基于重合閘時序圖的聯絡開關保護整定*

何洪流付 宇吳 鵬張銳鋒肖小兵劉安茳

(貴州電網有限責任公司電力科學研究院，貴州貴陽 550002)

隨著配電網自動化技術的飛速發展，在饋線終端裝置上配置配電自動化的緊急控制功能，實現獨立、完整的故障診斷以及隔離功能，已然成為饋線自動化技術發展的主要趨勢[1-4]。

目前，國內外研究學者對饋線自動化的原理分析以及改進控制技術研究已有一定的基礎。黎錦榮等[5]提出應用遺傳算法，提出了一種基于混合型分布式終端配置的快速故障定位饋線自動化控制策略，采用疊加查詢的方法定位聯絡開關位置實現故障區段的快速定位以及非故障區段的快速恢復供電，仿真實驗結果表明這種控制方法可在數百毫秒內完成故障定位、切斷和恢復供電等一系列程序。嵇文路等[6]通過分析饋線自動化動作失敗的常見原因，提出了一種遞進式的饋線自動化功能檢驗策略，包括饋線自動化功能投運的全生命周期，保證了饋線自動化啟動成功率、動作正確率，實際工程應用效果驗證了所提方法的有效性。蘇標龍等[7]基于現場實際應用情況，對當前國內配網饋線自動化線路的運行情況進行了分類統計分析，找到影響饋線自動化應用可靠性和準確性的重要影響因素，通過仿真測試探究配電網饋線自動化線路存在的問題，并對配電網可靠性進行評估，確保饋線自動化線路運行過程中的安全性和可靠性。張維等[8]提出了主干線采用基于網絡拓撲的區域故障定位與隔離，分支線采用就地分界保護功能與變電站出口斷路器級差配合的新型就地饋線自動化策略，并給出了相應產品的設計方案，工程應用情況證明了該方案的可靠性和準確性。覃朝云等[9]通過引入配電線路的靜態拓撲模型與動態拓撲模型，作為實現配電線路拓撲自適應的基礎，提出了主站系統與分布式饋線自動化以及終端之間的拓撲模型交互機制，實現配電線路拓撲變更自適應，并在南瑞配網靜態模擬系統上驗證了其可行性。凌萬水等[10]提出了一種終端注入測試法，用于現場測試饋線自動化功能有效性的方案，以工程現場測試為案例，詳細介紹了該測試法的測試步驟，并分析了現場應用存在的主要問題及其解決方案。凌萬水等[11]在配網10 kV 線路的運行管理中將10 kV 線路饋線自動化和故障定位“二遙”這2 種系統的功能結合起來，提出了一種具備故障自動定位隔離，且具有遙測遙信功能的配網自動化綜合系統。

結合上述研究文獻來看，要使配電自動化成套設備正確動作，充分發揮饋線自動化技術的優越性，不僅要合理配置饋線終端，還要適當調整變電站出線斷路器的保護定值，以滿足自動化開關正確動作的要求。為此，基于重合閘時序圖，對聯絡開關的失壓合閘時限展開分析，提出了一種電壓型柱上聯絡開關快速合閘延時的保護整定計算方法，以期能夠縮短停電時長，提升配電網的供電能力。

1 電壓-時間型饋線自動化聯絡開關

1.1 技術手段

電壓-時間型柱上自動化負荷開關，簡稱為電壓型柱上開關，是具備自動分閘、合閘及閉鎖功能的柱上自動化成套設備，由負荷開關本體、饋線終端、電壓互感器等組成，其結構示意圖如圖1 所示[12]。

電壓型柱上開關通過其饋線終端預先設定好的電壓-時間邏輯對線路運行情況進行檢測，進而對動作邏輯進行檢測，進而對動作邏輯進行整定，當線路兩側均斷電時，則啟動自動分閘功能；當線路一側來電時，則啟動延時合閘功能。電壓型聯絡開關與上一級線路的斷路器保護以及重合閘相互協作完成故障區段的快速隔離以及非故障區域的正常供電[13]。通常，將電壓型柱上開關分成分段用柱上開關以及聯絡用柱上開關兩種，即常閉型柱上開關和常開型柱上開關。

圖1 電壓柱上負荷開關結構圖

對聯絡用柱上開關的保護整定方法進行研究，主要技術參數包括[14]:

(1)失壓合閘時間，又稱為XL時限，是柱上聯絡開關處于分閘位置時，檢測到單側失壓后聯絡開關合閘的延時時間。

(2)合閘確認時間，又稱為Y時限，是指開關上電合閘后，在該時限內失壓，則啟動自動分閘功能并將該開關正向閉鎖合閘。

(3)分閘延時時間，又稱為Z時限，是指線路失電后到啟動開關分閘功能的延時時間。

1.2 饋線自動化配置方案

電壓-時間型饋線自動化作為一種常見的就地控制型自動化控制方案，被廣泛用于不同的配電線路中[15-17]。如圖2 所示，為電壓-時間型饋線自動化配置方案的典型接線。聯絡開關具有聯絡型電壓-時間的時序邏輯診斷功能，可以對開關兩側的電壓、電流信號進行采集，即當檢測到聯絡開關單側的失壓信號時，啟動延時合閘，當檢測到聯絡開關兩側均有失壓信號時，則啟動閉鎖合閘。

