淺析電壓-時間型配電自動化開關整定原則

李海鐸，余國波，鮑小鋒，彭丹輝，廖龍

（1. 云南電網有限責任公司瑞麗供電局，云南 瑞麗 678600；2. 云南電網有限責任公司玉溪供電局，云南 玉溪 653100；3. 云南電網有限責任公司麗江供電局，云南 麗江 674200；4. 云南電網有限責任公司德宏供電局，云南 德宏 678400）

0 前言

隨著電壓-時間型配電自動化開關在10 kV架空線路的不斷推廣應用，配電自動化開關的邏輯動作正確性顯得尤為重要，而整定計算又是配電自動化開關正確動作核心與關鍵，因此本文主要是探究配電自動化開關X時限、Y時限、Z時限的整定計算原則，同步梳理配網繼電保護與配電自動化開關之間的邏輯配合關系，旨在提升配電自動化開關邏輯動作正確性、準確隔離故障區域，做到快速恢復非故障區域的可靠供電。

1 電壓-時間型配電自動化開關動作原理簡介

電壓-時間型配電自動化開關廣泛應用于10 kV架空線路，其具備得電合閘、失電分閘、連續分閘閉鎖、正向閉鎖、反向閉鎖、合到零壓閉鎖等一系列自動化功能，故障發生時，通過線路開關間邏輯配合，利用線路二次重合閘實現故障區域的就地識別、隔離以及非故障區域快速恢復供電。電壓-時間型是最為常見的就地重合式饋線自動化模式，根據不同的應用需求，增加電流輔助判據，形成了電壓電流時間型和自適應綜合型等派生模式。

1.1 X時限整定原則

配電自動化開關得電合閘時限通常被簡稱為X時限。得電合閘一般是指：開關在分位位置、一側有電（一般額定電壓80%，176 V）、一側無電（一般額定電壓30%，66 V），得電延時時間到，則控制開關合閘。動作邏輯如圖1所示。

圖1 配電自動化開關得電合閘動作邏輯

X時限整定原則可以分為兩種情況：

1）變電站側出口斷路器不具備二次重合閘功能，則首臺配電自動化開關整定主要考慮兩個因素，一是站內斷路器的儲能時間，一般開關儲能時間為6～12 s；二是線路重合閘充電時間，充電時間一般為15～20 s。需要躲過站內斷路器儲能時間、重合閘充電時間，一般來說首臺配電自動化開關X時限整定為32 s，即：X≥12+20=32 s。

2）非首臺配電自動化開關則不需要考慮站內斷路器儲能時間、重合閘充電時間，只需考慮大于上一級開關的Y時限即可，即：上一級開關的Y時限與下一級開關的X時限是同時開始計時，上一級開關確認故障不在范圍之內以后，才允許下一級開關得電合閘。一般非首臺配電自動化開關X時限整定為9 s。

以上是X時限的整定原則不需要變電站10 kV出線間隔具備二次重合閘功能，即：通過延長首個配電自動化開關得電合閘時間，兩次使用“一次重合閘”使其具備“二次重合”的功能。若變電站10 kV出線間隔具備二次重合閘功能，則可直接使用二次重合閘功能。

1.2 Y時限整定原則

配電自動化開關合到故障確認時間通常被稱為Y時限。合到故障確認時間一般是指：若分段開關合閘之后在設定時限（可整定）之內線路失壓，則開關自動分閘并閉鎖合閘。

Y時限整定原則：Y時限必須比變電站10 kV側最長的保護動作時間還要長，否則Y時限無法形成有效閉鎖，可能進入“死循環”。一般來說，變電站10 kV線路保護一般配置三段式過流保護（大多數情況投入過流Ⅰ段、過流Ⅲ段）、小電流接地選線（變電站中性點改造后可投入穩態零序過流保護），三段式過流保護的最長動作時間小于1 s，文獻[1]小電流接地選線時間為3～10 s。因此Y時限必須比小電流接地選線時間要長，若小電流接地選線時間為5 s，則Y時限建議設置為7 s；若小電流接地選線時間為10 s，則Y時限建議設置為12 s。

1.3 Z時限整定原則

配電自動化開關雙側（A側是電源側、B側是負荷側）失電分閘時間通常被稱為Z時限。失電分閘時間一般是指：具有失電后延時分閘功能，開關在合位，雙側失壓、無流，經過失電延時時間后，控制開關分閘。動作邏輯如圖2所示。

圖2 配電自動化開關失電分閘動作邏輯

Z時限整定原則：

1）失電分閘與變電站10 kV側線路重合閘是同時開始計時，要考慮變電站10 kV側線路重合閘時間，即：在重合閘時間之內必須完成配電自動化開關失電分閘的動作，因此Z時限需比重合閘時間短；

2）當上一級電源點故障跳閘（重合閘未動作之前）或者備自投動作期間，此時所有10 kV線路乃至整個變電站處于短時失壓狀態，若Z時限小于上一級電源點備自投時間或者上一級電源點重合閘時間，則配電自動化開關將依次分閘，待全站復電后又依次得電合閘，為避免出現此類狀況，建議Z時限要大于上一級電源點備自投動作時間。綜上所述，Z時限一般建議整定為：6 s。

