一种电压时间型负荷开关馈线自动化功能模拟验证方法

Qiye Keji Yu Fazhan
0序言
负荷开关馈线自动化功能设置及动作逻辑正确与否，是配网故障区域能否正确隔离、非故障区域能否快速复电的关键，直接影响配网供电的可靠性。

馈线自动化设备投运后，几乎没有机会将整条线路停电，验证其自动化功能的正确性，所以在自动化终端及负荷开关安装前，全面、完整地对其进行功能逻辑验证显得尤为重要。

现有验证措施基本上都是采用软件仿真或注入信号源的方式，间接验证自动化终端逻辑正确性，存在不够直观、过于复杂和需要外接测试设备配合的问题，特别是缺少对负荷开关进行整组传动功能试验，没有完整验证自动化终端采样、闭锁、分合闸输出等功能，不能解决我们提出的问题[1]。

我们亟待研究一种方法，在馈线自动化设备安装前，将所有待安装自动化终端与负荷开关有效结合，模拟线路各区域故障，观察负荷开关的动作情况，从而直观地判断自动化终端的动作逻辑、设置、采样、闭锁、分合闸输出等是否满足运行要求，检查负荷开关本身是否存在缺陷。

同时，要求该方法简单可行、易于操作。

1试验方法
本方法利用负荷开关的一次动、静触头将电压源的输出电压进行传导和断开，完全真实地模拟了设备安装后，负荷开关动作导致电压变化的实际情况（如图1所示）。

试验接线方法介绍：先将所有负荷开关及其控制终端按照实际一次接线方式（以图1所示一次接线方式为例）放置在可视范围内，并将其一次触头进、出线依次（只需其中一相）连接，再将所有自动化终端的电压N 相短接，使用1个电压源、2个空开或刀闸、少量试验线按照图2进行连线，用空开或刀闸A 模拟1DL ，空开或刀闸B 模拟2DL ，对自动化终端进行正确
设置，模拟不同区域故障，判断负荷开关动作是否正确。

2故障模拟过程
2.1模拟A 变电站1D L 与分段开关C 071之间线路
故障
实际动作逻辑[2]：A 变电站出口断路器1DL 快速跳闸，C071、C072失压跳闸，经重合闸延时后，1DL 重合于故障再次跳闸，C071感受瞬间冲击电压闭锁，将故障点隔离；C010在C072跳闸后，A 侧失压合闸计时启动，经整定延时后合闸[3]，C072感受B 侧有压经整定延时合闸，C071在闭
【作者简介】朱皓，男，硕士，六盘水供电局高级工程师，从事继电保护及配网自动化安装、调试、维护工作；赵圆圆，女，本科，六盘水供电局助理工程师，从事配网运检及配网自动化技术管理工作；黄力，男，大专，六盘水供电局高级工程师，从事继电保护及直流电源系统安装、调试、维护工作；王磊，男，本科，六盘水供电局工程师，从事继电保护及配网自动化安装、调试、维护工作；黄松，男，本科，六盘水供电局助理工程师，从事配网运检及配网自动化技术管理工作；刘志斌，男，本科，六盘水供电局助理工程师，从事计量运维及配网自动化安装、调试、维护工作；郭丽，女，六盘水供电局工程师，从事供电可靠性管理工作。

一种电压时间型负荷开关馈线自动化功能模拟验证方法
朱皓，赵圆圆，黄力，王磊，黄松，刘志斌，郭丽
（六盘水供电局，贵州六盘水553001）
【摘要】文章介绍了一种便于现场应用的电压时间型负荷开关馈线自动化功能模拟验证方
法。

该方法利用负荷开关动、静触头导通或断开电压源的输出电压，真实地模拟了设备安装后，负荷开关动作导致电压变化的实际情况。

无需增加专用设备，就可以完成电压型负荷开关及自动化终端功能验证。

【关键词】电压时间型；负荷开关；模拟；自动化终端【中图分类号】TM564.2【文献标识码】A 【文章编号】1674-0688（2021）04-0048-03
A 变电站
1DL
分段开关C071分段开关C072联络开关C010分段开关C082
分段开关
C081
B 变电站
2DL 图1
实际一次接线方式
分段开关C071
分段开关C072
联络开关C010
分段开关C082
分段开关C081
负
荷
开
关自动化终端
自动化终端
自动化终端
自动化终端
自动化
终端
空开或刀闸A
电压源
空开或刀闸B
L N
图2
试验方法的接线示意图
48
Qiye Keji Yu Fazhan
锁状态不再合闸，完成故障隔离和非故障区域快速复电（如图3所示）。

