沈梓正，秦立軍

(華北電力大學(xué)現(xiàn)代電力研究院，北京102206)

0 引言

隨著經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的達(dá)成均要求提供優(yōu)質(zhì)的供電質(zhì)量，而設(shè)備老舊、改造施工和氣候影響等對電網(wǎng)供電的破壞性影響日益加劇。因此，通過饋線自動(dòng)化實(shí)現(xiàn)故障的快速定位、隔離和恢復(fù)，減少停電時(shí)間、縮小停電范圍對確保配電網(wǎng)正常運(yùn)行具有重要的現(xiàn)實(shí)意義［1］。

1 饋線自動(dòng)化現(xiàn)有模式

饋線自動(dòng)化作為配電自動(dòng)化系統(tǒng)中最核心的組成部分，其功能主要是在饋線發(fā)生故障時(shí)迅速獲取故障信息，實(shí)現(xiàn)對故障區(qū)域的準(zhǔn)確定位與快速隔離，并在最短時(shí)間內(nèi)恢復(fù)對非故障區(qū)域的供電。由于配電網(wǎng)供電半徑短，發(fā)生線路故障時(shí)，流過各分段開關(guān)的短路電流差別小，無法設(shè)置多級(jí)差保護(hù)，因此早期的饋線故障處理只是簡單地利用變壓器出口電流速斷保護(hù)斷路器切斷故障，擴(kuò)大了故障范圍，缺乏故障判斷能力。目前隨著通信技術(shù)以及開關(guān)設(shè)備自動(dòng)化技術(shù)的發(fā)展，饋線自動(dòng)化形成了三種故障處理模式，下面分別介紹各種模式的原理及優(yōu)缺點(diǎn)。

1.1 基于重合器的就地處理模式

該模式所需的主要設(shè)備為重合器和分段器，現(xiàn)場的FTU可以自行進(jìn)行故障判斷和隔離，不需要通信系統(tǒng)和主站的建設(shè)，根據(jù)配合方式的不同主要有3種。

1)重合器與電壓時(shí)間型分段器配合［2］:根據(jù)變電站出線斷路器驗(yàn)出故障跳閘后，開關(guān)檢測到線路失壓跳閘。重合器到達(dá)整定時(shí)間后重合，沿線開關(guān)逐一合閘，合到故障位置，與故障點(diǎn)相連的開關(guān)檢測到失壓，開關(guān)跳開且閉鎖在分閘狀態(tài)。

2)重合器與過流脈沖計(jì)數(shù)型分段器［2］:開關(guān)檢測到故障電流，并根據(jù)變電站出線重合閘開斷故障電流動(dòng)作次數(shù)確定故障區(qū)域，隔離故障線段，原理簡單。

3)重合器與重合器配合:故障時(shí)，變壓器出現(xiàn)斷路器跳閘，重合失敗后，沿故障線路的斷路器依次按照預(yù)先的整定值進(jìn)行分合操作，若重合成功則停止動(dòng)作，若重合失敗則重合器閉鎖在分閘位置。

總之，就地處理模式原理簡單，不需要通信和主站建設(shè)，節(jié)約投資。在故障處理方面，對于瞬時(shí)故障，恢復(fù)時(shí)間較長，需要借助開關(guān)依次閉合判斷;對于永久性故障，經(jīng)歷一次重合閘和數(shù)次開關(guān)合閘才能完成故障區(qū)域判定，不能一次性實(shí)現(xiàn)故障的切除與隔離。設(shè)備需要根據(jù)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)而設(shè)定參數(shù)配合，適用于運(yùn)行方式簡單的網(wǎng)絡(luò)。斷路器的多次重合閘對設(shè)備和網(wǎng)絡(luò)的沖擊很大。

1.2 基于智能終端的快速保護(hù)模式

在這種模式中［3］，饋線開關(guān)配置的智能電子設(shè)備與兩端相鄰的設(shè)備交換故障信息和故障拒動(dòng)信息，即智能電子設(shè)備間可以相互通信。

石油行業(yè)具有勘探、開發(fā)、石油工程、生產(chǎn)保障、后勤服務(wù)等多兵種作戰(zhàn)、多系統(tǒng)集合的特點(diǎn)，從全省高度客觀系統(tǒng)記述石油行業(yè)的發(fā)展本身就有難度。二輪修志面臨的客觀現(xiàn)實(shí)更加復(fù)雜：改革力度大，調(diào)整重組多，機(jī)構(gòu)變化快，單位關(guān)系雜，業(yè)務(wù)拓展多，資料保存難，文秘人員少，加之修志周期長，涉及面廣，工作量大，抽調(diào)修志人員難，按時(shí)高質(zhì)量完成山東省部署的石油工業(yè)志編纂任務(wù)，單靠只手難負(fù)重任，需要油田上下各條戰(zhàn)線方方面面密切配合，唯有“眾手”才能成志。

