在输电线路发生故障后采用自动重合闸装置进行快速重合，是保证电力系统安全稳定运行的一项重要措施。自动重合闸对于提高瞬时性故障时供电的连续性、双侧电源线路系统并列运行的稳定性以及纠正由于断路器或继电保护误动作引起的误跳闸，都发挥了巨大的作用。为提高自动重合闸的成功率，国内外学者进行了大量研究，提出了自适应重合闸、最佳重合闸时刻等概念和方法。
按照重合闸动作的次数，可将自动重合闸分为一次自动重合闸和二次（多次）自动重合闸。在220～1000kV的架空线路上，多采用单相一次自动重合闸；在110kV电网，多采用三相一次自动重合闸方式。目前在我国二次自动重合闸仅在配电网馈线上有一定应用，配电网馈线上的二次重合闸主要用于快速隔离故障点，以恢复对非故障馈线支路的供电。
有学者研究了在超高压输电线路上使用二次自动重合闸的可行性，其研究结果显示，在某些超高压输电线路上实施二次自动重合闸用来代替人工试合闸，只要将重合闸等待时间设置合理，就可充分利用二次重合闸成功对系统产生有利影响，且二次重合闸失败对系统的不利影响与人工合闸相比没有显著变化，有利于电网运行的稳定性。
同时，还提出了在500kV输电线路上应用二次自动重合闸的实施方案，包括总体方案和具体的重合闸装置设计。基于该研究成果开发的二次重合闸装置自2014年起在华北电网500kV试点线路上试运行至今，运行效果良好。
目前欲将试运行的二次重合闸方案进一步推广，需要面临一些新的挑战。
首先，近年来国家电网公司对继电保护装置的功能和信息提出了更高的要求，推出了一系列“六统一”技术规范，如《Q/GDW 1161—2014 线路保护及辅助装置标准化设计规范》《Q/GDW 11010—2015 继电保护信息规范》等。
目前试运行的二次重合闸装置是在“六统一”规范提出之前开发的，一方面装置本身不符合“六统一”的规范要求，另一方面与基于“六统一”规范线路保护装置的配合可能存在问题。
其次，目前我国智能变电站的应用越来越多，在传统变电站中，500kV线路的重合闸装置为单套配置，而智能变电站中一般都为双套配置，由此带来的两套重合闸装置之间互相配合的问题也是需要考虑的。
为使二次重合闸技术能够得到进一步推广应用，本文针对上述问题进行研究并提出相应的解决措施。
1 华北电网试运行的二次重合闸方案介绍
对目前在华北电网500kV输电线路上试运行的二次重合闸功能的具体方案，结合图1所示系统介绍如下：
图1 500kV输电线路和主接线示意图
1）我国500kV线路普遍采用3/2接线，每台断路器都配置有独立的断路器保护装置，该装置负责本断路器的失灵保护和第一次重合闸。考虑到对原有保护功能影响最小、二次回路修改最少等因素，对第二次重合闸功能也选择由断路器保护装置实现，而对线路保护装置的逻辑不进行修改。断路器保护装置已有的第一次重合闸功能不变，增加第二次重合闸功能。
2）参考第一次重合闸的充放电逻辑，设置独立的第二次重合闸充放电逻辑，只有在第二次重合闸充电完成的情况下，第二次重合闸才有可能起动和动作。
3）第一次重合闸只考虑单重方式，第二次重合闸为三重方式。
4）断路器保护装置增加“二次重合闸时间”、“检同期最长等待时间”定值，前者用于设置第二次重合闸延时，后者用于设置第二次重合闸延时满足后等待同期条件满足的最长时间。
5）线路的重合闸操作涉及两侧的共4台断路器，如图1中CB1—CB4。为了减少合于故障对系统和设备不必要的冲击，其中1台断路器被设置为检无压方式，其余3台断路器被整定为检同期方式（利用装置已有的检同期、检无压控制字）。
