10kV架空線配電自動化系統的初步實施

摘要：分析10kV饋線保護的二次重合閘與柱上真空開關（PVS）的配合，實現10kV架空線配電自動化系統的初級階段——電壓型饋線自動化，即當發生故障時，及時準確地確定故障點，方便維修人員處理，自動隔離故障點，恢復非故障區間供電，減小客戶停電時間和停電范圍。同時介紹了廣州電力局電壓型饋線自動化的應用實例。
關鍵詞：配網自動化系統 重合閘 柱上真空開關
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1　前言
　　廣州電力局10kV架空線路大量采用了SF6柱上開關。這種柱上開關雖然能提高配電網的供電可靠性，但它無法判斷瞬時性和永久性故障，跳閘后不能自動重合，而各個柱上開關的跳閘電流和時間無法配合，對于瞬時性故障，反而擴大停電范圍，增加客戶停電時間。為了進一步提高配電網的供電可靠性，1999年廣州局引入配電自動化系統，經技術經濟比較，采用配電自動化系統的初級階段——電壓型饋線自動化，并在110kV江村變電站10kV饋線（架空線）F6試運行（輻射網）。
2　配網自動化系統的基本概念
　　配電自動化系統是通過自動或手動方式，遙控和監測高壓配電線上的開關設備和線路參數，以便實現自動隔離故障區間，以最佳的方式恢復非故障區域供電，為用戶提供經濟、可靠、穩定的電力供應。
　　配電自動化系統分三個階段實施：饋線自動化、遙測遙控自動化、計算機輔助配電自動化。
　　第一階段一般采用電壓型饋線自動化設備，由PVS（柱上真空開關），SPS（電源變壓器）、FDR（故障搜查控制器）、FSI（故障指示器）組成。具有自動隔離故障區間，恢復非故障區域供電的功能。
　　第二階段在第一階段的基礎上，增加RTU（帶檢測功能的遙控終端單元）和通訊設備，實現各柱上開關的監控功能（遙控、遙測、遙信、遙調）。
　　第三階段在第二階段的基礎上，完善配電自動化調度端，實現配網的全面計算機管理。
　　第二、第三階段需要有可靠的通訊手段支持，這方面投資大，而第一階段投資小，見效快。
3　電壓型饋線自動化
3．1　電壓型饋線自動化設備工作原理及整定
（1）PVS（柱上真空開關）
　　具有失壓瞬時脫扣功能，并能夠與控制器配合實現自動合閘。
（2）FDR（故障搜查控制器）
PVS的控制元件，有兩個時間參數需要整定。
　　X時間：真空開關的自動合閘時間，指從柱上開關電源側有壓至該柱上開關合閘的時延。X時間整定范圍：7×N（s），N＝1，2，3，…，12。
　　Y時間：故障檢測時間，指柱上開關合閘后，若在未超過Y時限的時間內又失壓，則該柱上開關分閘并被閉鎖在分閘狀態，待下一次電源側有壓時不再自動重合；若超過Y時限，柱上開關可以進行再一次重合。Y時間整定范圍：5s或10s，現整定為5s。
維持時間：（3．5±0．5）s，供電源故障確認用。
（3）SPS（電源變壓器）
　　小型干式變壓器，給FDR提供工作電源、PVS提供操作電源。
（4）FSI（故障指示器）
　　根據10kV饋線開關的分合時間，判斷線路故障范圍。
　　由于廣州局的110kV變電站都是無人值班站，已實現了監控，可以不安裝FSI。利用監控中記錄的10kV饋線第一次重合與第二次跳閘之間的時間，來判斷故障區間。
3．2　10kV饋線二次重合閘的工作原理及整定
　　10kV饋線架空線一般只要求重合一次，重合時　　間整定為1s。為配合電壓型饋線自動化，通過修改微機保護的軟件，實現二次重合閘，具體如下。
3．2．1　第一次重合閘時間T1
　　由于FDR維持時間為（3．5±0．5）s，為了保證FDR可靠工作，T1取5s。而且10kV架空線第一次重合閘成功率在70％以上，T1取5s可以盡快恢復供電。
3．2．2　第二次重合閘時間T2
　　為了保證10kV饋線發生永久故障，二次重合閘失敗后，10kV饋線開關動作時間范圍在開關額定操作循環之內，T2取180s。開關額定操作循環：0～0．3s～CO～180s～CO，對于彈簧操作機構，儲能時間約15s。T2要求大于儲能時間。
3．2．3　第二次重合閘閉鎖時間T3
　　在第一段（饋線開關至第一臺柱上開關之間）發生故障時，其短路水平很高。為防止大電流對開關及變壓器的沖擊，在第一段發生永久故障時，一次重合失敗后應該閉鎖第二次重合閘。柱上開關最小合閘時間為7s，如饋線在第一次重合后再跳閘的延時小于5s，說明在第一段發生永久故障，應該閉鎖第二次重合閘。故障點在第一個柱上開關以外時，饋線在第一次重合后再跳閘的時間大于7s，不會閉鎖第二次重合閘。T3取5s。
3．2．4　重合閘充電時間T
　　二次重合成功后，在180s之內，如再發生故障跳閘，饋線開關不再重合，以保證10kV饋線開關動作時間范圍在開關額定操作循環之內。T取180s。
　　另一方面，當兩條支路同時發生永久故障時，會造成10kV饋線三次重合；最靠近永久故障點的柱上開關閉鎖失靈時，會造成10kV饋線無限次重合。為了防止多次重合，二次重合要求具有閉鎖功能：當二次重合后，閉鎖重合閘，如果饋線開關在合閘狀態（二次重合成功）持續180s（重合閘充電時間）后自動解除重合閘閉鎖，再次投入重合閘。而全線送電時間（10kV饋線開關合閘至最后一臺柱上開關合閘的時間）不能大于重合閘充電時間，避免柱上開關閉鎖失靈時造成無限次重合。對于輻射網最多安裝25臺柱上開關（180s／7s），對于開環網最多各安裝12臺柱上開關。
3．3　饋線保護重合閘與PVS配合的過程（輻射網）
　　當10kV饋線故障后，饋線保護動作跳閘，線路失壓，各柱上開關失壓脫扣跳閘。5s后饋線第一次重合，對于瞬時性故障，各柱上開關按靠近電源點的先后次序和X時間合閘。對于永久性故障，如故障點在第一段，饋線保護再一次動作跳閘，第二次重合閘被閉鎖；如故障點不在第一段，各柱上開關依次合閘，當最靠近故障點的柱上開關合閘后，饋線保護再次動作跳閘，各柱上開關失壓脫扣跳閘，最靠近故障點的柱上開關被閉鎖，180s后饋線第二次重合，各柱上開關依次合閘，由于最靠近故障點的柱上開關被閉鎖，故障點被隔離，故障點前的區間恢復送電。調度值班員根據饋線保護第一次重合后再跳閘的延時，迅速判斷故障點所在的區間。
4　江村站F6電壓型饋線自動化的實例
4．1　有關設備
（1）饋線開關
　　真空開關，電磁操作機構。開關額定操作循環：0～0．3s～CO～180s～CO。
（2）柱上真空開關
　　VSP5－15JSAT，珠海許繼電氣有限公司引進東芝技術生產。該產品采用模塊式結構，具有良好擴展性，通過增加元件，方便地從第一階段發展到第三階段，而不浪費前一階段的投資。
（3）饋線保護
　　ISA－1H（L－2A），南瑞深圳所生產。經廠家修改保護程序，具有二次重合閘功能。饋線重合閘的整定按前所述。
　　F6保護定值：限時速斷0．3s，定時過流1．0s，零序過流1．0s。
4．2　F6系統一次接線（見圖1）

