。要充分利用各个停电机会完成相应的测试，至少对同一个版本的装置进行一次测试。

二是制作定值简图，清晰开关定值配合关系。本次开关重合闸不成功事件是由后级开关配合异常造成的，可以看出后级开关配合的重要性。为使停电范围最小化，一条配网线路按照一定的原则设置了多个自动化开关，针对山区供电半径的实际情况，一般会有十几个自动化开关，甚至二三十个自动化开关。用传统方法来记录定值情况，每个开关一份定值单，一条线路开关十几个，那么定值单也有十几份，定值配合关系不清晰，无法发现定值失配的情况。可以参考图1制作定值简图，直观展现传统的复杂网架及关键的保护配置信息，上下级保护配合关系一目了然，有利于发现定值失配问题。

4    结语

电力系统运行经验表明，架空线路绝大多数故障都是瞬时性的，占到90%左右，永久性故障一般不到10%。为降低停电对用户的影响，提高供电可靠性，重合闸功能发挥了巨大的作用。为提高开关重合闸成功率，缩小停电范围，针对配网装置功能不完善的情况，应做好测试工作，确保功能符合要求。为清晰开关定值配合关系，可以通过制作定值简图呈现主要定值情况，使得上下级开关保护配合关系清晰，有利于发现问题。

[参考文献]

[1] 广东电网有限责任公司.广东电网配电网继电保护整定原则（试行）[Z]，2017.

[2] 广东电网有限责任公司清远供电局.清远电网配电网继电保护整定原则[Z]，2017.

[3] 张伏生，王海坤，马林国，等.可视化的配电网线损计算与管理系统[J].继电器，2001，29（11）：27-31.

[4] 贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理（增订版）[M].北京：中国电力出版社，2004.

收稿日期：2019-12-03

作者简介：吴英山（1982—），男，广东封开人，工程硕士，高级工程师，助理三级技术专家，从事配网自动化技术管理工作。