一起配电自动化设备动作逻辑错误的案例分析

杜 冲，邱 韬

（1. 云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心，云南 昆明 650011；2. 云南电网有限责任公司曲靖供电局，云南 曲靖 655000）

目前，10 kV 配电网中，架空、混架线路主要采取“就地控制的电压时间型+故障指示器”模式开展配电自动化建设[1]。

在建成投运的馈线自动化线路中，由于设备硬件、软件原因出现一系列自动化断路器故障。本文结合一起配电网自动化断路器故障缺陷对自动化断路器软件程序设置不合理进行分析，并提出改进方案。

1 线路运行方式

10 kV大营线由10 kV望海开闭所作为电源点供电，在#81 杆、#119 杆设2 台主干分段断路器，在#108.8杆、#131.6杆设分支分界断路器，在#147杆断路器（常开）与10 kV玉光线联络，其结构如图1所示。自动化断路器主要定制设置如下：

图1 10 kV大营线结构示意图

主干首台分段断路器得电合闸X延时设为270 ms，故障检测Y 时限设为70 ms，失压分闸Z 延时设为55 ms；主干其他分段断路器得电合闸X 延时设为90 ms，故障检测Y 时限设为70 ms，失压分闸Z 延时设为55 ms。[3]

分支分界断路器速断保护定值设为4.2 A，速断保护定时设为0.1 s；零序一段定值设为2 A，零序一段定时设为0.1 s；重合闸次数设为1次。

联络断路器仅投入“三遥”功能。

2 故障动作过程

2019年7月21日系统发生接地故障，控制器正确执行了保护跳闸和重合闸功能，7 月24 日系统再次发生接地故障，控制器只执行了保护跳闸，未执行重合闸功能。

2019年7月21日15:10:03，控制器执行重合闸，开关合闸；重合闸动作信号未复归，且出现闭锁重合闸信号；但重合闸闭锁信号及重合闸动作信号未复位。

3 零序电流保护功能

零序电流保护可设置零序I 段、II 段，动作电流和动作时限均可以根据须求设定。

整定范围：定值0～60000 mA（二次值），最小步长10 mA；延时0～600000 ms，最小步长10ms。

维护软件配置时投入：零序电流检测；零序过流跳闸；过流信号上报；故障事项COS/SOE表示[5]。

零序电流保护可选择跳闸和越限告警。

零序电流保护功能时序图如图2所示。

图2 零序电流保护功能时序图

4 故障动作分析

2019 年7 月21 日，#108.8 杆断路器在重合闸动作后，整组复归时间（60 s）内，系统再次产生瞬时（5 ms）的三相过流、零序过流、过电压、零序电压中的任意一种故障，该故障时间（5 ms）小于整定时限（0.1 s），控制器终止整组复归功能。

由于闭锁重合闸功能及重合闸动作信号未复位，2019年7月24日系统接地故障后控制器只执行保护跳闸功能，未执行重合闸功能，如表1所示。

表1 控制器7月24日SOE信息表

5 问题解决方法

方法一：允许瞬时故障。在终端控制程序中删除原有重合闸再次故障整定时限，编入合闸成功后启动短时闭锁失压分闸判断逻辑语言，这样便可规避断路器重合闸动作后出现瞬时故障，控制器终止整租复归。

方法二：不允许瞬时故障。修订重合闸再次故障整定时限为1 ms（控制器最小控制时间步长），并编入合闸成功后启动短时闭锁失压分闸判断逻辑语言。

6 结束语

对于馈线自动化线路分支分界断路器保护，重合闸功能能否成功动作，可靠性显得十分重要。通过对控制器程序修改完善，将断路器重合闸功能根据线路实际运行情况正确配置，有效保证了配电网安全运行。