宋友文，廖偉炎

(中國(guó)南方電網(wǎng)責(zé)任有限公司，廣東 廣州 510000)

0 引言

饋線自動(dòng)化是配電線路自動(dòng)化的重要組成部分［1］。近年來(lái)，隨著饋線自動(dòng)化技術(shù)的不斷發(fā)展，柱上開關(guān)具有了自動(dòng)隔離故障、測(cè)量、保護(hù)、通信等功能。在架空線路上安裝具有自動(dòng)化功能的柱上開關(guān)(這里統(tǒng)稱為柱上智能開關(guān))，發(fā)生故障時(shí)柱上開關(guān)能自動(dòng)隔離故障區(qū)域，縮短故障查找的時(shí)間，迅速恢復(fù)非故障區(qū)域的正常供電。同時(shí)，饋線自動(dòng)化能顯著降低饋線出線開關(guān)的跳閘次數(shù)，提高重合閘成功率，是提升配電網(wǎng)架空線路運(yùn)行水平的有效手段。因此饋線自動(dòng)化的實(shí)施對(duì)提高供電可靠性具有非常重要的意義。

目前廣州地區(qū)10 kV架空線路覆蓋范圍廣闊，跳閘率高，柱上開關(guān)數(shù)量嚴(yán)重不足，這些因素直接導(dǎo)致架空線路所在的農(nóng)村地區(qū)供電可靠率低，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于市中心區(qū)的供電可靠性水平，對(duì)廣州地區(qū)供電可靠性水平造成了很大的影響。因此，為了提高廣州地區(qū)的供電可靠性水平，必須尋求有效的技術(shù)手段彌補(bǔ)架空線路現(xiàn)狀的不足。實(shí)施架空饋線自動(dòng)化就是一種主要的技術(shù)手段。

從廣州地區(qū)10 kV架空線路現(xiàn)狀出發(fā)，對(duì)柱上智能開關(guān)的應(yīng)用進(jìn)行深入探討，提出實(shí)現(xiàn)遙測(cè)、遙信功能，應(yīng)用線路設(shè)備保護(hù)的架空饋線自動(dòng)化新模式，實(shí)現(xiàn)減少饋線出線開關(guān)跳閘，縮小停電范圍，提高供電可靠性的目標(biāo)。

1 廣州地區(qū)10 kV架空線路現(xiàn)狀

1.1 廣州10 kV架空饋線規(guī)模

廣州地區(qū)10 kV饋線情況如表1所示，10 kV架空線路主要集中在城鎮(zhèn)和農(nóng)村地區(qū)，線路平均長(zhǎng)度約11.6 km，以放射型線路為主，分支線路多。

表1 廣州地區(qū)10 kV饋線情況

1.2 廣州10 kV架空饋線跳閘特點(diǎn)

(1)永久故障跳閘以架空線路為主

根據(jù)2008年10 kV饋線共發(fā)生永久故障跳閘統(tǒng)計(jì)(見表2)，架空線路永久故障跳閘占了82.7%。

表2 2008年廣州地區(qū)10 kV饋線故障情況

(2)架空線路跳閘以瞬時(shí)性跳閘為主

2008年架空線路跳閘4231次，78.7%為瞬時(shí)性跳閘(重合閘成功)。

(3)架空線路跳閘以單相接地故障為主

廣州地區(qū)10 kV配電網(wǎng)是中性點(diǎn)小電阻接地系統(tǒng)，單相接地故障將引起變電站10 kV出線開關(guān)零序保護(hù)動(dòng)作。2008年單相接地故障引起的零序保護(hù)跳閘占架空線路跳閘次數(shù)的66%。

(4)用戶出門跳閘逐年增長(zhǎng)