如圖1所示的一個(gè)典型配電網(wǎng)。當(dāng)開關(guān)CHT處于斷開狀態(tài)，即系統(tǒng)開環(huán)運(yùn)行時(shí)，當(dāng)饋線Z2發(fā)生故障時(shí)，開關(guān)CB1的智能電子設(shè)備采集到的CB1、CH1都流過故障電流的信息，表示故障不在Z1上。開關(guān)CH1的智能電子設(shè)備采集到CB1、CH1過流，CH2沒有過流，判斷出故障發(fā)生在Z2上，CH1跳閘。同理CH2也跳閘，CHT檢測到CB1所在的饋線失壓但是未采集到CH2流過故障電流，判斷出故障不在Z3上，經(jīng)過一定的延時(shí)，CHT自動(dòng)合閘，恢復(fù)對饋線Z3的供電。

當(dāng)CHT處于閉合狀態(tài)，即系統(tǒng)閉環(huán)運(yùn)行時(shí)，同樣是Z2發(fā)生故障。開關(guān)CB1的智能電子設(shè)備采集到的CB1、CH1都流過故障電流的信息，但是CH1的故障功率方向是指向饋線Z1外部，說明故障點(diǎn)不在Z1上。CH1采集到CB1、CH1和CH2都有故障電流流過，而且CH1、CH2的故障功率方向都指向線路Z2，判斷出Z2故障。CH1和CH2跳閘隔離故障。同理，其他開關(guān)不動(dòng)作。

圖1 典型配電網(wǎng)

這種模式的故障處理具有相對的獨(dú)立性，可以縮短故障處理的速度，故障一般不會(huì)擴(kuò)展到非故障區(qū)，而且對系統(tǒng)沒有沖擊，但是對設(shè)備的要求高，終端設(shè)備間的通信網(wǎng)絡(luò)建設(shè)復(fù)雜，費(fèi)用投入較大;而且沒有充分考慮分支線路和多電源閉環(huán)運(yùn)行的情況。

1.3 基于FTU的集中式故障處理模式

在這種模式中［4－5］，需要在各開關(guān)上裝設(shè)饋線終端單元。在故障發(fā)生時(shí)，各饋線終端單元記錄下故障前及故障時(shí)的重要信息，如最大故障電流和故障前的負(fù)荷電流、最大故障功率等，并將上述信息傳至控制中心，經(jīng)計(jì)算機(jī)系統(tǒng)分析后確定出故障區(qū)段和最佳供電恢復(fù)方案，最終以遙控方式隔離故障區(qū)段，恢復(fù)健全區(qū)段供電。這種基于通信的饋線自動(dòng)化方案綜合了電流保護(hù)、RTU遙控及重合閘功能，能夠快速切除故障，在幾秒到幾十秒內(nèi)實(shí)現(xiàn)故障隔離，在幾十秒到幾分鐘內(nèi)實(shí)現(xiàn)恢復(fù)供電。集中模式完全避免了上述兩種模式的缺點(diǎn)，但對配電網(wǎng)通信的依賴性強(qiáng)，沒有將配電自動(dòng)化的正常運(yùn)行和緊急控制相分離。

采用智能終端與集中處理的配合的模式，這種模式以通信為基礎(chǔ)，無論是終端的智能電子設(shè)備與終端的智能電子設(shè)備之間，還是終端的智能電子設(shè)備與主站之間都可以相互進(jìn)行信息傳遞。一方面它可以不依賴于通信系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)饋線自動(dòng)化功能，另一方面它可以為集中控制方式提供一種后備措施。汲取兩種控制方式的優(yōu)點(diǎn)，利用就地控制的優(yōu)點(diǎn)彌補(bǔ)遠(yuǎn)方集中控制在線路故障等特殊情況下的不足，力求達(dá)到完善的控制。但是關(guān)鍵性技術(shù)通信網(wǎng)絡(luò)的故障將會(huì)導(dǎo)致故障處理功能的癱瘓。

2 饋線自動(dòng)化新模式的探索

由前所述可知，現(xiàn)有的三種故障處理模式都有一定的局限性，利用三級(jí)級(jí)差保護(hù)可以將主干線、分支線與用戶線等線路故障利用設(shè)定的延時(shí)時(shí)差相區(qū)分，不會(huì)造成全線的動(dòng)作，再配合電壓時(shí)間型分段器將故障有選擇的切除。

2.1 三級(jí)級(jí)差保護(hù)的實(shí)現(xiàn)

永磁操作機(jī)構(gòu)通過工作參數(shù)的設(shè)計(jì)和配合，分閘時(shí)間可做到10 ms左右。無觸點(diǎn)電子式分合閘驅(qū)動(dòng)電路延時(shí)時(shí)間可以小于1 ms，快速保護(hù)算法可在10 ms左右完成故障判斷。綜上，快速斷路器可在30 ms將故障切除。此快速斷路器安裝在如圖2所示的B1－B4處。考慮一定的時(shí)間裕度，上一級(jí)饋線開關(guān)可設(shè)置100～150 ms的保護(hù)動(dòng)作延時(shí)時(shí)間，即A5與A6處。變壓器出口的斷路器S1正常在故障后0.5 s跳閘，仍有200～250 ms的級(jí)差。