1.4 正向閉鎖邏輯

文獻[2]介紹正向閉鎖原理，即：開關得電延時合閘執行完畢后，進入故障確認時間（Y時限），本級開關在Y時限內檢測到線路失壓，則開關立刻分閘（此時不執行失電分閘Z時限邏輯），并產生正向閉鎖，點亮閉鎖信號燈。

1.5 反向閉鎖邏輯

文獻[3]介紹反向閉鎖原理，即：當上一級開關合閘后（上一級開關包含變電站出口開關），本級開關進入得電延時合閘的邏輯判別，如果本級開關在X時限內得電狀態不能持續保持，也就是通常所說的產生殘壓，則產生反向閉鎖，點亮閉鎖信號燈。

1.6 合到零壓閉鎖邏輯

滿足4個條件觸發合到零壓閉鎖功能：

1）開關在分閘位置；

2）合閘前未檢測到零序電壓；

3）開關位置從分閘到合閘的狀態變化；

4）Y時限之內檢測到零序電壓（零序電壓大于整定值），則控制開關快速分閘并進入邏輯閉鎖狀態。閉鎖邏輯如圖3所示。

圖3 合到零壓閉鎖閉鎖邏輯

1.7 連續分閘閉鎖邏輯

在設定時間內開關連續分閘N次就會觸發連續分閘閉鎖功能，觸發后則不允許開關合閘。該功能主要是為了避免開關短時間內頻繁分合閘，從而造成設備損壞，一般可設置為：5 min/3次。

2 誤整定實例分析

2.1 基本概況

10 kV廣董線長15.85 km，掛接配變20余臺，主干線#29桿安裝配電自動化開關1臺，設置為電壓-時間型邏輯功能，定值為：X：32 s，Y：7 s，Z：6 s。

變電站側10 kV廣董線配置三段式過流保護、重合閘以及小電流接地選線等常規保護功能，其中過流Ⅰ段：1500 A/0.1 s；過流Ⅲ段：650 A/0.6 s；重合閘時間：8 s；小電流選線零序電壓啟動幅值：20 V，跳閘時間：10 s。

2020年2月10日故障跳閘后，供電所運維人員開展故障巡線，當天在10 kV廣董線#37桿處發現故障點，故障為：#37桿A相避雷器擊穿。故障示意圖如圖4所示。

圖4 10 kV廣董線故障示意圖

圖5 變電站側10 kV出口開關動作情況

圖6 #29桿G01斷路器動作情況

2.2 故障過程及動作原理分析

第一過程：2020年2月10日11時38分18秒左右，10 kV廣董線#37桿A相避雷器絕緣擊穿，變電站側小電流接地選線裝置啟動，11時38分28秒站內小電流選線裝置選跳10 kV廣董線，此時線路全線失壓，#29桿G01斷路器延時Z時限后失壓分閘（第1次分閘）；

第二過程：經重合閘延時后（第1次重合閘），11時38分36秒10 kV廣董線重合閘動作，線路前段帶電。經過32 s延時，11時39分08秒#29桿G01斷路器得電保持X時限后開關得電合閘，開關合閘后進入Y時限故障判別邏輯，由于變電站側小電流選線10 s后跳閘，躲過#29桿GO1斷路器故障識別Y時限，即：在Y時限內變電站開關未跳閘、線路未失壓，則#29桿G01斷路器默認故障不在本級開關后段。因此，變電站側小電流選線再次選跳10 kV廣董線，線路全線失壓，#29桿G01斷路器再次失壓分閘（第2次分閘）；

第三過程：經重合閘延時后（第2次重合閘），11時39分26秒10 kV廣董線068斷路器重合，得電保持X時限后，#29桿G01斷路器得電合閘，合到故障點后又跳閘（重復第二過程），進而引起配電自動化開關失壓分閘（第3次分閘）。此時配電自動化開關與變電站側小電流選線已經進入“死循環”，即：10 kV廣董線#37桿處A相避雷器擊穿這一永久性故障點一直存在，但是配電自動化開關雖然在反復動作但是一直未能徹底將故障點切除，進而出現開關反反復復跳閘的現象。最后，#29桿G01斷路器啟動連續分閘閉鎖功能，在300 s內連續分閘3次后，將#29桿配電自動化開關閉鎖在分閘位置。

第四過程：經重合閘延時后（第3次重合閘），11時40分16秒10 kV廣董線068斷路器重合，此時#29桿G01斷路器已經分閘閉鎖，自動恢復#29桿G01斷路器前段線路供電。綜上所述，將各過程動作時間、斷路器分合閘動作情況整理為表1。

