不同方式下“低气压闭锁重合闸”回路分析

胡 帅，叶 颖，马 涛，李志豪

（1.国网新疆电力科学研究院，乌鲁木齐 830011；2.特变电工中发上海高压开关有限公司，上海 201499；3.国网新疆检修公司，乌鲁木齐 830002）

0 引言

线路重合闸方式与电网运行方式、线路电压等级、传输方式有关。根据电网运行要求，在线路重合闸方式确定后，当外围断路器控制回路发生改变时，相应的重合闸闭锁回路也应随之调整。

《Q/GDW 10766—2015 10 kV～110（66）kV线路保护及辅助装置标准化设计规范》和《Q/GDW 1161—2014线路保护及辅助装置标准化设计规范》分别规定了110（66）kV及以下和220 kV及以上电压等级的线路保护等装置的技术原则和设计准则。虽然在这2个设计规范中线路保护的开关量输入均设立有“闭锁重合闸”和“低气压闭锁重合闸”，但考虑不同电压等级断路器的控制回路不同，2个设计规范中均未对涉及断路器控制回路与保护装置“低气压闭锁重合闸”回路的配合进行详细阐述[1-2]。围绕重合闸放电条件并结合不同类型断路器的性能参数、控制方式，对断路器机构闭锁实现方法及保护中“低气压闭锁重合闸”信号接入的问题展开讨论分析。

1 “低气压闭锁重合闸”回路现状

对于220 kV及以下电压等级的线路，其重合闸功能一般集成在线路保护装置中[3]。330 kV及以上电压等级的线路，其重合闸功能集成在各断路器保护中。各电压等级集成重合闸功能的保护装置均需考虑与本间隔断路器控制回路配合来实现闭锁重合闸。目前，保护装置中“低气压闭锁重合闸”回路主要由断路器本体相关继电器的辅助接点（如SF6气压低、弹簧未储能、断路器油压低闭锁重合闸）直接接入到线路保护或断路器保护装置“低气压闭锁重合闸”开关量输入端子来实现。

在无统一设计标准的情况下，断路器厂家和设计院关于断路器控制回路和保护闭重回路的配合存在以下问题：断路器机构闭锁回路设计不合理；保护中“低气压闭锁重合闸”外接信号选取不合理。

2 对“低气压闭锁重合闸”回路的分析

保护中“低气压闭锁重合闸”回路与断路器机构闭锁回路相互配合，共同完成断路器闭锁重合闸的动作效果。两者虽然侧重点不同，但闭锁逻辑联系紧密。断路器机构闭锁回路是考虑断路器动作前不满足绝缘和机械性能而设置的断路器分、合闸控制回路闭锁，“低气压闭锁重合闸”回路则是在断路器机构闭锁回路的基础上，考虑断路器无法完成O-0.3-CO顺序操作而设立的重合闸放电回路。因此，对于“低气压闭锁重合闸”回路的分析必须先考虑断路器机构闭锁回路的实现方法，再讨论“低气压闭锁重合闸”回路设计方式。断路器机构闭锁按照绝缘和机械性能的要求可分为工作介质闭锁和操作动力闭锁[4]。

2.1 考虑工作介质闭锁下的“低气压闭锁重合闸”回路设计思路

工作介质闭锁即气压闭锁。当气体泄露或液化时，气体密度继电器动作并接通断路器控制回路中的SF6低气压继电器。低气压继电器辅助接点用于本体告警、对外发信以及闭锁分、合闸控制回路。《GB 7674—2008额定电压72.5 kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备》中规定气体监视装置必须提供至少2段报警水平[5]，如“SF6压力低告警”“SF6压力低禁止操作”。可知，当SF6气压降低至闭锁值以下时，断路器禁止分、合动作。

不同电压等级断路器的动作方式不同，气压闭锁断路器控制回路的实现方式也不相同。110 kV及以下线路断路器为三相联动断路器。SF6气体密度继电器接点重动断路器控制回路中SF6低气压继电器，低气压继电器常闭辅助接点串接到断路器分、合控制回路负电端即可实现气压闭锁。SF6低气压继电器辅助接点同时完成本体告警和对外发信。

