基于智能负荷开关的V-I-T型自动分段器_残压闭锁

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 王贵宾 山东省日照供电公司　　吴尚洁 张忠华 袁钦成 中国电力科学研究院科锐公司

摘要：该文介绍了一种新的配电系统自动网络重构方案--基于智能负荷开关的V-I-T自动分段器方案。V-I-T型自动分段器方案适用于环网或辐射型的架空和电缆线路，分段开关之间采用分布式智能V-I-T功能相互配合，无需通信网络，配合变电站出口断路器（重合器），自动完成故障定位、清除、隔离和转供，及时快速恢复供电，调试、维护简单方便，大大减少停电面积和停电时间。 


配电系统馈线自动化的重要内容之一，就是要迅速定位故障、隔离故障区段，尽可能快地恢复非故障区域的供电，以最大限度地提高供电可靠性，即故障后的网络重构。本文在对现有方案讨论和总结的基础上，提出了新型V-I-T自动网络重构方案，该方案基于新型智能分段器的分布式智能控制功能，与变电站出口重合器/断路器相配合，自动完成故障定位、清除、隔离、自动转移和恢复供电，无需通信网络，对线路冲击小，大大减少停电面积和停电时间。该方案已成功地运用到新开发研制的装置中，工程实施运行结果表明该方案实用有效，装置运行可靠，适合在系统中推广应用。 

随着电子技术和通信技术在电力系统中的应用，配电终端的智能化水平越来越高。配电自动化的部分功能，尤其是实时性要求较高的故障处理和供电恢复等功能，逐渐由集中式向分布式、就地化转移，越来越趋向于由智能化终端来完成[1]。智能负荷开关集测量、监控、通信、网络重构等功能为一体，可以根据用户的使用场合的不同，灵活配置其控制功能，实现故障的自动定位、隔离和自动转移供电，是可以在配电系统大力推广的智能配电设备。 

1 自动网络重构方案分析 

故障后网络重构的目的，主要是隔离故障区段，迅速恢复非故障区段的供电。它的具体实现是通过一些现场设备的分、合闸操作进行的，根据控制策略的重点不同，目前故障后网络重构有两种策略[2]。 

1.1 集中式智能 

它是通过一个控制中心对现场的开关进行监视和控制。当线路上发生故障后，通过现场的故障检测装置检测故障，并将故障信息通过传输通道送到控制中心，控制中心根据网络拓扑信息、开关状态、故障检测信息，判断故障区段，下发遥控命令，跳开故障区段两侧的开关，重合变电站出线开关和联络开关，恢复非故障线路的供电。因此集中式智能需具备以下几个条件： 

·可电动、遥控操作的开关； 

·有故障检测功能的控制装置和通讯接口； 

·可靠的通讯通道； 

·控制中心的计算机软、硬件系统。 

当然操作控制命令也可以由人工下达，但这种方式由于操作人员的参与，既费时间，又缺乏效率。集中控制方式的优点是重构期可避免短路电流冲击，且不需现场设备具有自动控制功能。一般在1~2分钟可完成操作，但这种方式要大面积推广，费用较高，在中国很难普遍实施。 

1.2 就地控制功能（分布式智能） 

就地控制功能是指线路上的每个开关自我检测线路电流或电压，相互配合、自动进行合分操作，以隔离故障，恢复供电，包括分段器方案和重合器/断路器方案。 

1.2.1 分段器方案 

它又分为两种类型的转供方案。 

一种类型是电压型方案：通过检测线路电压，分段开关失压分闸、有电延时合闸，合闸后延时期内有故障则分闸闭锁，或联络开关失压延时合闸等功能达到隔离故障，恢复供电的目的。这种方案实施简单，但隔离故障和恢复送电所需操作的开关数量多，动作次数多，隔离和恢复供电时间较长。 

另一种类型是电流脉冲计数型方案：通过开关的故障电流脉冲计数达到设定值后，自动分闸。它要求上、下级开关在计数设定值不一样，同时某些情况下，串联的出口断路器需进行多次重合闸操作，才能隔离故障，对线路冲击较大，出口开关有时难以满足要求。因此串联的开关必须很少。 

1.2.2 重合器方案 

重合器或断路器本身具备开断短路电流的能力，因此发生故障后，可就地清除故障。当然这需要控制器保护能够与变电站出口保护配合。但当一条线路上设置过多的断路器或重合器时，保护往往难以配合。该方案的设备投资较分段器方案要高很多。 

上述这两种方案中，在执行恢复供电方案时，若联络开关合闸到故障点时，会造成另一次短路电流冲击。它们的优点是，不需要依赖通讯和主站系统，而可以独立工作。 

1.2.3 V-I-T型自动分段器方案 

新型的V-I-T分段器方案综合了电流型、电压型分布式转供方案的优点，利用智能分段器功能多样，配置灵活的特点，可同时监视故障电流和电压，与传统的分段器相比，效率提高很多，隔离故障和恢复供电时间大大缩短。 