此主題相關圖片如下：

4．3　F6柱上開關定值（見表1）

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　　利用監控中記錄的10kV饋線第一次重合與第二次跳閘的時間間隔和保護動作方式，判斷故障區間，它們之間的關系如表2所示（沒有考慮開關跳閘固有時間、開關輔助觸點變位時間、從站端到調度端信號傳輸及處理時間等）。

此主題相關圖片如下：

4．6　F6實際動作分析
　　2001年，F6發生18次故障，其中1次永久故障如下：
調度端記錄：
Jun 12 2001 18：10：12．238　江村站　F6零序過流動作
Jun 12 2001 18：10：17．353　江村站　F6一次重合動作
Jun 12 2001 18：10：47．659　江村站　F6零序過流動作
Jun 12 2001 18：13：45．657　江村站　F6二次重合動作
　　分析：F6第一次跳閘后，5．115s第一次重合；
F6第一次重合后，30．306s第二次跳閘；F6第二次跳閘后，177．998s第二次重合。
　　判斷：從第一次重合與第二次跳閘之間的時間差30．306s，故障點應在⑤區間，如果是永久故障，柱上開關D被閉鎖。
　　結果：經實際查線，發現雙雅聯＃09－1桿B相避雷器爆爛（雙雅聯在水瀝支＃02桿），柱上開關D被閉鎖。
　　結論：分析與線路查線結果相符。
5　結論
　　經過一年多的試運行，江村站F6電壓型饋線自動化達到設計要求，積累了運行經驗。試運行中，發現第二次重合閘、重合閘充電時間180s太長，不利于迅速恢復供電。
　　第二次重合閘、重合閘充電時間180s，是為了二次重合閘失敗后，10kV饋線開關動作時間范圍在開關額定操作循環之內；避免最靠近永久故障點的柱上開關閉鎖失靈時，造成10kV饋線無限次重合，也間接決定線路上柱上開關臺數。在實際應用中，輻射網安裝8臺柱上開關，開環網各安裝4臺，已滿足需要，即全線送電時間8×7＝56（s）。而開關額定操作循環（0～0．3s～CO～180s～CO）標準制定的背景是針對少油開關的，真空開關額定操作循環可以采用60s。60s也大于饋線開關彈簧操作機構的儲能時間。改為60s后，10kV饋線電磁型保護可以采用許繼的ZSC－4三相三次重合閘繼電器，因為其第二、三次重合閘時間只有2～99s。
　　對于10kV饋線真空開關，廣州局現將第二次重合閘、重合閘充電時間改為60s，并采用開環網的電壓型饋線自動化，在10kV架空線路上廣泛應用，進一步提高配電網的供電可靠性。