模拟验证过程如下。

（1）检查分段开关C071、分段开关C072、分段开关C081、分段开关C082在合闸位置，联络开关C010在分闸位置，检查各自动化终端设置正确，且无告警和闭锁信号。

（2）断开“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 跳闸，观察分段开关C071、分段开关C072是否立即正确跳闸。

（3）分段开关C071、分段开关C072跳闸后，合上“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 重合闸，随之立即断开“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 重合于故障，加速跳闸。

（4）观察联络开关C010是否在A 侧失压瞬间，启动合闸计时，经整定时限合闸。

（5）观察分段开关C072是否在联络开关C010合闸后，经整定时限合闸。

（6）观察分段开关C071是否在第二次断开“空开或刀闸A ”后，立即闭锁，并保持分闸状态。

2.2模拟分段开关C 071与分段开关C 072之间线路
故障
实际动作逻辑：A 变电站出口断路器1DL 快速跳闸，C071、C072失压跳闸，经重合闸延时后，1DL 重合，C071经延时合于故障，1DL 再次跳闸，C071感受瞬时故障闭锁并失压跳闸，同时C072感受瞬时故障闭锁，将故障点隔离；1DL 二次重合，C071在闭锁状态，不再合闸；C010在C072跳闸后，A 侧失压合闸计时启动，经整定延时后合闸，C072在闭锁状态不再合闸，完成故障隔离和非故障区域快速复电（如图4所示）。

模拟验证过程如下。

（1）检查分段开关C071、分段开关C072、分段开关C081、分段开关C082在合闸位置，联络开关C010在分闸位置，检查各自动化终端设置正确，且无告警和闭锁信号。

（2）断开“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 跳闸，观
察分段开关C071、分段开关C072是否立即失压跳闸。

（3）分段开关C071、C072正确跳闸后，合上“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 重合闸，C071感受左侧有压经延时合闸。

（4）分段开关C071合闸后，立即断开”空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 再次跳闸，观察分段开关C071是否立即再次跳闸。

（5）合上“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 二次重合，观察分段开关C071是否立即闭锁，并保持分闸状态。

（6）观察联络开关C010是否在A 侧失压瞬间，启动合闸计时，经整定时限合闸。

（7）观察分段开关C072是否在联络开关C010合闸后，立即闭锁，并保持分闸状态。

2.3模拟分段开关C 072与联络开关C 010之间线路
故障
实际动作逻辑：A 变电站出口断路器1DL 快速跳闸，C071、C072失压跳闸，经重合闸延时后，1DL 重合，C071经延时合闸，C072经延时合于故障，1DL 再次跳闸，C071再次失压跳闸，C072感受瞬时故障闭锁并失压跳闸，同时C010感受瞬时故障闭锁，将故障点隔离；A 变电站1DL 经延时二次重合，C071启动合闸计时，经延时合闸，C072、C010在闭锁状态不再合闸，完成故障隔离和非故障区域快速复电（如图5所示）。

模拟验证过程如下。

（1）检查分段开关C071、分段开关C072、分段开关C081、分段开关C082在合闸位置，联络开关C010在分闸位置，检查各自动化终端设置正确，且无告警和闭锁信号。

（2）断开“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 跳闸，观察分段开关C071、分段开关C072是否立即正确跳闸。

（3）分段开关C071、分段开关C072跳闸后，合上“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 重合闸，观察分段开关C071是否在其自动化终端设置时间到时时，合闸。

（4）观察分段开关C072是否在分段开关C071合闸后，其自动化终端设置时间到时时，合闸。

（5）分段开关C072合闸后，立即断开“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 再次跳闸，观察分段开关C071、分段开关C072是否立即再次跳闸。