圖2 饋線自動化配置方案

2 電壓-時間型聯絡開關保護的整定計算

電壓型分段開關在正常運行工況下處于分閘狀態，在投入開關單側失壓延時合閘邏輯判斷時，需要對Y時限、Z時限以及XL時限進行整定。通常，將電壓型柱上開關的Y時限設定為5 s，Z時限設定為3.5 s，而XL時限的整定需要根據不同故障情況以及具體的網架結構對失壓合閘時間配合問題進行分析。

2.1 聯絡開關失壓合閘時限分析

以圖3 所示的多分段單聯絡的配電網為例，CB1 為變電站出線斷路器，A、B、C、D、E、F 均為電壓型柱上分段開關，LS 為電壓型柱上聯絡開關，在開關A 和開關B 間線路上存在兩條分支線，且每條分支線上各配置一個分段開關D 和分段開關E，圖中注明了各個分段開關的X 時限。

圖3 多分段單聯絡的配電網示意圖

基于圖3 可知，若線路發生瞬時接地故障，出線斷路器CB1 跳閘再進行第1 次重合閘后，各分段開關A、D、E、B、C 依次進行延時合閘，整個配電網恢復正常供電，此時，可以求得聯絡開關LS 從失壓到復電所耗費的時長為:

式中:tg為出線斷路器CB1 首次保護跳閘的動作時間；TCH1為首次重合閘時間；∑Xn為各分段開關得電合閘的時間總和，此時為35 s。假定tg＝2 s，TCH1＝5 s，則有＝42 s。

基于上述分析發現，若聯絡開關LS 失壓時間大于42 s 后還未復電，則判定配電線路中存在永久性故障。假定永久性故障發生在E 開關所在支線，此時可通過二次重合閘的方式恢復非故障區域的供電[18]。假設第2 次重合閘時間TCH2＝30 s，圖4 為整個故障處理的時序圖，故障隔離分析詳細過程如下:

(1)E 開關所在支線發生永久短路接地故障，線路失壓，聯絡開關LS 開啟失壓計時，2 s 后出線斷路器CB1 保護跳閘:

(2)5 s 后斷路器CB1 進行首次重合閘；

(3)分段開關A、D、E 順序合閘，時間間隔均為7 s，當E 開關合于永久短路接地故障時，出線斷路器CB1 經過2 s 時長后再次保護跳閘，此時開關E失壓分閘且啟動閉鎖合閘:

(4)30 s 后出線斷路器CB1 進行第2 次重合閘；

(5)分段開關A、D、B、C 分別在t＝67 s、74 s、88 s、95 s 時刻順序合閘，當C 開關得電合閘時，聯絡開關LS 得電停止計時，此時失壓總時長達到了95 s。

圖4 開關E 故障恢復邏輯圖

由此可知，聯絡開關LS 的單側失壓自動合閘時間既要超過瞬時接地故障下的復電時間，又要大于非聯絡開關所在支線線路故障后的復電時間，如圖3 案例中支線開關E 的故障復電時間95 s。

因此，柱上聯絡開關失壓合閘時間的整定應考慮通過2 次重合閘，優先實現電源側非故障區段的復電，再通過聯絡開關實現另一側非故障區的復電，以提升合閘的可靠性。XL時限的計算方法為:

式中:ΔT為聯絡開關的可靠合閘延時時限，一般設置為2 s～3 s。進一步求得聯絡開關LS 的XL時限為:

2.2 聯絡開關的快速合閘策略

如2.1 節所述的供電恢復策略耗時較長，為減小非故障區域恢復供電的等待時間，對各分段開關的合閘時間及配電線路的規劃建設提出了如下要求:

(1)合理整定分段開關的X 時限，優先啟動聯絡開關所在支線分段開關的合閘邏輯。如圖3 所示的配電網，設置聯絡開關所在支線的分段開關A、B、C 優先合閘，再合閘分段開關D、E，各開關的X 時限如圖4 所示。

(2)在配電線路規劃設計期間，就需確立好線路的聯絡開關所在的主干線配置方案，確保在線路發生改造、新增等工況下聯絡開關所在支線的分段開關依舊能進行優先合閘。

在符合以上要求的前提下，柱上聯絡開關的XL時限可整定為避開線路斷路器首次或是第2 次重合后聯絡開關處復電的時長。此時，聯絡開關快速合閘延時時限XL的計算方法為:

在式(4)的計算過程中，需要注意的是，聯絡開關的合閘延時整定應配合開關兩側線路的重合送電過程，取兩側重合送電時間的最大值。若存在多個聯絡開關時，則選定具有較強轉供性能的聯絡開關作為主聯絡開關，啟動該聯絡開關的單側失壓延時自動合閘邏輯，而剩下的聯絡開關則經由人工操作進行合閘。

2.3 快速合閘延時的可靠性分析

以圖5 所示的配電網為例，基于快速合閘策略對饋線自動化方案進行配置，基于式(4)計算得到其快速合閘延時為:

圖5 快速復電的配電網

若聯絡開關另一端送電的合閘延時時限小于該合閘延時時限，那么聯絡開關LS 的快速合閘延時即為56 s。

研究分別從故障發生于主干線線路和分支線線路2 種工況下，驗證所提快速合閘延時策略的可靠性:

(1)永久性接地故障存在于BC 段線路

若永久性接地故障發生在BC 段線路，則其故障處理的時序圖如圖6 所示。在t＝0 s 時刻，線路發生永久短路接地故障，線路失壓，聯絡開關開始單側失壓計時；在t＝7 s 時刻，斷路器進行首次重合閘；在t＝21 s 時刻，分段開關B 合于故障，線路再次失壓，2 s 后線路再次跳閘，分段開關B 與分段開關C 啟動合閘閉鎖邏輯，聯絡開關LS 繼續計時；經過30 s 后出線斷路器啟動第2 次重合閘，分段開關A、D、E 分別在t＝60 s、81 s、88 s 時刻順序合閘，聯絡開關電源側非故障區域恢復供電；在t＝56 s 時刻，TXL延時時限達到，聯絡開關合閘，聯絡開關另一側非故障區域開始恢復供電。

圖6 BC 段故障恢復邏輯圖

由此可知，對于故障發生在聯絡開關所在支線的工況，聯絡開關的可靠合閘時間為斷路器二次重合后3 s，大大縮短了兩側非故障區段的復電時間。

(2)永久性接地故障存在于開關E 負荷側

假定永久性接地故障發生在分段開關E 的負荷側，如圖7 為該故障工況下的開關操作時序圖。在t＝0 s 時刻，線路發生永久短路接地故障，線路失壓，聯絡開關開始單側失壓計時；在t＝7 s 時刻，斷路器進行首次重合；經過14 s 后，分段開關C 得電合閘，同時，聯絡開關得電而清零失電計時。在t＝42 s 時刻，分段開關E 合于故障，線路再次失壓，2 s后出線斷路器再次跳閘，分段開關E 啟動合閘閉鎖邏輯，聯絡開關LS 重新開始計時。經過30 s 后出線斷路器啟動第2 次重合閘，在t＝95 s 時刻，分段開關C 再次得電合閘，聯絡開關再次得電而清零失電計時，此時，聯絡開關累積計時時長為53 s，7 s 后分段開關D 開始合閘，恢復整條線路非故障區域的正常供電。

由此可知，對于故障發生在非聯絡開關所在支線的工況，快速合閘策略能夠保障聯絡開關不發生誤合閘，也證明了該策略的有效性。

圖7 E 開關故障恢復邏輯圖

3 案例分析

基于研究內容，將電壓型柱上聯絡開關的XL時限整定方法分為可靠合閘時間整定和快速合閘時間整定2 種。以圖8 所示的配電網為例，基于快速合閘策略對饋線自動化方案進行配置，圖中，LS1 為電壓型柱上主聯絡開關，啟動單側失壓延時自動合閘邏輯，聯絡開關LS2 為一般用電壓型柱上聯絡開關，經由人工操作進行合閘；出線斷路器CB1、CB2 的最長保護動作時間tg為2 s，首次重合閘時長t1為5 s，第2 次重合閘時長t2為60 s，A、B、C、D、E、F 均為電壓型柱上分段開關，各分段開關的X 時限在圖中已標注出。

圖8 多聯絡開關配置圖

對L1的失壓合閘時間進行計算。得到變電站1 出線斷路器CB1 重合后主聯絡開關L1得電的最長等待時間為:

計算得到變電站3 出線斷路器CB3 重合后主聯絡開關L1得電的最長等待時間為:

由此，可得主聯絡開關L1的快速失壓合閘時間時限為:

4 小結

對出線斷路器與饋線終端的保護配合方案展開重點研究，對聯絡開關的失壓合閘時限保護配置方案進行分析，基于重合閘時序圖，提出了一種電壓型柱上聯絡開關快速合閘延時策略，并給出了相應的保護整定計算方法，算例驗證結果充分證明了所提快速合閘延時保護整定方案能夠有效減少停電時間，提高配電網供電水平。