2.2 三級(jí)極差保護(hù)的配置原理

三級(jí)級(jí)差保護(hù)的典型配置一般有兩種情況。

1)變電站出線開關(guān)、饋線分支開關(guān)與用戶之間的三級(jí)級(jí)差保護(hù)，如圖2所示。時(shí)間如上文所述。

圖2 變電站出線開關(guān)，饋線分友開關(guān)與用戶之間的典型三級(jí)級(jí)差保護(hù)

圖3 變電站出線開關(guān)，環(huán)網(wǎng)柜出線開關(guān)與中間某一級(jí)環(huán)網(wǎng)柜的進(jìn)線開關(guān)之間的典型三級(jí)級(jí)差保護(hù)

2.3 新模式的故障處理機(jī)制

當(dāng)主干線路發(fā)生故障時(shí)，由于線路類型的不同，處理方式略有區(qū)別。

主干線路為全架空線路，故障處理的策略為:

1)饋線故障后，變壓器出線斷路器動(dòng)作跳閘切除故障點(diǎn)。

2)0.5 s的延時(shí)后，變壓器出線斷路器重合閘，若重合閘成功則為瞬時(shí)性故障;若重合閘失敗則為永久性故障。

3)若為永久性故障沿著主干線路的電壓時(shí)間型分段器依次重合找出故障位置。

4)主站經(jīng)過分析計(jì)算后，遙控故障區(qū)域附近的聯(lián)絡(luò)開關(guān)，完成負(fù)荷轉(zhuǎn)移，恢復(fù)非故障區(qū)的供電。

主干線路為全電纜線路，故障處理的策略為:

1)饋線發(fā)生故障即一定為永久性故障，變壓器出線斷路器動(dòng)作跳閘切除故障點(diǎn)。

2)若為永久性故障沿著主干線路的電壓時(shí)間型分段器依次重合找出故障位置。

3)主站經(jīng)過分析計(jì)算后，遙控故障區(qū)域附近的聯(lián)絡(luò)開關(guān)，完成負(fù)荷轉(zhuǎn)移，恢復(fù)非故障區(qū)的供電。

當(dāng)饋線分支或用戶分支發(fā)生故障時(shí)見圖2，故障處理的策略為:

1)相應(yīng)的斷路器動(dòng)作跳閘切除故障點(diǎn)。

2)若跳閘開關(guān)所在線路為架空線路，則經(jīng)過0.5延時(shí)后啟動(dòng)重合閘。若重合閘成功則為瞬時(shí)性故障，重合失敗則為永久性故障。若跳閘開關(guān)所在線路為電纜線路，則直接確定為永久性故障。

3)若為永久性故障沿著主干線路的電壓時(shí)間型分段器依次重合找出故障位置。

4)主站經(jīng)過分析計(jì)算后，遙控故障區(qū)域附近的聯(lián)絡(luò)開關(guān)，完成負(fù)荷轉(zhuǎn)移，恢復(fù)非故障區(qū)的供電。

當(dāng)饋線發(fā)生故障時(shí)，通過三級(jí)級(jí)差保護(hù)和電壓時(shí)間型分段器實(shí)現(xiàn)故障區(qū)域快速的有選擇性的切除，不受通信網(wǎng)絡(luò)的限制。故障隔離后，主站通過判斷分析FTU上傳的故障信息，無論任何網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)都可以給出非故障區(qū)故障恢復(fù)方案。

3 結(jié)論

本文主要介紹了饋線自動(dòng)化現(xiàn)有的三種實(shí)現(xiàn)方案的原理以及優(yōu)缺點(diǎn)。并針對智能終端模式及集中式故障處理模式對通信系統(tǒng)的依賴性強(qiáng)而基于重合器的就地處理模式使得故障的切除和隔離相分離，故障恢復(fù)沒有選擇性、時(shí)間長等缺陷，提出了三級(jí)級(jí)差保護(hù)與集中式故障處理的配合的饋線自動(dòng)化新模式，實(shí)現(xiàn)了對故障區(qū)域的準(zhǔn)確定位與快速隔離及在最短時(shí)間內(nèi)恢復(fù)對故障區(qū)域的供電。

［1］李軍.韓國配電網(wǎng)自動(dòng)化系統(tǒng)的發(fā)展(一)［J］.江蘇電機(jī)工程，1999，18(3):53 －55.

［2］楊紹軍.基于智能開關(guān)設(shè)備的配電網(wǎng)線路自動(dòng)化技術(shù)［J］.電力設(shè)備，2007，8(12):6 －9.

［3］劉海濤，沐連順，蘇劍.饋線自動(dòng)化系統(tǒng)的集中智能控制模式［J］.電網(wǎng)技術(shù)，2007，31(23):17 －2.

［4］劉健，程紅麗，李啟瑞.重合器與電壓－電流型開關(guān)配合的饋線自動(dòng)化［J］.電力系統(tǒng)自動(dòng)化，2003，27(22):68－71.

［5］周念成，賈延海，趙淵.一種新的配電網(wǎng)快速保護(hù)方案［J］.電網(wǎng)技術(shù)，2005，29(23):68－73.