图1中CB2投入检无压控制字，其他3台投入检同期控制字。第二次重合闸由CB2先进行检无压重合，若合闸成功，则其余3台断路器检同期条件满足，经固定延时合闸；若CB2合闸失败，则其余3台断路器检同期条件不满足，经“检同期最长等待时间”延时，二次重合闸放电，不再重合。
6）闭锁第二次重合闸的外部信号通过保护装置原有的闭锁重合闸开入端子输入，即两次重合闸共用外部闭锁重合闸输入端口。为了防止第一次重合故障时线路保护的闭重输出信号导致第二次重合闸放电，取消线路保护闭重输出信号至断路器保护闭重输入端子之间的接线。
7）第二次重合闸的起动逻辑如下：第二次重合闸处于充电完成状态，且第一次重合闸处于未充电状态，保护装置先收到线路保护三相跳闸信号，待此跳闸信号返回后，第二次重合闸起动，开始计时。
8）第二次重合闸起动后的动作逻辑如下：第二次重合闸起动计时大于“二次重合闸时间”定值，则检查同期条件或无压条件是否满足：若满足，则合闸命令发出并使第二次重合闸放电；若不满足，则继续等待，等待时间大于“检同期最长等待时间”后，第二次重合闸放电，不再重合。
9）若发生多相故障则闭锁二次重合闸。为此，装置增加故障选相逻辑，此选相用于区分单相故障和多相故障；若判别为多相故障，则给第二次重合闸放电，不再重合。
此处的多相故障包含两种情况：一种情况是初始故障为多相故障，线路保护直接三跳；另一种情况是初始故障为单相故障，但第一次重合闸时变为多相故障。发生多相故障时，选相逻辑只要使CB2的二次重合闸放电，即可保证4个断路器均不进行二次重合，因此方案要保证CB2的断路器保护能够正确选相。
10）必须将CB2的第一次重合闸设置为先合。这是由于CB2需要根据第一次重合闸时的电气量判断是否合于多相故障，若CB2设置为后合断路器，则CB1先进行第一次重合闸，重合于故障后线路保护三跳CB1和CB2，CB2不会进行第一次重合闸。
11）对于初始故障为多相故障的情况，二次重合闸放电逻辑如图2所示。本断路器为第一次先合的断路器（根据装置的先合压板状态判断），且第一次重合闸处于充电完成状态（说明线路本侧未发生第一次重合闸），且收到线路保护三相跳闸开入，则认为三跳是由于线路保护故障选相为多相，给第二次重合闸放电。
该判据是利用了线路保护的故障选相结果，由于线路保护选相功能完善，所以该判据准确度较高。由上文可知，CB2第一次重合闸为先合，此逻辑可以使CB2的二次重合闸功能在初始故障为多相故障时放电。
图2 初始故障为多相故障的放电逻辑
12）对于初始为单相故障但第一次重合闸时变为多相故障的情况，由断路器保护装置根据电流和电压特征进行判别，二次重合闸放电逻辑如图3所示。本断路器为第一次重合闸先合的断路器，电气量判据选相为多相，且收到线路保护三相跳闸信号，则认为是多相故障，给二次重合闸放电。
由于断路器保护获取的故障电气量没有线路保护完整，且缺少线路参数，因此电气量判据较简单，主要保证在较严重的多相故障时能够闭锁二次重合闸。
图3 第一次重合闸合于多相故障的放电逻辑
2 二次重合闸方案在“六统一”原则下的适用性问题
2.1 第一次重合闸逻辑差异带来的问题
目前在华北电网试运行的二次重合闸功能，其断路器保护装置是在早期断路器保护装置的基础上开发的，装置本身不满足“六统一”规范的要求。为满足最新规范要求，需要在“六统一”断路器保护装置的基础上重新开发二次重合闸功能，新装置符合“六统一”规范要求，但第一次重合闸逻辑与早期装置存在一定差异，需要考虑其对二次重合闸方案的影响，其影响分析如下。
早期断路器保护装置有先合压板，边断路器和中断路器的第一次重合闸顺序由该压板控制，先合的投入此压板，后合的不投；“六统一”断路器保护无先合压板，边断路器和中断路重合闸的先后顺序依靠重合闸时间整定值的级差来保证。
