无信道馈线故障处理技术--

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无信道馈线故障处理技术

http://www.any17.com 2006-08-30 15:09:36.0

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　　0、引言

　　馈线自动化是配电自动化的基础环节之一。在解决变电站综合自动化问题之后，如何进而解决馈线自动化问题，已成为当前我国城网及农网改造、进一步完善配网自动化系统需要解决的一个技术问题。而馈电线路的故障处理技术又是当前馈线自动化的基本内容。

　　1、馈线自动化方案

　　1.1采用重合器、分段器、重合分段器方式
　　这是早期比较普遍的方案，在无通信信道的情况下，可实现故障的自动隔离和恢复非故障区段的供电。此类方案存在一些较明显的不足：
　　a.变电站出线保护未考虑与线路分段开关之间的配合与协调；
　　b.已有重合器、重合分段器、智能开关的现有功能不支持信道问题解决后需具备的SCADA功能及高层在线和离线管理功能；
　　c.故障处理及供电恢复速度太慢，对系统及用户冲击大；
　　d.需要改变变电站速断保护定值及重合闸次数，增加了出线保护的动作次数，不利于设备的安全运行；
　　e.同一线路上、下级重合器的动作缺乏选择性。

　　1.2负荷开关+通信+馈线自动化控制器方式
　　主要采用负荷开关，配置相应的馈线自动化控制器（FTU）和必要的通信设施。控制器采集故障信息发送至基地站或配调监控中心，然后由基地站或监控中心分析判断，提示故障隔离点及负荷转供的方案，实现故障的自动隔离和恢复非故障区域的供电。
　　在无信道的情况下，变电站或二级主站与线路上分段开关及各分段开关之间无任何信息交换，只能采用当地控制通过逐段重合的方法来确定并隔离故障线段。故障线段与非故障线段的重要区别在于当重合于故障线段时会立即出现故障电气量，而重合于非故障线段时不会立即出现故障电气量，需等到后续故障段开关重合时，才出现故障电气量。因此可利用重合后出现故障电气量的时间差异来可靠地识别并隔离故障线段。

　　2、分段/环网开关采用断路器时故障处理

　　2.1变电站出线保护及分段开关监控装置功能配置
　　a.变电站出线保护及监控装置的功能配置：三段式电流保护，作为故障处理仅需定时限电流保护；失压保护；过电压保护，仅在重合闸动作后的故障识别期内短暂投入，其余时间闭锁；三相一次重合闸，重合后短时开放电流后加速；单相接地时检测零序电流并上报主站。
　　b.分段/环网开关监控装置功能配置：过电流速跳，仅在开关重合后的故障识别期内短时投入，其余时间闭锁，过电流跳闸后闭锁重合功能，需人工复归解除闭锁；失压控制，开关两侧失压延时跳闸；电压控制，开关一侧电压恢复，一侧无压延时重合；过电压+低压速断，仅在开关重合后故障识别期内短时投入，其余时间闭锁，跳闸后闭锁重合，需人工复归解除闭锁。

　　2.2相间故障处理过程
　　假定馈线采用手拉手环网结构，如图1所示。

　　2.2.1暂时性故障
　　由变电站出线时限电流保护动作跳闸，故障线路失压；失压线路各分段开关在出线重合之前全部分闸，故障点绝缘恢复；然后出线开关重合成功，各分段开关顺序重合。在环网开关重合之前，失压线段已全部恢复正常供电，环网开关不再重合。为了使暂时性故障消除后，不改变线路的运行方式，环网开关的重合时间虚大于变电站出线保护动作时间、重合闸时间和各分段开关重合时间之和。
　　2.2.2永久性故障
　　首先由变电站出线开关CB时限电流保护跳闸，线路失压，失压线路分段开关全部分闸；然后出线开关CB重合，并短时开放重合闸后加速；分段开关FD逐段顺序重合，开关重合的同时进行故障识别，以判定是否重合于故障线段。然后通过变电站出线保护及自动装置的协调配合隔离故障线段，恢复非故障线路的供电。变电站出线保护根据重合闸重合到再次出现故障电流的时间即可判断故障线段，并上发变电站或上级主站。
　　由上可见，当分段/环网开关采用断路器时，对于瞬时性故障及重合闸动作之前出现的故障电流不能瞬时切除，而对于重合闸动作后出现的故障电流可以瞬时切除。主供侧变电站出线开关只需一次重合就能恢复健全线段的正常供电。备供侧在恢复开环点对侧非故障线段供电的过程中，不需跳闸和重合。因此供电恢复速度快，对系统及用户冲击最小。

