關于10kV出線開關重合閘時間的探討

劉躍文

摘要：VSP5開關在配網電壓時間型線路中廣泛應用，由于開關質量原因，各廠家開關開斷時間并不一致。萊蕪市配網出現開關重合閘時間均為1S，在與分段開關配合應用時多次發生事故區間判定錯誤及開斷故障電流現象，本文將以萊蕪市10kV王許線事故掉閘情況為例進行詳細分析并提出解決方案。

關鍵詞：重合閘時間；電壓時間型；開斷時間

前言

萊蕪市配網架空線路中電壓時間型占95%以上，2014年事故掉閘情況統計中，多次發生事故區間判定錯誤以及開關爆炸現象。經過分析，發生類似情況的線路中，分段開關開斷時間均大于出線開關重合閘時間。因此，對該現象的討論對本市配網建設具有非常意義。

一：事故情況

2013年11月19日5時31分110kV寨里變電站10kV王許線出線開關發生了保護跳閘，重合成功，王許線#49分段開關未來電自送。10kV王許線為電壓時間型線路，線路中有#49、#78分段開關。

二：事故分析

#49分段開關控制器失壓判斷延時是700ms，限值是80V，根據導出的SOE事項分析：

電源側失壓時間為：2013/11/19 05：31：25：0268，信號點號為25電源側失壓事項分->合產生的時間；

變電站跳閘時間為：2013/11/19 05：31：25：0268減去700ms ，即變電站跳閘時間為2013/11/19 05：31：24：0568

變電站重合閘時間：2013/11/19 05：31：25：0558，計算可知變電站重合閘時間為小于1s，信號點號25電源側失壓事項合->分產生的時間。

由以上SOE事項得出電壓時間型分段開關失電后，開關自然分開的時間大約在1.1s左右，2013/11/19 05：31：25：0624（信號點號1開關狀態事項合->分產生的時間）減去2013/11/19 05：31：24：0568的時間差。

如圖2所示，在這樣的時序中，控制器在判斷到雙側失壓后，發出分閘命令，斷開開關的合閘保持回路，為各分段開關隔離故障點做準備。

控制器進入X時限的需要滿足兩個條件：一是開關在分位置；二是電源側檢測到有壓的事件；

如圖2的情況，沒有滿足條件二。電源側檢測到有壓，開關處于合位狀態，未采到開關分位信號，故不會啟動X時限。即變電站重合閘時間小于VSP5開關自動打開時間，控制器沒有進入X時限，所以沒有再次合閘。

三：線路運行現象分析

由于變電站重合時間小于VSP5開關失壓自然打開的延時，變電站重合后，控制器檢測到電源側有壓的事項時，開關還處于未完全分斷的狀態，此時S1和S2之間的主線路被再次充電，同樣依次類推，S2與S3之間的主干線也被再次充電，但此時開關處于分斷的過程中，由于故障點處于S2與S3之間，那么S1、S2開關都將會處于分段故障電源的狀態，對開關影響非常大，甚至有損壞開關的可能性。

以上故障分析可由王許線#78分段開關控制器動作時的SOE記錄證明，詳情如下：

#78分段開關SOE記錄與#49分段開關SOE記錄比較（需忽略由于校時造成的約1S的誤差），可判定是同時間發生了相同的分閘動作，但此處與#49分段開關 SOE又有所區別，#78分段開關SOE記錄點號25電源側失壓信號發生了三次改變過程：

第一次電源側失壓：

動作類型：分->合；

動作時間：2013/11/19 05：31：26：0377；此處為變電站跳閘時經過700ms延時后產生的電源側失壓信號。

第二次電源側失壓：

動作類型：合->分；

動作時間：2013/11/19 05：31：26：0747；此處為變電站重合閘時，10kV主干線電壓經過#49分段開關傳到了#78分段開關，產生了的電源側失壓信號消失事項。

第三次電源側失壓：

動作類型：分->合；

動作時間：2013/11/19 05：31：27：0647，此處為#49分段開關開斷后， #78分段開關的控制器檢測不到電壓后產生的電源側失壓信號。

由上分析，可以得出結論，變電站重合閘時，#49分段開關尚未分閘，并且已經將電壓傳到#78分段開關。再分析兩臺控制器產生的點號為1的“開關狀態”信號發生的時間，均落后于重合閘后產生的電源側失壓信號消失事項，也就是說，兩臺控制器檢測到重合閘后的電壓時，這兩臺開關均處于未完全分段狀態（或者說處于合位狀態）。

四：結論

由于10kV王許線變電站重合閘時間與分段開關開斷時間的不匹配，造成了兩個后果。一是VSP5型開關開斷短路電流，造成更大的事故；二是造成線路中的分段開關事故區間判定錯誤，擴大停電范圍。鑒于目前萊蕪市配網中已經大規模按照VSP5分段開關，集中更換開斷時間合格的分段開關已經不現實，因此建議修改變電站重合閘時間，按此10kV王許線的相關數據分析，建議將變電站出口開關重合閘時間設置大于2S。endprint