浅析电压-时间型配电自动化开关整定原则

李海铎，余国波，鲍小锋，彭丹辉，廖龙

（1. 云南电网有限责任公司瑞丽供电局，云南 瑞丽 678600；2. 云南电网有限责任公司玉溪供电局，云南 玉溪 653100；3. 云南电网有限责任公司丽江供电局，云南 丽江 674200；4. 云南电网有限责任公司德宏供电局，云南 德宏 678400）

0 前言

随着电压-时间型配电自动化开关在10 kV架空线路的不断推广应用，配电自动化开关的逻辑动作正确性显得尤为重要，而整定计算又是配电自动化开关正确动作核心与关键，因此本文主要是探究配电自动化开关X时限、Y时限、Z时限的整定计算原则，同步梳理配网继电保护与配电自动化开关之间的逻辑配合关系，旨在提升配电自动化开关逻辑动作正确性、准确隔离故障区域，做到快速恢复非故障区域的可靠供电。

1 电压-时间型配电自动化开关动作原理简介

电压-时间型配电自动化开关广泛应用于10 kV架空线路，其具备得电合闸、失电分闸、连续分闸闭锁、正向闭锁、反向闭锁、合到零压闭锁等一系列自动化功能，故障发生时，通过线路开关间逻辑配合，利用线路二次重合闸实现故障区域的就地识别、隔离以及非故障区域快速恢复供电。电压-时间型是最为常见的就地重合式馈线自动化模式，根据不同的应用需求，增加电流辅助判据，形成了电压电流时间型和自适应综合型等派生模式。

1.1 X时限整定原则

配电自动化开关得电合闸时限通常被简称为X时限。得电合闸一般是指：开关在分位位置、一侧有电（一般额定电压80%，176 V）、一侧无电（一般额定电压30%，66 V），得电延时时间到，则控制开关合闸。动作逻辑如图1所示。

图1 配电自动化开关得电合闸动作逻辑

X时限整定原则可以分为两种情况：

1）变电站侧出口断路器不具备二次重合闸功能，则首台配电自动化开关整定主要考虑两个因素，一是站内断路器的储能时间，一般开关储能时间为6～12 s；二是线路重合闸充电时间，充电时间一般为15～20 s。需要躲过站内断路器储能时间、重合闸充电时间，一般来说首台配电自动化开关X时限整定为32 s，即：X≥12+20=32 s。

2）非首台配电自动化开关则不需要考虑站内断路器储能时间、重合闸充电时间，只需考虑大于上一级开关的Y时限即可，即：上一级开关的Y时限与下一级开关的X时限是同时开始计时，上一级开关确认故障不在范围之内以后，才允许下一级开关得电合闸。一般非首台配电自动化开关X时限整定为9 s。

以上是X时限的整定原则不需要变电站10 kV出线间隔具备二次重合闸功能，即：通过延长首个配电自动化开关得电合闸时间，两次使用“一次重合闸”使其具备“二次重合”的功能。若变电站10 kV出线间隔具备二次重合闸功能，则可直接使用二次重合闸功能。

1.2 Y时限整定原则

配电自动化开关合到故障确认时间通常被称为Y时限。合到故障确认时间一般是指：若分段开关合闸之后在设定时限（可整定）之内线路失压，则开关自动分闸并闭锁合闸。

Y时限整定原则：Y时限必须比变电站10 kV侧最长的保护动作时间还要长，否则Y时限无法形成有效闭锁，可能进入“死循环”。一般来说，变电站10 kV线路保护一般配置三段式过流保护（大多数情况投入过流Ⅰ段、过流Ⅲ段）、小电流接地选线（变电站中性点改造后可投入稳态零序过流保护），三段式过流保护的最长动作时间小于1 s，文献[1]小电流接地选线时间为3～10 s。因此Y时限必须比小电流接地选线时间要长，若小电流接地选线时间为5 s，则Y时限建议设置为7 s；若小电流接地选线时间为10 s，则Y时限建议设置为12 s。

1.3 Z时限整定原则

配电自动化开关双侧（A侧是电源侧、B侧是负荷侧）失电分闸时间通常被称为Z时限。失电分闸时间一般是指：具有失电后延时分闸功能，开关在合位，双侧失压、无流，经过失电延时时间后，控制开关分闸。动作逻辑如图2所示。

图2 配电自动化开关失电分闸动作逻辑

Z时限整定原则：

1）失电分闸与变电站10 kV侧线路重合闸是同时开始计时，要考虑变电站10 kV侧线路重合闸时间，即：在重合闸时间之内必须完成配电自动化开关失电分闸的动作，因此Z时限需比重合闸时间短；