新型的V-I-T分段器方案的特点是： 

·同时监测电流和电压，在检测到故障后，经过一定延时开关自动进行分、合闸操作，实现自动隔离故障和转移、恢复供电； 

·利用残压闭锁功能有效防止联络开关合闸到故障上造成另一次短路电流冲击； 

·可以根据用户要求和开关位置（主干线、分支线等）不同配置不同的功能； 

·在一个环网中统一功能参数整定（线路首端开关除外），自动判断联络开关位置，故障处理后自动复位； 

·需要变电站出口整定重合闸功能。 

V-I-T分段器方案在线路发生故障时，能快速准确的定位故障，隔离故障，完成恢复和转移供电；开关动作次数少，对线路最多只产生一次冲击；功能设置简单，维护方便。由于自具网络重构功能，不需外界干预，无需通讯系统和主站，在配电自动化的初级阶段，将此模式应用到辐射形网络和双电源环网中，是很好的选择。 

2 V-I-T型网络重构方案的实现 

2.1 V-I-T型自动分段器方案的设计原理 

V-I-T型自动分段器方案适用于环网或辐射线路，分段器之间采用FTU智能自动化功能配合，无需通信网络，自动完成故障定位、清除、隔离和转供，调试、维护简单方便，减少停电时间和停电面积。 

V-I-T型分段器方案的主要原则是： 

·发生故障后，变电站出口跳闸，线路上分段器失压无流分闸，切除故障； 

·变电站出口重合闸，线路上分段器依次试合，试合成功，短时闭锁，失压分闸； 

·故障点前的开关合闸在故障上再次分闸并闭锁，故障点后的开关检测到残压脉冲自动分闸闭锁，从而将故障点准确隔离（对线路产生一次冲击）； 

·联络开关单侧失压延时合闸，完成自动转移供电； 

·变电站出口再次重合（人工送电或整定二次重合闸），恢复非故障区段供电； 

·位于出线上的开关，整定故障电流脉冲计数功能，检测到故障电流脉冲达到设定次数后，自动分闸闭锁。 

2.2 V-I-T自动网络重构功能 

设配电网络采用双电源手拉手方式，包括若干台智能分段器，配RDCU-2A控制器。变电站出口设置一次重合闸，分段器之间采用V-I-T综合型网络重构功能配合，联络开关位置可设置为主环上任意开关。每台分段器的测控模块采集三相电流，双侧电压，如图1所示。 


实现下列自动网络重构功能： 

·失电延时T1 s后分闸 (双侧无压，无流)：开关在合位、双侧无压、无流，失电延时到，控制开关分闸； 

·得电延时X时间后合闸：开关在分位、一侧有压、一侧无压，得电延时时间到，控制开关合闸； 

·合闸后Y时间内电压消失，并伴有故障脉冲，分闸并闭锁：开关合闸后、延时时间未到，电压消失，并伴有故障电流脉冲，控制开关分闸并进入闭锁状态，即使单侧电压再次正常，也不执行延合闸功能； 

·单侧失压延时T4 s后合闸（注：双侧同时失压不合闸）：开关在分位且双侧电压正常持续30 s以上，单侧电压消失，延时时间到后，控制开关合闸，可选择开关任意一侧失压即延时控制开关合闸； 

·得电合闸成功后短时（T5 s内）闭锁失压分闸功能：执行“得电延时合闸”功能，并且合闸成功后，在延时时间内闭锁“继电保护功能”，此延时时间内即使电压再次消失，也不执行延时分闸； 

·残压脉冲闭锁：开关处于分闸状态，任意一侧电压由无压升高超过最低残压整定值，又在Y时间内消失，FTU即进入闭锁状态，使开关处于分闸位置； 

·双侧均有电压时，禁止开关合闸：开关处于分闸状态时，两侧电压均正常时，此时FTU闭锁合闸功能； 

·环网复归：故障处理后，可人工或自动清除故障标志，为下一次故障处理做准备。FTU检测到开关两侧电压正常，持续时间超过整定时间，FTU将失压、过流、闭锁等标志清除； 

·过流脉冲计数M次分闸闭锁（用于分支线路负荷开关）：用于分支线路，可检测线路上故障电流次数，当计数至设定次数后，在线路失压后，分开负荷开关； 

·联络开关自动判断功能：开关处于分位，检测开关两侧有压稳定时间超过30 s。 

3 功能配置和故障处理 

下面以某市城区架空环网系统的配电自动化工程为例分析V-I-T综合型网络重构功能的配置方法和故障处理过程。 

3.1 系统配置 

系统配置如图2所示。该系统涉及2个电源点（变电站）、1个开闭所，共有3条手拉手架空线路、2条联络线。柱上开关皆为电动负荷开关，开关内置三相TA（500 A：1 A），开关两侧都安装10 kV/100 V（UAB、UBC）/100 V（二次电源）一次TV。假定变电站、开闭所出口保护延时不大于1 s、1 s/1次重合闸。 

