徐鹏

（广东电网有限责任公司阳江供电局 广东省阳江市 529500）

1 引言

随着社会发展和国家政策的落实，农村的经济建设快速发展和人民生活水平的不断提高，对电网建设及供电可靠性提出了更高的要求，配网自动化技术隔离故障区域，恢复非故障区域快速复电得到越来越广泛应用[1-5]。但配网实际运行的“电压时间型”或“电压电流型”自动化开关往往需要站端开关两次重合才能隔离故障[6-7]。目前广东片区正有序开展小电阻接地系统改造，而农村片区电网改造相对滞后，大部分农村电网仍采用的是消弧线圈接地系统。根据实际运行情况，配网故障主要是接地故障[8]。在消弧线圈接地系统下，接地故障时配网10kV 出线开关往往无法重合，大大限制了配网自动化开关隔离接地故障的成效。

2016年以来，广东电网公司开始大力推广配网自动化建设,大量采用就地型馈线自动化负荷开关和自动化断路器，负荷开关具备三遥功能和电压时间型逻辑功能[9]，自动化断路器则同时具备三遥功能、逻辑功能及常规保护功能。本文结合线路实际运行的自动化开关，针对消弧线圈接地系统隔离接地故障的难题开展深入分析，提出“零压分闸”快速复电机制，通过实际运行案例证明其方法有效。

2 自动化功能属性及配置

目前配网自动化开关具备三遥功能，即遥控、遥测、摇信。而逻辑功能则具备“上电合闸、失压分闸”属性，即开关感受电压后，则自动延时合闸，失去电压后，则自动延时分闸[10-15]。通过时间逻辑判断在合闸一瞬间是否有故障，来锁定故障范围。而常规保护则包含速断、过流、零序三种功能[16]。一般逻辑功能和保护功能不能兼用，否则可能出现逻辑紊乱。

从目前自动化开关在广东农村线路的应用来看，大体分为三种类型，类型一：部分线路无论主干层还是分支层，全部采用负荷开关；类型二：部分线路主干层全部为负荷开关，分支层首台开关为断路器，分支层后段配有负荷开关。类型三：线路全部采用断路器，但断路器同时配置了逻辑功能和常规保护功能，但主干层采用逻辑功能，分支层首台开关采用保护功能，分支层后段开关采用逻辑功能。

3 零压分闸原理及应用

零压定值定义：开关合闸时，零序电压达到设定值，当零压分功能投入时，则开关分闸且闭锁。

图1：自动化线路类型一分布图

图2：自动化线路类型二分布图

图3：自动化线路类型三分布图

针对广东农村地区不同类型的配网自动化线路，本文将分开讨论零压分闸技术的应用。如图1所示的线路，F1、F2、F3、F4 开关均为负荷开关时，配置逻辑功能。当配网10kV 线路接地发生在开关F3 与F4 之间时，电站开关选线动作，则线路各级自动化开关（F1、F2、F3、F4）均失压跳闸。供电所经过初巡，判断线路不存在断线的情况下，向调度申请重合站内开关，而线路自动化开关按整定的延时时间（一般为7 秒）逐一合闸。首先开关F1 感受到电压后延时合闸，经过故障判断时限后，站内开关未检测到故障，则开关F2 合闸。由此类推，当合闸到开关F3 的一瞬间，因接地故障仍存在，F3 开关在合闸后的“零压定值”时限内感受到零压，“零压分闸”功能起作用，在设定的时限内F3 开关分闸且闭锁，由此隔离了接地故障，避免了站端开关再次选线动作。

图4：配网自动化隔离接地故障数据

如图2所示的线路，F1、F2、F3 开关均为负荷开关，配置逻辑功能；K1 开关为断路器，同时具备逻辑功能和常规保护功能，但在功能选取时只取其常规保护功能。当配网10kV 线路接地发生在开关F3 后段时，K1 断路器开关零序动作，则线路F3 开关同步失压跳闸。当断路器K1 零序重合时，F3 开关延时合闸，合闸一瞬间F3 开关“零压定值”时限内感仍受到零压，因“零压分闸”功能起作用，F3 开关在设定的时限内分闸，而开关K3 重合成功，F3开关则隔离了接地故障，缩小了停电范围。

如图3所示的线路，开关K1、K2、K3、K4 均为断路器，同时具备逻辑功能和常规保护功能。开关K1、K2、K4 取逻辑功能，退出保护功能；开关K3 取常规保护功能，退出逻辑功能。当配网10kV 线路接地发生在开关K4 后段时，K3 断路器开关零序动作，则线路K4 开关同步失压跳闸。当断路器K3 零序重合时，K4 开关延时合闸，合闸一瞬间K4 开关“零压定值”时限内感仍受到零压，K4 开关因“零压分闸”功能起作用，在设定的时限内分闸，开关K3 重合成功，K4 开关隔离了接地故障，缩小了停电范围。

4 “零压分闸”技术小结

零压分闸技术应用也存在一定的局限性。一方面线路自动化开关存在误将瞬间故障隔离成永久故障的情况。当线路出现瞬间故障时，电站开关动作并重合成功，线路开关逐级延时合闸，可能存在某自动化开关因合闸瞬间感受到零压而分闸闭锁，错误地将瞬间故障隔离成了永久故障；另一方面间歇性接地故障可能出现隔离不成功的情况。当线路避雷器或隔离刀闸上引线出现脱落情况时，风吹造成引线摆动，形成间歇性接地故障。此时线路自动化开关合闸的一瞬间不一定能感受到零压，造成永久故障无法及时隔离。

5 实例应用

如图4所示，以广东某县局配网自动化运行为案例，以电站开关跳闸为统一指标口径，超过15 分钟未送电，则认为故障。2016年配网接地故障67 条次，利用强送等手段，成功隔离接地故障16条次，隔离接地故障率为23.8%，2017年配网接地故障为73 条次，成功隔离接地故障18 条次，隔离接地故障率24.65%。2018年配网接地故障98 回，成功隔离接地故障36 条次，隔离接地故障率为36.8%。2019年该局因为有电站开展了小电阻接地系统改造，该数据不具备同类可比性。根据该局运行情况对比分析，证明配网自动化“零压分闸”功能确在消弧线圈系统中隔离接地故障有一定成效。

6 结论

本文针对消弧线圈接地系统配网自动化开关无法有效隔离故障的现状，提出了基于“零压分闸”功能技术的研究与应用。针对不同类型开关，不同开关分布情况，分三类讨论了“零压分闸”隔离接地故障的机制和应用的局限性，结合实际案例，证明了配网自动化“零压分闸”功能在消弧线圈接地系统中有一定成效，解决了消弧线圈接地系统配网自动化开关不能有效发挥实际作用的难题。