2）当上一级电源点故障跳闸（重合闸未动作之前）或者备自投动作期间，此时所有10 kV线路乃至整个变电站处于短时失压状态，若Z时限小于上一级电源点备自投时间或者上一级电源点重合闸时间，则配电自动化开关将依次分闸，待全站复电后又依次得电合闸，为避免出现此类状况，建议Z时限要大于上一级电源点备自投动作时间。综上所述，Z时限一般建议整定为：6 s。

1.4 正向闭锁逻辑

文献[2]介绍正向闭锁原理，即：开关得电延时合闸执行完毕后，进入故障确认时间（Y时限），本级开关在Y时限内检测到线路失压，则开关立刻分闸（此时不执行失电分闸Z时限逻辑），并产生正向闭锁，点亮闭锁信号灯。

1.5 反向闭锁逻辑

文献[3]介绍反向闭锁原理，即：当上一级开关合闸后（上一级开关包含变电站出口开关），本级开关进入得电延时合闸的逻辑判别，如果本级开关在X时限内得电状态不能持续保持，也就是通常所说的产生残压，则产生反向闭锁，点亮闭锁信号灯。

1.6 合到零压闭锁逻辑

满足4个条件触发合到零压闭锁功能：

1）开关在分闸位置；

2）合闸前未检测到零序电压；

3）开关位置从分闸到合闸的状态变化；

4）Y时限之内检测到零序电压（零序电压大于整定值），则控制开关快速分闸并进入逻辑闭锁状态。闭锁逻辑如图3所示。

图3 合到零压闭锁闭锁逻辑

1.7 连续分闸闭锁逻辑

在设定时间内开关连续分闸N次就会触发连续分闸闭锁功能，触发后则不允许开关合闸。该功能主要是为了避免开关短时间内频繁分合闸，从而造成设备损坏，一般可设置为：5 min/3次。

2 误整定实例分析

2.1 基本概况

10 kV广董线长15.85 km，挂接配变20余台，主干线#29杆安装配电自动化开关1台，设置为电压-时间型逻辑功能，定值为：X：32 s，Y：7 s，Z：6 s。

变电站侧10 kV广董线配置三段式过流保护、重合闸以及小电流接地选线等常规保护功能，其中过流Ⅰ段：1500 A/0.1 s；过流Ⅲ段：650 A/0.6 s；重合闸时间：8 s；小电流选线零序电压启动幅值：20 V，跳闸时间：10 s。

2020年2月10日故障跳闸后，供电所运维人员开展故障巡线，当天在10 kV广董线#37杆处发现故障点，故障为：#37杆A相避雷器击穿。故障示意图如图4所示。

图4 10 kV广董线故障示意图

图5 变电站侧10 kV出口开关动作情况

图6 #29杆G01断路器动作情况

2.2 故障过程及动作原理分析

第一过程：2020年2月10日11时38分18秒左右，10 kV广董线#37杆A相避雷器绝缘击穿，变电站侧小电流接地选线装置启动，11时38分28秒站内小电流选线装置选跳10 kV广董线，此时线路全线失压，#29杆G01断路器延时Z时限后失压分闸（第1次分闸）；

第二过程：经重合闸延时后（第1次重合闸），11时38分36秒10 kV广董线重合闸动作，线路前段带电。经过32 s延时，11时39分08秒#29杆G01断路器得电保持X时限后开关得电合闸，开关合闸后进入Y时限故障判别逻辑，由于变电站侧小电流选线10 s后跳闸，躲过#29杆GO1断路器故障识别Y时限，即：在Y时限内变电站开关未跳闸、线路未失压，则#29杆G01断路器默认故障不在本级开关后段。因此，变电站侧小电流选线再次选跳10 kV广董线，线路全线失压，#29杆G01断路器再次失压分闸（第2次分闸）；

第三过程：经重合闸延时后（第2次重合闸），11时39分26秒10 kV广董线068断路器重合，得电保持X时限后，#29杆G01断路器得电合闸，合到故障点后又跳闸（重复第二过程），进而引起配电自动化开关失压分闸（第3次分闸）。此时配电自动化开关与变电站侧小电流选线已经进入“死循环”，即：10 kV广董线#37杆处A相避雷器击穿这一永久性故障点一直存在，但是配电自动化开关虽然在反复动作但是一直未能彻底将故障点切除，进而出现开关反反复复跳闸的现象。最后，#29杆G01断路器启动连续分闸闭锁功能，在300 s内连续分闸3次后，将#29杆配电自动化开关闭锁在分闸位置。

第四过程：经重合闸延时后（第3次重合闸），11时40分16秒10 kV广董线068断路器重合，此时#29杆G01断路器已经分闸闭锁，自动恢复#29杆G01断路器前段线路供电。综上所述，将各过程动作时间、断路器分合闸动作情况整理为表1。