图2、图3中多相故障二次重合闸放电的逻辑使用了先合压板的状态，用于判断本断路器是否为先合断路器；“六统一”断路器保护由于没有先合压板，所以需要考虑采用其他方法判断本断路器是否为先合。解决方法如下。
由上文二次重合闸方案可知，CB2为先合断路器，且多相故障发生后只要CB2的二次重合闸放电，就可以保证所有断路器不进行第二次重合闸；4个断路器中，只有CB2的断路器保护投入检无压控制字，因此可以根据检无压控制字状态来判断本断路器是否为CB2，将图2和图3中的[先合压板投入]条件改为[重合闸检无压控制字投入]，修改后如图4所示。
图4 第一次重合闸合于多相故障放电逻辑修改
2.2 断路器保护与“六统一”线路保护配合的问题
重合闸功能与线路保护密切相关，线路保护装置从早期非“六统一”型号更换为“六统一”型号后，需要考虑原有的二次重合闸方案是否适应。通过对保护功能对比发现，虽然CB2第一次重合闸设置为先合，但仍存在单相故障时CB2不进行第一次重合闸的可能性，由上文分析可知，这会导致CB2不能正确判断第一次重合闸是否合于多相故障。下面仍以图1所示系统为例进行具体原因分析。
“六统一”线路保护有联跳对侧功能，在一侧合于故障加速跳闸后，会发送联跳信号去跳对侧三相。如果N侧线路保护跳闸比M侧早很多，CB4就最先重合，重合于故障后加速联跳M侧三相，使得CB2第一次重合闸放电，直接启动CB2的第二次重合闸。CB2没有进行第一次重合闸，不能判断第一次重合是否合于多相故障，因此无法实现多相故障闭锁第二次重合闸。
为解决此问题，对二次重合闸方案进行修改。CB3、CB4的断路器保护装置投入“单重检线路有压”控制字，投入此控制字后，CB3和CB4需要检测到线路三相均有压后才会发第一次重合闸命令，即需要CB1或CB2第一次重合闸成功后才能重合；同时已知CB2比CB1先进行第一次重合闸。综上可以看出，采用此设置后，可以保证CB2先进行第一次重合闸，从而使CB2在第一次重合于多相故障时给第二次重合闸放电。
CB3和CB4投入“单重检线路有压”控制字会导致N侧第一次重合闸时间较晚；如果不考虑上述N侧第一次重合较早导致CB2不能进行第一次重合闸的情况（此情况出现概率很低），CB3和CB4就可不投入“单重检线路有压”控制字。
2.3 断路器保护双套配置带来的问题
根据“六统一”规范要求，3/2接线断路器的断路器保护装置，在常规站为单套配置，在智能站为双套配置。目前试运行的二次重合闸装置只适用于常规变电站，其重合闸功能只考虑单套配置的情况；随着智能变电站的推广应用，二次重合闸功能必须要考虑应用于智能变电站时双套配置的情况，此时可能两套保护的重合闸功能均投入，需要考虑两套保护之间重合闸功能的配合。
若两套保护的重合闸功能均投入，则两套保护的第一次重合闸动作时间可能有差异，此差异正常情况下应该很小，但需要考虑极端情况下的差异可能较大，进而影响到二次重合闸的情况，影响分析如下。
假设图1中CB1—CB4的断路器保护均双套配置，线路单相故障后，CB2的A套保护第一次重合闸动作时间较早，重合于单相故障后线路保护又跳闸，此时B套保护的第一次重合闸还未动作，B套保护的重合闸处于充电完成状态，且收到线路保护三跳信号，按照上文所述逻辑，B套保护认为初始故障为多相，B套保护的二次重合闸误放电。
造成此问题的原因，是由于原方案只考虑了断路器保护单套配置，若本断路器为先合且第一次重合闸未动作，则可以认为线路本侧未进行第一次重合闸；断路器保护双套配置后，上述逻辑不成立了，因为可能同一断路器的另一套保护先发了重合闸命令。