每台柱上开关配置：2台TV（二次输出UAB、UBC）；1台FTU(RDCU-2A/X型) 。 

FTU接入3路TA、双侧4路TV（S1、S6、S11、S13，负荷侧只将电源接入FTU，信号TV不接入FTU）、1对开关位置辅助接点、SF6等负荷开关报警接点信号，并输出1对合分闸控制信号。FTU带后备电源、操作面板、键盘和LCD显示，预留远动通信接口和保护通信接口。 


3.2 馈线自动化处理过程 

3.2.1 F1点故障 

CB1保护跳闸，S1、S2失电延时分闸，1 s后CB1重合，如瞬时性故障则CB1重合成功，S1得电延时5 s合闸成功，S2得电延时5 s合闸成功，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，恢复供电结束。 

如果是永久性故障则CB1重合失败并闭锁，同时S1检测到残压脉冲并闭锁（处于分位），S3单侧失压延时15 s合闸成功，S2得电延时5 s合闸成功，转移供电结束。 

3.2.2 F2点故障 

CB1保护跳闸，S1、S2失电延时分闸，1 s后CB1重合成功，S1得电延时5 s合闸，如瞬时性故障则合闸成功，同时“短时闭锁失电分闸”功能启动，S2得电延时5 s合闸成功，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，恢复供电结束。 

如果是永久性故障则在S1合闸后，CB1再次跳闸，S1因Y时间未到电压即再次消失，合闸不成功，再次分闸并闭锁；同时S2检测到残压脉冲并闭锁（处于分位）。CB1可再次试送电并成功。S3单侧失压延时15 s合闸成功，恢复与转移供电结束。 

3.2.3 F3点故障 

CB1保护跳闸，S1、S2失电延时分闸，1 s后CB1重合成功，S1得电延时5 s合闸成功，同时“短时闭锁失电分闸”功能启动，S1合闸后电压正常时间超过Y时间，S1“短时闭锁失电分闸”功能执行。S2得电延时5 s合闸，如瞬时性故障则合闸成功，S3“单侧失压延时合闸”功能因延时未到复归，恢复供电结束。 

如果是永久性故障则在S2合闸后， CB1再次跳闸，S2因Y时间未到电压即再次消失，再次分闸并闭锁；由于S1执行“短时闭锁失电分闸”功能，不再分闸（注：此处与东芝方案不同）。同时S3检测到残压脉冲并闭锁（处于分位）。CB1可再次试送电，S1已处于合闸位置，送电成功，恢复与转移供电结束。 

3.2.4 F4点故障 

处理过程与F3点类同。 

3.2.5 F5点故障 

处理过程与F2点类同；另外，S14 整定的是：“B侧失压启动失压延时合闸”功能，在上述所有故障引起的停电中，都不会进行转供电（处于分位）。同时F5故障S14还会检测到残压脉冲。 

3.2.6 F6点故障 

处理过程与F1点故障类同。 

3.2.7 F7点故障 

处理过程与F2点类同；另外，S12、S14 同时检测到残压脉冲处于闭锁状态（处于分位）。 

3.2.8 F8点故障 

处理过程与F7点类同；另外，S12、S15 检测到残压脉冲处于闭锁状态（处于分位）。 

3.2.9 F9点故障 

处理过程与F1故障点类同。另外因S12单侧失压后15 s即合闸，S15是B侧失压25 s合闸，即通常情况下，是由S12完成转移供电。 

另外，需要说明的是： 

·开闭所与2＃变电站是同一个电源，如果同时失电。S12同时失压，并不合闸（只有单侧失压才会延时合闸）。S14、S15 B侧失压，延时25 s合闸，完成转移供电。 

·S1、S6、S11、S13的B侧TA信号未接入FTU。如果变电站母线失电（检修或发生故障），即使联络开关合闸，此处的四台开关也不合闸，不会将10 kV反送至变电站母线。 

4 应用实例 

本文介绍的基于智能分段器的V-I-T自动网络重构方案已经在全国多项工程中得到应用。例如，贵阳息烽城区配电网15台负荷开关联成三条“手拉手”环网，采用V-I-T自动网络重构方案实现全面的配网自动化；四川内江城区电缆线路改造工程，利用V-I-T原理实现故障快速处理和网络重构。运行结果表明了智能负荷开关及其控制装置性能优良，也说明了新型V-I-T网络重构方案的可行性和工程实用价值。 

参考文献 

[1] 袁钦成, 淡文刚, 吴尚洁, 张忠华. 一种新型智能环网柜系统. 2004年配网新技术研讨会会议论文,2004.6. 

[2] 袁钦成, 张忠华, 吴传宏. 集中控制与分布式智能相结合的故障后网络重构方案. 2001年配网新技术研讨会会议论文,2001.6.