（6）观察联络开关C010是否立即闭锁，并保持在分闸状态。

A 变电站
1DL
分段开关C071分段开关C072联络开关C010分段开关C082
分段开关
C081
B 变电站
2DL
图5C 072与C 010间线路故障示意图
A 变电站
1DL
分段开关C071分段开关C072联络开关C010分段开关C082
分段开关
C081
B 变电站
2DL
图4C 071与C 072间线路故障示意图A 变电站
1DL
分段开关C071分段开关C072联络开关C010分段开关
C082
分段开关
C081
B 变电站
2DL
图3
1D L 与C 071间线路故障示意图
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Qiye Keji Yu Fazhan
A 变电站
1DL
分段开关
C071
分段开关C072
联络开关C010
分段开关C082
分段开关C081
B 变电站
2DL
图6A 变电站失压示意图
（7）合上“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 二次重合，观察分段开关C071是否在其自动化终端设置时间到时时合闸。

（8）观察分段开关C072是否在分段开关C071合闸后，立即闭锁，并保持在分闸状态。

2.4模拟A 变电站失压，由B 变电站带整条线路负荷
实际动作逻辑：A 变电站母线失压，C071、C072失压跳闸，经重合闸延时后，C010在A 变电站失压后，A 侧失压合闸计时启动，经整定延时后合闸，C072感受B 侧有压经整定延时合闸，C071感受B 侧有压后，闭锁，并保持分闸状态（如图6所示）。

模拟验证过程如下。

（1）检查分段开关C071、分段开关C072、分段开关C081、分段开关C082在合闸位置，联络开关C010在分闸位置，检查各自动化终端设置正确，且无告警和闭锁信号。

（2）断开“空开或刀闸A ”，模拟A 变电站1DL 跳闸，观察分段开关C071、分段开关C072是否立即正确跳闸。

（3）观察联络开关C010是否在其自动化终端设置时间到时时合闸。

（4）观察分段开关C072是否在联络开关C010合闸后，经历其自动化终端设置时间后合闸。

（5）观察分段开关C071是否在分段开关C072合闸后立即闭锁，并保持在分闸状态。

按照上述方法，同样可以模拟B 变电站2DL 与分段开关C081之间、分段开关C081与分段开关C082之间、分段开关C082与联络开关C010之间故障及B 变电站失压，不同
的是，这一部分的验证是通过断、合空开或刀闸B 实现的。

3试验方法补充
上述步骤的实施，不但可以完整验证馈线自动化逻辑、功能的正确性，而且不受线路规模、负荷开关数量的限制，负荷开关数量变化时，只需在试验接线时，正确接入相应数量的负荷开关和自动化终端即可。

我们还可以将负荷开关、空开或刀闸的位置信号接入继电保护测试仪，准确地测量负荷开关的动作时间，从而进一步验证自动化终端及负荷开关的动作情况是否正确。

4结语
本方法不需购买自动化终端信号注入设备，不需应用继电保护测试仪的复杂功能，只需简单的接线，配合电压型负荷开关馈线自动化逻辑原理，实际模拟故障时变电站站端断路器保护及重合闸动作时引起电压有无的变化过程，便能对电压型馈线自动化设备的设置、功能、逻辑及负荷开关的性能进行完整验证，方法简单可靠，经济适用，易操作、易推广。

参考文献
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［3］郁章伟，程云祥，张婧．电压时间型配电自动化线路时
限差异化设置［J ］．农村电气化，2017（8）：32-33.
式切换顺畅，刀棍转速控制精准，切丝流量稳定，同时实现了切丝流量和后道工序的烘丝流量相匹配，批次生产停顿次数也由原来的10多次降低到1次以下，产品质量得到明显提高。

该项技术可在整个烟草生产行业制丝线推广应用。

参考文献
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原理及其主要特征［J ］．技术与市场，2014，21（2）：36-37，39．
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频域反射传感器检测模型的影响［J ］．农机化研究，2021，43（8）：91-98．
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考［J ］．水泥，2016（10）：66-67.
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50。