对此问题的解决方法如下。
在图2的第二次重合闸放电逻辑中，增加闭锁条件“第一次重合闸起动超过200ms”（如图5所示）。因为第一次重合闸时间整定值远大于200ms，即使A套保护比B套保护的一次重合闸起动早，在B套保护第一次重合闸起动200ms内，A套保护应该也未达到重合闸动作时间。
此时如果收到线路保护三跳信号，就可以认为不是由于A套保护先发重合闸命令引起的线路保护三跳，而是由于初始故障为多相故障导致的线路保护三跳；反之，如果在B套保护第一次重合闸起动超过200ms后收到线路保护三跳信号，此时就认为是A套保护先于重合闸导致的线路保护三跳，不给二次重合闸放电。
图5 初始故障为多相故障放电逻辑修改
3 基于国网“六统一”原则的二次重合闸方案
通过上述分析，对原有二次重合闸方案进行修改，提出新的二次重合闸总体方案如下：
1）在“六统一”断路器保护装置上增加二次重合闸功能，线路保护装置的逻辑不进行修改。
2）设置独立的第二次重合闸充放电逻辑，只有在第二次重合闸充电完成的情况下，第二次重合闸才有可能起动和动作。
3）第一次重合闸只考虑单重方式，第二次重合闸为三重方式。
4）断路器保护装置增加“二次重合闸时间”、“检同期最长等待时间”定值，前者用于设置第二次重合闸延时，后者用于设置第二次重合闸延时满足后等待同期条件满足的最长时间。
5）线路两侧的共4台断路器，其中将一台断路器设置为重合闸检无压方式（图1中CB2），其余3台断路器设置为重合闸检同期方式，CB2先进行第二次重合闸。
6）闭锁第二次重合闸的外部信号通过保护装置原有的闭锁重合闸接收端口输入（GOOSE虚端子或光耦开入端子），并取消线路保护闭重输出信号至断路器保护闭重输入端子之间的接线。
7）第二次重合闸的起动逻辑和动作逻辑同华北电网当前试运行的二次重合闸功能逻辑，分别如图6和图7所示。
图6 第二次重合闸起动逻辑
图7 第二次重合闸动作逻辑
8）断路器保护装置增加故障选相逻辑，用于区分单相故障和多相故障；若选相逻辑被判别为多相故障，则第二次重合闸放电，不再重合。此处的多相故障包含两种情况：①初始故障为多相故障； ②初始为单相故障，第一次重合闸时变为合于多相故障。
9）将图1中CB2的第一次重合闸设置为先合（第一次重合闸时间定值整定较CB1小一个级差）；CB3和CB4投入“单重检线路有压”控制字（若不考虑上文所述CB2不能进行第一次重合闸的情况，则也可不投）。
10）对于初始故障为多相故障的情况，二次重合闸放电逻辑如图5所示，本断路器重合闸检无压控制字投入，第一次重合闸处于充电完成状态，收到线路保护三相跳闸信号，且本断路器第一次重合闸未起动超过200ms，则认为三跳是由于线路保护故障选相为多相，给第二次重合闸放电。
11）对于初始为单相故障但第一次重合闸时变为多相故障的情况，由断路器保护装置根据电流电压特征进行判别，二次重合闸放电逻辑为，本断路器重合闸检无压控制字投入，电气量判据选相为多相，且收到线路保护三相跳闸信号，则认为是多相故障，给二次重合闸放电，如图4所示。
采用上述改进方案后，500kV输电线路二次重合闸功能可适用于采用国网“六统一”规范的场合。此改进方案已在满足“六统一”规范的保护装置上实现，并通过实时数字仿真测试验证了其可行性。
本文分析了目前华北电网500kV输电线路试运行的二次重合闸方案在国网“六统一”规范下存在的适应性问题，包括线路保护联跳对侧功能带来的问题、断路器保护取消先合压板带来的问题、断路器保护双套配置带来的问题等，并对上述问题提出了相应的改进措施，使二次重合闸方案能够适应采用“六统一”规范的场合，对二次重合闸功能的推广应用具有积极意义。