表1 断路器动作时序以及分合闸情况

2.3 存在问题及整改建议

经过梳理，同步对照配电自动化开关整定原则以及动作逻辑分析，发现小电流选线跳闸时间设置不合理，未考虑与10 kV广董线#29杆配电自动化开关Y时限进行逻辑配合，即：110 kV芒岭变小电流选线跳闸时间10 s大于电压-时间型配电自动化开关Y时限7 s，在Y时限内无法形成有效闭锁，造成故障点即使在#29杆后段仍无法进行故障闭锁以及隔离。建议调整110 kV芒岭变小电流接地选线装置跳闸时间，由10 s调整为5 s，按照《云南电网配电网继电保护运行整定指导意见（2021版）》开展整定，使其满足配电自动化逻辑动作Y时限的要求，整条线路形成有效、合理的逻辑配合，准确隔离故障区域。

3 误闭锁实例分析

3.1 基本概况

10 kV南京里线长30.30 km，挂接配变47台，主干线#33杆、#67杆、#85杆为配电自动化开关且设置为电压-时间型；变电站侧10 kV南京里线配置三段式过流保护、重合闸以及小电流选线跳闸等常规功能，主要保护定值详见图7所示。

图7 10 kV南京里线故障示意图

经过巡视发现，10 kV南京里线故障：#94杆至#95杆之间线路有树木搭线，如图7所示。

3.2 故障过程及动作原理分析

第一过程：2022年4月11日18时07分18秒左右，10 kV南京里线#94至#95杆之间有树木搭线，导致变电站侧过流Ⅰ段保护动作，此时线路全线失压，18时07分24秒10 kV南京里线#33杆、#67杆、#85杆G01断路器失压分闸。

第二过程：经重合闸延时后，18时07分26秒10 kV南京里线重合闸动作成功，线路前段带电。经过X时限延时，18时07分59秒#33杆G01断路器得电保持X时限后开关得电合闸；18时08分08秒#67杆G01断路器得电保持X时限后开关得电合闸；18时08分17秒#85杆G01断路器得电保持X时限后开关得电合闸，在Y时限内未失压。

第三过程：18时08分41秒故障点处的树木再次搭接线路，变电站侧过流Ⅰ段动作跳闸，18时08分47秒10 kV南京里线#33杆、#67杆、#85杆G01断路器失压分闸。

第四过程：经重合闸延时动作后，线路前段带电。18时09分22秒10 kV南京里线#33杆G01断路器得电合闸；18时09分31秒#67杆G01断路器得电合闸；18时09分40秒#85杆G01断路器得电合闸，合到故障点且在Y时限内失压（变电站侧出口断路器跳闸），于18时09分41秒立刻分闸并触发电源侧正向闭锁信号；18时09分46秒10kV 南京里线#33杆、#67杆G01断路器失压分闸，同时#33杆、#67杆、#85杆G01断路器满足连续分闸闭锁条件（5 min内连续分闸3次），因此触发断路器闭锁信号。配电自动化开关闭锁信号如图8所示。

图8 闭锁合闸SOE记录

综上所述，为便于读者理解整过动作过程，将各过程动作时间、断路器分合闸动作情况整理为表2，供参考。

表2 断路器动作时序以及分合闸情况

3.3 存在问题及整改建议

经过分析发现，10 kV南京里线发生间歇性、重复性故障，导致#33杆、#67杆配电自动化开关出现误闭锁的情况，扩大故障停电范围，存在以下问题：

1）#33杆、#67杆、#85杆G01断路器仅投入合到零压闭锁功能、未投入合到故障快速闭锁功能，即：在发生相间故障时，需变电站跳闸切除故障，会造成非故障区段的开关多次分闸，最终触发连续分闸闭锁功能。

2）#33杆、#67杆、#85杆G01断路器未投入短时失压分闸闭锁功能。当线路末端发生故障后，非故障区段开关第一次得电合闸且走完Y时限后进入短时失压分闸闭锁状态，可以避免非故障区段的开关不必要的分闸、合闸。

3）#33杆G01断路器的Y时限为9 s，与#67杆G01断路器的X时限9 s逻辑不配合，即：当#33杆故障确认完毕，#67杆就已经得电合闸，两者刚好在时间“临界点”同时完成故障确认以及得电合闸动作，若故障点在#67杆后段，极有可能会造成开关误闭锁。

建议整改措施：

1）#33杆、#67杆G01断路器投入合到零压闭锁功能、投入合到故障快速闭锁功能、投入短时失压分闸闭锁功能。

2）调整#33杆G01断路器Y时限，由9 s调整为7 s。

4 结束语

随着配电自动化开关在10 kV配网线路的广泛应用，会带来一些可能未曾接触过的新问题，虽然目前不能穷尽可能出现的所有问题，但是作为专业技术人员应该充分吃透配电自动化开关整定原则，理解动作原理，进一步糅合配网继电保护的相关要求，使之完全配合，形成清晰的逻辑路线，才能做到准确隔离故障点，有效杜绝误闭锁，快速恢复非故障区域供电，不断提升供电可靠性。