無信道饋線故障處理技術(shù)

無信道饋線故障處理技術(shù)

0、引言

　　饋線自動化是配電自動化的基礎環(huán)節(jié)之一。在解決變電站綜合自動化問題之后，如何進而解決饋線自動化問題，已成為當前我國城網(wǎng)及農(nóng)網(wǎng)改造、進一步完善配網(wǎng)自動化系統(tǒng)需要解決的一個技術(shù)問題。而饋電線路的故障處理技術(shù)又是當前饋線自動化的基本內(nèi)容。

　　1、饋線自動化方案

　　1.1采用重合器、分段器、重合分段器方式
　　這是早期比較普遍的方案，在無通信信道的情況下，可實現(xiàn)故障的自動隔離和恢復非故障區(qū)段的供電。此類方案存在一些較明顯的不足：
　　a.變電站出線保護未考慮與線路分段開關(guān)之間的配合與協(xié)調(diào)；
　　b.已有重合器、重合分段器、智能開關(guān)的現(xiàn)有功能不支持信道問題解決后需具備的SCADA功能及高層在線和離線管理功能；
　　c.故障處理及供電恢復速度太慢，對系統(tǒng)及用戶沖擊大；
　　d.需要改變變電站速斷保護定值及重合閘次數(shù)，增加了出線保護的動作次數(shù)，不利于設備的安全運行；
　　e.同一線路上、下級重合器的動作缺乏選擇性。

　　1.2負荷開關(guān)+通信+饋線自動化控制器方式
　　主要采用負荷開關(guān)，配置相應的饋線自動化控制器（FTU）和必要的通信設施。控制器采集故障信息發(fā)送至基地站或配調(diào)監(jiān)控中心，然后由基地站或監(jiān)控中心分析判斷，提示故障隔離點及負荷轉(zhuǎn)供的方案，實現(xiàn)故障的自動隔離和恢復非故障區(qū)域的供電。
　　在無信道的情況下，變電站或二級主站與線路上分段開關(guān)及各分段開關(guān)之間無任何信息交換，只能采用當?shù)乜刂仆ㄟ^逐段重合的方法來確定并隔離故障線段。故障線段與非故障線段的重要區(qū)別在于當重合于故障線段時會立即出現(xiàn)故障電氣量，而重合于非故障線段時不會立即出現(xiàn)故障電氣量，需等到后續(xù)故障段開關(guān)重合時，才出現(xiàn)故障電氣量。因此可利用重合后出現(xiàn)故障電氣量的時間差異來可靠地識別并隔離故障線段。

　　2、分段/環(huán)網(wǎng)開關(guān)采用斷路器時故障處理

　　2.1變電站出線保護及分段開關(guān)監(jiān)控裝置功能配置
　　a.變電站出線保護及監(jiān)控裝置的功能配置：三段式電流保護，作為故障處理僅需定時限電流保護；失壓保護；過電壓保護，僅在重合閘動作后的故障識別期內(nèi)短暫投入，其余時間閉鎖；三相一次重合閘，重合后短時開放電流后加速；單相接地時檢測零序電流并上報主站。
　　b.分段/環(huán)網(wǎng)開關(guān)監(jiān)控裝置功能配置：過電流速跳，僅在開關(guān)重合后的故障識別期內(nèi)短時投入，其余時間閉鎖，過電流跳閘后閉鎖重合功能，需人工復歸解除閉鎖；失壓控制，開關(guān)兩側(cè)失壓延時跳閘；電壓控制，開關(guān)一側(cè)電壓恢復，一側(cè)無壓延時重合；過電壓+低壓速斷，僅在開關(guān)重合后故障識別期內(nèi)短時投入，其余時間閉鎖，跳閘后閉鎖重合，需人工復歸解除閉鎖。

　　2.2相間故障處理過程
　　假定饋線采用手拉手環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，如圖1所示。

　　2.2.1暫時性故障
　　由變電站出線時限電流保護動作跳閘，故障線路失壓；失壓線路各分段開關(guān)在出線重合之前全部分閘，故障點絕緣恢復；然后出線開關(guān)重合成功，各分段開關(guān)順序重合。在環(huán)網(wǎng)開關(guān)重合之前，失壓線段已全部恢復正常供電，環(huán)網(wǎng)開關(guān)不再重合。為了使暫時性故障消除后，不改變線路的運行方式，環(huán)網(wǎng)開關(guān)的重合時間虛大于變電站出線保護動作時間、重合閘時間和各分段開關(guān)重合時間之和。
　　2.2.2永久性故障
　　首先由變電站出線開關(guān)CB時限電流保護跳閘，線路失壓，失壓線路分段開關(guān)全部分閘；然后出線開關(guān)CB重合，并短時開放重合閘后加速；分段開關(guān)FD逐段順序重合，開關(guān)重合的同時進行故障識別，以判定是否重合于故障線段。然后通過變電站出線保護及自動裝置的協(xié)調(diào)配合隔離故障線段，恢復非故障線路的供電。變電站出線保護根據(jù)重合閘重合到再次出現(xiàn)故障電流的時間即可判斷故障線段，并上發(fā)變電站或上級主站。
　　由上可見，當分段/環(huán)網(wǎng)開關(guān)采用斷路器時，對于瞬時性故障及重合閘動作之前出現(xiàn)的故障電流不能瞬時切除，而對于重合閘動作后出現(xiàn)的故障電流可以瞬時切除。主供側(cè)變電站出線開關(guān)只需一次重合就能恢復健全線段的正常供電。備供側(cè)在恢復開環(huán)點對側(cè)非故障線段供電的過程中，不需跳閘和重合。因此供電恢復速度快，對系統(tǒng)及用戶沖擊最小。