　　2.3单相接地故障处理过程
　　中心点绝缘或小电流接地系统单相接地故障的处理分2步完成。第1步：由变电站绝缘监视及选线功能完成接地报警和选线，指出故障线路。当系统发生单相接地时，3U0将突然增大而发出报警。这时，变电站采集系统内各条线路的3I0，并进行比较，其中3I0最大的线路就是单相接地故障线路，也可根据3I0的方向识别故障线路。如配有小电流接地定位装置，可以较正确地指示接地相线路。第2步：从主供侧人工跳开接地线路，各分段开关因失压而全部分闸。如果为暂时性故障，则在出线开关拉闸，失压线段的FD分闸，然后人工合闸出线开关CB，之后分段开关FD逐段重合。在环网开关重合之前，两侧电压己正常，因而故障消除后运行方式不变。如果为永久性故障，在重合后的故障识别期内，重合到故障的FD或HW检测到线路健全相对地电压升高（√3倍）、接地相电压低于定值而立即跳闸，并闭锁不再重合，隔离故障线段。

　　3、分段/环网开关采用负荷开关时故障处理

　　3.1变电站出线保护及分段/环网开关监控装置功能配置
　　a.变电站出线保护监控装置功能配置：三段式电流保护，作为故障处理仅需电流速断保护；失压保护；过电压保护，仅在重合闸后的故障检测期内短时投入，其余时间闭锁；三相二次重合闸，二次重合时间可分别整定，在第1次重合后的故障识别期内，如出现过电压，则立即跳闸，并闭锁重合闸，不再进行第2次重合。
　　b.分段/环网开关监控装置功能配置：双侧失压分闸；一侧电压恢复，一侧无压自动重合；重合后的故障识别期内如出现过流，则必须在再次失压后分闸，并闭锁不再重合，需人工解除闭锁；重合后的故障识别期内，如无过流、过压，则在再次失压后闭锁分闸，闭锁时间可以整定；重合后的故障识别期内，如出现过压，而无过流，则立即分闸，并闭锁不再重合。

　　3.2故障处理过程
　　对于暂时性相间故障的处理过程与采用断路器的情况相同。对相间永久性故障的处理过程因负荷开关允许重合与故障但不能切断故障电流，必须在线路失压情况下隔离故障线段。
　　3.2.1相间永久性故障
　　相间永久性故障的处理过程如图2所示。
　　当分段/环网开关采用负荷开关时，主供侧的变电站出线开关需二次跳闸、二次重合；备供侧变电站出线开关需跳闸一次，重合一次。无论是暂时性还是永久性故障，变电站出线开关都能瞬时切除故障电流。
　　变电站出线保护根据重合闸第1次重合到再次出现故障电流的间隔时间，即可判定故障线段，并且上报主站。
　　3.2.2单相接地障
　　暂时性故障的处理过程与分段开关采用断路器的情况完全相同。对永久性故障，由重合于故障线段的FD立即分闸，将故障隔离。如果在重合后的故障识别期，同时检测到过压的过流，则按处理相间故障的方式，将故障线路隔离，防止负荷开关切断故障电流，导致事故扩大的严重后果。

　　4、结论

　　本文提出的无信道馈线故障处理技术，实施简单、一次投资少，与典型的重合器方式相比，处理速度快，对系统及用户的冲击小。它不但能处理相间故障，而且能处理单相接地故障，除瞬时性故障不能定位外，各类永久性故障都能由变电站出线保护监控装置判定故障线段。本方案已在浙江省绍兴市用电管理所投入运行，进行试点。待解决了信道问题后，就可实现SCADA功能，无需重复投资改造FTU及分段开关。

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