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一起配网自动化故障定位失败的原因分析及解决方法卢思缴 摘要：本文通过对一起配网自动化故障定位失败事件分析，剖析了配网保护的现状及存在问题，提出了解决这些问题的有效方法。关键词：配网自动化、保护、故障定位引言：4月2日，我局某变电站F23岗吉一线站内开关跳闸，后经查线发现故障点位于线路末端城市广场一期公用柜后段电缆。而位于前端的四个自动化开关均未发信或跳闸（其中城市广场#1智能柜#2开关、城市广场#3智能柜#2、#3开关为自动化负荷开关，城市广场#1智能柜#4开关为自动化断路器）。为了查清楚这4个自动化开关未能正确故障定位的原因，我们对这次故障定位失败事件进行了深入的调查和分析。??????? 经与变电沟通调取站内开关动作信息发现，站内开关为过流保护动作，过流保护定值为600安，0.9秒。上述4个站外自动化开关的保护装置均未检测到故障。城市广场#1智能柜#4开关（断路器）过流定值为650安，0.7秒；其他三个开关（负荷开关）过流定值为800安，0.05秒。由此分析，可能是正好故障为非金属性相间短路，电流正好处在600安至650安之间，所以站内开关启动并经延时出口跳开开关，而站外开关，由于未达到设定定值，未检测到故障，所以未动作。又或者电流正好处在600安至650安之间的时间较长，就算故障末期故障电流超过了650安而启动了站外开关的保护，由于站内开关保护先启动，提前跳开了站内开关，站外开关由于延时未到，未出口就返回了。当然，上述的电流值只是一个理论值，实际应用中，由于站内外两级开关的CT存在误差，此失配区间有可能更大。1、现状分析：为什么站外开关与站内开关的过流保护会存在保护配合的失配区间呢？其实这种设置也是没办法的办法，是由一些特殊原因造成的，既有电网现状问题也有配网自动化改造初期指引及经验不足问题，主要包括以下几个方面：??????? 首先，我局大部分变电站都采用过流电流定值为720安，只有少数变电站受CT、刀闸等设备影响还在采用600安甚至400安作为过流电流定值。当遇到站内采用600安或400安的定值时，如果要完全与站内定值配合，站外就必须按照站内定值除以一个安全系数后的定值来设定。但是这样设置会存在两个问题，一方面定值太低有误动风险（后面详细讨论），另一方面由于站外线路的运行方式经常改变，如果不统一标准整定的话，线路转电后，各站外开关之间的定值将无法配合非常混乱。因此为了统一管理及考虑到负荷转供，将站外开关都进行了统一原则整定，使其规则清晰及方便管理。??????? 其次，由于配电网建设的滞后，变电站、线路路径建设受阻，用电需求的猛增，线路所带配变容量一直居高不下。同时，在运行中由于配合检修经常会有额外的负荷转入。这些都导致了线路所带变压器容量非常大，造成线路充电时的自启动电流会超过过流保护的定值而造成误动。按照我局配网继电保护整定原则测算，当线路容量达到6000千伏安时，过流保护的电流计算值就达到了650安[1]。但是，我们的线路平均带变压器容量都已经达到8000千伏安，超过12000千伏安的线路都普遍存在。所以在带这么高变压器容量的情况下，躲过自启动电流也成了过流保护要考虑的问题。在考虑了躲过自启动电流的影响的情况下，第一级开关过流保护的电流值设为650安还是基本可靠的，如果电流设定值再降低或者线路容量超大（如超过15000千伏安）的话就存在自启动电流冲跳开关的风险。基于这一点考虑站外第一级开关过流保护电流定值不敢低于650安。??????? 再次，自动化负荷开关由于只发信不跳闸，所以在自动化改造初期，经过一段时间的摸索和经验总结，最后决定设定了一个很小的延时0.05秒，为了配合这个小延时，估算了一个800安的电流值[2]。在过去的几年这个定值基本能够维持自动化系统的正常运转，但是随着时间的推移，也不断的暴露出失配的问题，需要进行相应的调整。??????? 由以上分析可知，正是因为部分站内开关过流定值低及站外配变容量太大的原因，我们无法将站外开关过流定值再降低，否则会经常出现线路误跳造成混乱。这是一个非常矛盾的问题，也就是为什么站内开关整定了600安，而站外断路器却整定了650安及站外自动化负荷开关整定了800安，之间留下一段失配区间的原因。这种状况已经延续了很长一段时间，在配网自动化初期的摸索阶段还是起到了很重要的作用，但是随着电网发展及供电可靠性要求越来越高的形势下，有必要找出更好的方法来解决此问题，提高供电可靠性。2、解决方法：根据以上分析，要想解决这些问题，可以考虑采用以下几个方法：1、根本解决办法是将站内开关的一次设备进行改造，使刀闸、CT等一次设备的额定电流都高于720安，这样就能统一720安作为站内开关过流保护的电流定值，但是这种改造涉及到资产净值率及改造周期等等影响，只能作为长远计