对于各电压等级电缆线路，因保护中多采用停用重合闸，所以外部重合闸放电条件不再被考虑。对于110 kV及以下架空线路，保护中一般整定为三相重合闸，即线路中发生任何故障保护装置三相跳闸后再重合。当断路器分、合闸控制回路被气压闭锁后线路发生故障时，无论“SF6气压低”信号是否接入保护装置，断路器均会拒动。虽然“SF6气压低”信号可使重合闸放电，但断路器在无法分、合的情况下实现重合闸，放电仅增加了保护动作报文的信息量。因此，110 kV及以下线路断路器“SF6气压低”信号可不接入保护装置。

220 kV及以上线路断路器为分相操作断路器，各相断路器分别装设相应的气体密度继电器。多数断路器厂家为节约生产成本，采用三相气体密度继电器接点并接后重动SF6低气压继电器去断开分、合闸控制回路的方式来实现气压闭锁。这种气压闭锁方法在单相断路器SF6气压降低后会出现三相断路器拒动的情况并且存在扩大停电范围的风险。为避免断路器单相SF6压力异常影响其他相正常运行，SF6气体密度继电器辅助接点可分别重动各相SF6低气压继电器来实现气压闭锁。三相SF6低气压继电器辅助接点并联后提供本体告警和对外发信[6-7]。

220 kV及以上架空线路重合闸方式一般整定为单相重合闸。以变电站M和变电扎N之间的线路MN为例，在单侧断路器“SF6气压低”信号接入和不接入本侧保护装置2种情况下，分析单侧断路器某相SF6压力降至闭锁值后发生线路故障两侧保护的动作行为。设线路单相重合闸时间为1.3 s，故障持续时间为1 s，失灵保护动作时间0.4 s。

假设一：M侧断路器“SF6气压低”信号不接入保护装置和接入保护装置2种情况时，M侧A相断路器SF6气压降至闭锁值且线路A相瞬时接地故障，N侧断路器SF6压力均正常。

图1（a）中M侧断路器SF6压力降低仅作用于闭锁断路器机构控制回路，未使重合闸放电。在线路发生单相瞬时接地故障后，t1时刻光纤差动保护动作，保护正确选相跳闸，最终M侧A相断路器拒动而N侧断路器正常跳开。图1（b）中M侧断路器SF6气压降低至闭锁值致使重合闸放电。在发生单相瞬时接地故障后，t1时刻差动保护动作并沟通三跳。因上述2种情况下气压降低相断路器均拒动，所以，t2时刻M侧都会启动失灵保护，t3时刻N侧在收到对侧远跳信号后保护动作跳开本侧断路器。图1（a）中t1—t2时刻，M和N侧均会出现短时电压和电流波动，持续时间大约为390 ms，持续时间较短不会引起线路或主变零序过流保护动作，文中论述不再考虑。图1（c）表明2种情况下两侧保护动作时序相同，虽然断路器动作情况不同，但是通过对比保护动作时序不难发现保护装置接入“SF6气压低”信号前后的故障切除时间没有差别。

图1 假设一中两侧断路器的动作行为和保护动作时序

假设二：M侧断路器“SF6气压低”信号不接入保护装置和接入保护装置2种情况时，M侧A相断路器SF6气压降至闭锁值且线路另外两相中任一相发生瞬时接地故障，如B相瞬时接地故障，N侧断路器SF6压力均正常。

图2（a）中线路MN发生故障后t1时刻保护即正确选相跳闸，t2时刻重合闸动作。图2（b）中因M侧A相断路器控制回路气压闭锁和保护中重合闸已放电，在线路两侧差动保护动作后M侧非全相运行。在保护跳闸且持续满足零序电流定值时，t2时刻M侧失灵保护动作，t3时刻N侧远跳保护动作。可见在该情景下，保护装置不接入“SF6气压低”信号在线路故障后可以恢复正常供电，反而保护装置接入“SF6气压低”信号会导致本线路停电并扩大停电范围。

图2 假设二中两侧断路器的动作行为和保护动作时序

假设三：M侧断路器“SF6气压低”信号不接入保护装置和接入保护装置2种情况时，M侧A相断路器SF6气压降至闭锁值且线路任意两相相间故障，如BC相间短路故障，N侧断路器SF6压力均正常。