表1 斷路器動作時序以及分合閘情況

2.3 存在問題及整改建議

經過梳理，同步對照配電自動化開關整定原則以及動作邏輯分析，發現小電流選線跳閘時間設置不合理，未考慮與10 kV廣董線#29桿配電自動化開關Y時限進行邏輯配合，即：110 kV芒嶺變小電流選線跳閘時間10 s大于電壓-時間型配電自動化開關Y時限7 s，在Y時限內無法形成有效閉鎖，造成故障點即使在#29桿后段仍無法進行故障閉鎖以及隔離。建議調整110 kV芒嶺變小電流接地選線裝置跳閘時間，由10 s調整為5 s，按照《云南電網配電網繼電保護運行整定指導意見（2021版）》開展整定，使其滿足配電自動化邏輯動作Y時限的要求，整條線路形成有效、合理的邏輯配合，準確隔離故障區域。

3 誤閉鎖實例分析

3.1 基本概況

10 kV南京里線長30.30 km，掛接配變47臺，主干線#33桿、#67桿、#85桿為配電自動化開關且設置為電壓-時間型；變電站側10 kV南京里線配置三段式過流保護、重合閘以及小電流選線跳閘等常規功能，主要保護定值詳見圖7所示。

圖7 10 kV南京里線故障示意圖

經過巡視發現，10 kV南京里線故障：#94桿至#95桿之間線路有樹木搭線，如圖7所示。

3.2 故障過程及動作原理分析

第一過程：2022年4月11日18時07分18秒左右，10 kV南京里線#94至#95桿之間有樹木搭線，導致變電站側過流Ⅰ段保護動作，此時線路全線失壓，18時07分24秒10 kV南京里線#33桿、#67桿、#85桿G01斷路器失壓分閘。

第二過程：經重合閘延時后，18時07分26秒10 kV南京里線重合閘動作成功，線路前段帶電。經過X時限延時，18時07分59秒#33桿G01斷路器得電保持X時限后開關得電合閘；18時08分08秒#67桿G01斷路器得電保持X時限后開關得電合閘；18時08分17秒#85桿G01斷路器得電保持X時限后開關得電合閘，在Y時限內未失壓。

第三過程：18時08分41秒故障點處的樹木再次搭接線路，變電站側過流Ⅰ段動作跳閘，18時08分47秒10 kV南京里線#33桿、#67桿、#85桿G01斷路器失壓分閘。

第四過程：經重合閘延時動作后，線路前段帶電。18時09分22秒10 kV南京里線#33桿G01斷路器得電合閘；18時09分31秒#67桿G01斷路器得電合閘；18時09分40秒#85桿G01斷路器得電合閘，合到故障點且在Y時限內失壓（變電站側出口斷路器跳閘），于18時09分41秒立刻分閘并觸發電源側正向閉鎖信號；18時09分46秒10kV 南京里線#33桿、#67桿G01斷路器失壓分閘，同時#33桿、#67桿、#85桿G01斷路器滿足連續分閘閉鎖條件（5 min內連續分閘3次），因此觸發斷路器閉鎖信號。配電自動化開關閉鎖信號如圖8所示。

圖8 閉鎖合閘SOE記錄

綜上所述，為便于讀者理解整過動作過程，將各過程動作時間、斷路器分合閘動作情況整理為表2，供參考。

表2 斷路器動作時序以及分合閘情況

3.3 存在問題及整改建議

經過分析發現，10 kV南京里線發生間歇性、重復性故障，導致#33桿、#67桿配電自動化開關出現誤閉鎖的情況，擴大故障停電范圍，存在以下問題：

1）#33桿、#67桿、#85桿G01斷路器僅投入合到零壓閉鎖功能、未投入合到故障快速閉鎖功能，即：在發生相間故障時，需變電站跳閘切除故障，會造成非故障區段的開關多次分閘，最終觸發連續分閘閉鎖功能。

2）#33桿、#67桿、#85桿G01斷路器未投入短時失壓分閘閉鎖功能。當線路末端發生故障后，非故障區段開關第一次得電合閘且走完Y時限后進入短時失壓分閘閉鎖狀態，可以避免非故障區段的開關不必要的分閘、合閘。

3）#33桿G01斷路器的Y時限為9 s，與#67桿G01斷路器的X時限9 s邏輯不配合，即：當#33桿故障確認完畢，#67桿就已經得電合閘，兩者剛好在時間“臨界點”同時完成故障確認以及得電合閘動作，若故障點在#67桿后段，極有可能會造成開關誤閉鎖。

建議整改措施：

1）#33桿、#67桿G01斷路器投入合到零壓閉鎖功能、投入合到故障快速閉鎖功能、投入短時失壓分閘閉鎖功能。

2）調整#33桿G01斷路器Y時限，由9 s調整為7 s。

4 結束語

隨著配電自動化開關在10 kV配網線路的廣泛應用，會帶來一些可能未曾接觸過的新問題，雖然目前不能窮盡可能出現的所有問題，但是作為專業技術人員應該充分吃透配電自動化開關整定原則，理解動作原理，進一步糅合配網繼電保護的相關要求，使之完全配合，形成清晰的邏輯路線，才能做到準確隔離故障點，有效杜絕誤閉鎖，快速恢復非故障區域供電，不斷提升供電可靠性。