　　2.3單相接地故障處理過程
　　中心點絕緣或小電流接地系統(tǒng)單相接地故障的處理分2步完成。第1步：由變電站絕緣監(jiān)視及選線功能完成接地報警和選線，指出故障線路。當系統(tǒng)發(fā)生單相接地時，3U0將突然增大而發(fā)出報警。這時，變電站采集系統(tǒng)內(nèi)各條線路的3I0，并進行比較，其中3I0最大的線路就是單相接地故障線路，也可根據(jù)3I0的方向識別故障線路。如配有小電流接地定位裝置，可以較正確地指示接地相線路。第2步：從主供側(cè)人工跳開接地線路，各分段開關(guān)因失壓而全部分閘。如果為暫時性故障，則在出線開關(guān)拉閘，失壓線段的FD分閘，然后人工合閘出線開關(guān)CB，之后分段開關(guān)FD逐段重合。在環(huán)網(wǎng)開關(guān)重合之前，兩側(cè)電壓己正常，因而故障消除后運行方式不變。如果為永久性故障，在重合后的故障識別期內(nèi)，重合到故障的FD或HW檢測到線路健全相對地電壓升高（√3倍）、接地相電壓低于定值而立即跳閘，并閉鎖不再重合，隔離故障線段。

　　3、分段/環(huán)網(wǎng)開關(guān)采用負荷開關(guān)時故障處理

　　3.1變電站出線保護及分段/環(huán)網(wǎng)開關(guān)監(jiān)控裝置功能配置
　　a.變電站出線保護監(jiān)控裝置功能配置：三段式電流保護，作為故障處理僅需電流速斷保護；失壓保護；過電壓保護，僅在重合閘后的故障檢測期內(nèi)短時投入，其余時間閉鎖；三相二次重合閘，二次重合時間可分別整定，在第1次重合后的故障識別期內(nèi)，如出現(xiàn)過電壓，則立即跳閘，并閉鎖重合閘，不再進行第2次重合。
　　b.分段/環(huán)網(wǎng)開關(guān)監(jiān)控裝置功能配置：雙側(cè)失壓分閘；一側(cè)電壓恢復，一側(cè)無壓自動重合；重合后的故障識別期內(nèi)如出現(xiàn)過流，則必須在再次失壓后分閘，并閉鎖不再重合，需人工解除閉鎖；重合后的故障識別期內(nèi)，如無過流、過壓，則在再次失壓后閉鎖分閘，閉鎖時間可以整定；重合后的故障識別期內(nèi)，如出現(xiàn)過壓，而無過流，則立即分閘，并閉鎖不再重合。

　　3.2故障處理過程
　　對于暫時性相間故障的處理過程與采用斷路器的情況相同。對相間永久性故障的處理過程因負荷開關(guān)允許重合與故障但不能切斷故障電流，必須在線路失壓情況下隔離故障線段。
　　3.2.1相間永久性故障
　　相間永久性故障的處理過程如圖2所示。
　　當分段/環(huán)網(wǎng)開關(guān)采用負荷開關(guān)時，主供側(cè)的變電站出線開關(guān)需二次跳閘、二次重合；備供側(cè)變電站出線開關(guān)需跳閘一次，重合一次。無論是暫時性還是永久性故障，變電站出線開關(guān)都能瞬時切除故障電流。
　　變電站出線保護根據(jù)重合閘第1次重合到再次出現(xiàn)故障電流的間隔時間，即可判定故障線段，并且上報主站。
　　3.2.2單相接地障
　　暫時性故障的處理過程與分段開關(guān)采用斷路器的情況完全相同。對永久性故障，由重合于故障線段的FD立即分閘，將故障隔離。如果在重合后的故障識別期，同時檢測到過壓的過流，則按處理相間故障的方式，將故障線路隔離，防止負荷開關(guān)切斷故障電流，導致事故擴大的嚴重后果。

　　4、結(jié)論

　　本文提出的無信道饋線故障處理技術(shù)，實施簡單、一次投資少，與典型的重合器方式相比，處理速度快，對系統(tǒng)及用戶的沖擊小。它不但能處理相間故障，而且能處理單相接地故障，除瞬時性故障不能定位外，各類永久性故障都能由變電站出線保護監(jiān)控裝置判定故障線段。本方案已在浙江省紹興市用電管理所投入運行，進行試點。待解決了信道問題后，就可實現(xiàn)SCADA功能，無需重復投資改造FTU及分段開關(guān)。