无论“SF6气压低”信号是否接入保护装置，发生线路相间短路故障时，两侧保护装置均三相跳闸。因2种情况下M侧A相断路器都会拒动，在差动保护动作经0.4 s延时后M侧失灵保护动作,并与对侧远跳保护配合隔离故障点。可见，在线路发生相间故障时，保护装置接入“SF6气压低”信号前后的故障切除时间没有差别。

对以上3种假设情景的故障切除时间进行对比，如表1所示。

表1 不同情景下线路故障切除时间

通过3种假设情景可发现，线路断路器“SF6气压低”信号接入保护装置前后的故障切除时间没有明显的差别，但信号不接入保护装置在某些情况下可以恢复线路供电。

综合以上分析可以得出：

（1）110 kV及以下线路断路器工作介质闭锁只需SF6气压低继电器辅助接点串接到分、合控制回路负电端即可，“SF6气压低”信号可不接入到线路保护“低气压闭锁重合闸”开关量输入。

（2）220 kV及以上线路断路器工作介质闭锁由各相SF6气压低继电器辅助接点分别接入对应相的分、合闸控制回路来实现。线路断路器“SF6气压低”信号也不需再接入保护“低气压闭锁重合闸”开关量输入。

2.2 考虑操作动力闭锁下的“低气压闭锁重合闸”回路设计思路

操作动力闭锁即储能方式闭锁。目前断路器多采用弹簧储能和液压储能2种类型的断路器。操作动力闭锁据此可分为弹簧储能闭锁和液压储能闭锁[8]。

弹簧储能断路器依靠合闸后的弹簧位置行程开关来反应储能是否完成。断路器在合闸后合闸弹簧的能量一部分用来合闸，另一部分用来给分闸弹簧储能[9-10]。若储能不到位则行程开关机械接点不动作，同时断开合闸控制回路并发出“储能未完成”信号。断路器合闸后储能不到位意味着断路器已完成分闸弹簧储能的同时合闸弹簧储备操作功不足，不能完成下一次断路器合闸操作。

110 kV及以下线路断路器为三相联动断路器，断路器合闸弹簧行程开关的辅助接点直接接入合闸回路负电端即可实现“储能未完成”闭锁断路器合闸回路。“弹簧未储能”信号由相同类型辅助接点发出。

110 kV线路多采用三相重合闸。若断路器“储能未完成”信号不接入保护装置且断路器储能电机故障，此时线路发生故障，线路断路器正常跳闸且重合闸动作，但因断路器合闸回路已断开，实际断路器不能完成重合而处于分闸状态。若断路器“储能未完成”信号接入保护装置且断路器储能电机故障时线路故障，在断路器跳开后因重合闸被放电而断路器不再合闸。可见2种情况下，断路器的最终状态都是分位，“储能未完成”信号接入保护装置仅增加了保护报文信息量。因此，110 kV及以下弹簧储能线路断路器“储能未完成”信号可不接入保护装置。

220 kV及以上断路器为分相断路器。鉴于当各相断路器合闸弹簧行程开关若只闭锁本相合闸控制回路时，存在三重方式下线路故障后重合闸动作而线路非全相运行现象。所以，储能闭锁方式采用各相断路器合闸弹簧行程开关常闭辅助接点串接后接入总合闸回路负电端来实现较为合理。“弹簧未储能”信号由各相断路器合闸弹簧行程开关辅助接点并接后发出[11]。

220 kV线路多采用单相重合闸方式。若“弹簧未储能”信号不接入保护装置，某相断路器储能电机故障且该相发生单相接地故障，则断路器正常跳开而无法完成重合，线路将非全相运行随即三相不一致保护动作。若“储能未完成”信号接入保护装置后发生线路故障，则保护可以通过“沟通三跳”快速切除故障避免线路非全相运行。因此，220 kV及以上弹簧储能断路器的“储能未完成”信号必须接入保护装置“低气压闭锁重合闸”。

液压储能断路器的储能机构多采用ABB公司HMB系列的储能原理，依靠油泵打压驱使碟簧完成分、合闸操作[12]。碟簧行程即反应液压储能情况，根据碟簧行程开关位置断路器中分别设置“低油压闭锁重合闸”“低油压闭锁合闸”“低油压闭锁分闸”。在碟簧一次储能为额定值后可以连续操作数次直至压力依次降低为闭锁重合闸、闭锁合闸、闭锁分闸[13-15]，如图3所示。液压储能断路器在漏油或因油泵打压故障造成压力降低后，行程开关接点相继动作去接通低油压闭锁重合闸继电器、低油压闭锁合闸继电器和低油压闭锁分闸继电器。低油压合、分闸闭锁继电器动作后其串接在合、分闸控制回路的常闭接点打开，断路器合、分闸操作被闭锁，同时断路器发出“低油压闭锁重合闸”“低油压闭锁合闸”“低油压闭锁分闸”信号[16]。

图3 液压储能断路器油压趋势

当断路器油压降低到闭锁重合闸值以下和闭锁合闸值以上时，断路器液压储能不满足完成一次O-0.3-CO动作所需操作功，也意味着断路器在事故分闸后不能再接受保护装置的重合指令。因此，断路器“低油压闭锁重合闸”信号应接入保护装置以避免断路器储能不足时再次重合。当断路器油压继续下降时，断路器在完成一次分闸后合、分闸控制回路会被相继闭锁。

3 综合分析

3.1 “低气压闭锁重合闸”回路接线方式

根据以上对保护装置动作情况、断路器机械性能的分析，确定以下机构闭锁和“低气压闭锁重合闸”回路的接线方式：

（1）110 kV及以下线路断路器工作介质闭锁只需SF6低气压继电器辅助接点串接到分、合控制回路负电端。220 kV及以上线路断路器工作介质闭锁由各相SF6低气压继电器辅助接点分别接入对应相的分、合闸控制回路。各电压等级线路断路器“SF6气压低”信号不需接入保护装置中“低气压闭锁重合闸”开关量输入。

（2）110 kV及以下弹簧储能断路器的合闸行程开关辅助接点串接入本断路器的合闸控制回路负电端。220 kV及以上弹簧储能断路器各相合闸行程开关辅助接点串接后接入本断路器的合闸控制回路负电端。110 kV及以下弹簧储能断路器“储能未完成”信号可不接入保护，220 kV及以上弹簧储能断路器“储能未完成”信号必须接入到保护装置“低气压闭锁重合闸”开关量输入。液压储能断路器的低油压闭锁合闸继电器、低油压闭锁分闸继电器辅助接点分别闭锁断路器合、分闸控制回路。低油压闭锁重合闸继电器辅助接点必须接入保护装置中“低气压闭锁重合闸”开关量输入。

3.2 不同重合闸方式对“低气压闭锁重合闸”回路接线方式的影响

110 kV及以下线路多采用三相重合闸或停用重合闸。无论保护装置采取何种重合闸方式，在SF6低气体继电器辅助接点断开断路器分、合闸控制回路后线路发生故障时，断路器均拒动且不存在重合的可能。因此，110 kV及以下线路闭重接线方式不受重合闸整定方式影响，220 kV及以上线路多采用单相重合闸、三相重合闸或停用重合闸。无论保护装置采取何种重合闸方式，SF6气压降低相断路器在线路发生故障后均会拒动，线路故障点最终都需要依靠本侧失灵保护和对侧远跳保护配合来进行隔离。因此，220 kV及以上线路闭重接线方式也不受重合闸整定方式影响。

110 kV及以下线路弹簧储能断路器的“储能未完成”信号只闭锁断路器合闸控制回路。无论重合闸整定方式如何，当断路器“储能未完成”且线路发生故障时，断路器跳开后无法完成合闸。无论220 kV及以上线路重合闸采用为单重或三重方式，在断路器“储能未完成”时发生线路故障，保护均沟通三跳。因此，弹簧储能断路器的“储能未完成”闭重接线方式不受重合闸整定方式影响。

液压储能断路器的“低油压闭锁重合闸”信号闭锁保护装置重合闸功能。无论何种重合闸整定方式，断路器发出“低油压闭锁重合闸”信号后保护装置中重合闸功能均被闭锁。因此，液压储能断路器的“低油压闭锁重合闸”闭重接线方式不受重合闸整定方式影响。

4 结语

重合闸对于保证电网安全稳定运行具有积极的意义，一旦重合闸功能被不正确闭锁，停电范围将会扩大。在详细分析断路器机械性能以及机构闭锁后保护可能出现的动作情况，提出了断路器机构闭锁实现方法并明确了保护装置中“低气压闭锁重合闸”开关量输入应该接取的断路器信号。