2008年因用戶出門事故引起的10 kV架空饋線跳閘占架空線路跳閘次數(shù)的6.7%，同比增加1.3個(gè)百分點(diǎn)。

1.3 廣州10 kV架空饋線自動(dòng)化實(shí)施現(xiàn)狀

從1999年開始［2］，廣州供電局開展了電壓型饋線自動(dòng)化的初步實(shí)施，累計(jì)安裝柱上自動(dòng)化開關(guān)700多臺(tái)，主要實(shí)施模式是采用電壓型自動(dòng)化柱上開關(guān)，配合饋線出線開關(guān)二次重合閘、實(shí)現(xiàn)故障區(qū)域的隔離。這種電壓型饋線自動(dòng)化模式具有設(shè)備配置簡(jiǎn)單、隔離故障成功率高的特點(diǎn)［3］，但存在以下不足。

(1)隔離故障需要饋線出線開關(guān)多次分閘、合閘配合，造成非故障區(qū)域的多次重復(fù)停電。

(2)饋線出線開關(guān)跳閘次數(shù)多。

(3)隔離故障所需時(shí)間長(zhǎng)，需要逐段延時(shí)合閘分段負(fù)荷開關(guān)。

(4)不能實(shí)現(xiàn)饋線潮流、開關(guān)工況的遠(yuǎn)方監(jiān)視控制。

(5)不能縮小停電區(qū)域，導(dǎo)致非故障段停電。

廣州地區(qū)架空饋線以自然延伸輻射型為主，主干線上帶有多條分支線，分支線再延伸出多條小分支線，線路結(jié)構(gòu)復(fù)雜，而且分支線上的每一次永久或瞬時(shí)故障均會(huì)引起全條饋線停電，影響范圍較大，因此傳統(tǒng)的電壓型饋線自動(dòng)化模式已不能滿足廣州地區(qū)配電網(wǎng)實(shí)際發(fā)展需求，需要探討一種功能豐富、適合廣州地區(qū)的饋線自動(dòng)化新模式。

2 柱上智能開關(guān)

柱上智能開關(guān)指具有電流電壓信號(hào)采集、線路保護(hù)、智能就地自動(dòng)隔離故障、采用多種通信方式等功能的柱上開關(guān)，由一次開關(guān)設(shè)備、自動(dòng)化控制器和電源變壓器3部分組成。按照開關(guān)類型可分為柱上智能斷路器、柱上智能負(fù)荷開關(guān)、柱上智能用戶分界負(fù)荷開關(guān)3類。

(1)柱上智能斷路器

柱上智能斷路器是配置自動(dòng)化控制單元和保護(hù)單元的柱上斷路器，滿足饋線自動(dòng)化的功能要求，可切斷相間短路電流、負(fù)荷電流、零序電流?？裳b設(shè)在主干線和分支線上，配備三相電壓或電流互感器、零序電流互感器?？蓭煞N保護(hù)配置，一種配置帶時(shí)限的過(guò)流或速斷保護(hù)、零序保護(hù)，另一種配置重合閘后加速保護(hù)。

根據(jù)功能位置分類可分為主干線分段斷路器、分支線分界斷路器、用戶分界斷路器3種。

(2)智能柱上負(fù)荷開關(guān)

智能柱上負(fù)荷開關(guān)是配置自動(dòng)化控制單元的柱上負(fù)荷開關(guān)，滿足饋線自動(dòng)化的功能要求，可切斷負(fù)荷電流、零序電流，并且可靈活配置為電流型或電壓型?？裳b設(shè)在主干線和分支線上，配備三相電壓和電流互感器和零序電流互感器。具有有壓延時(shí)合閘、無(wú)壓延時(shí)分閘等功能，可自動(dòng)隔離故障區(qū)域。

根據(jù)功能位置分類可分為主干線分段負(fù)荷開關(guān)、分支線分界負(fù)荷開關(guān)兩種。

(3)用戶分界負(fù)荷開關(guān)與柱上智能負(fù)荷開關(guān)功能基本一致，配置了自動(dòng)化控制器，可自動(dòng)切除用戶側(cè)單相接地故障，不引起上一級(jí)線路跳閘。配備三相電流互感器和零序電流互感器。

(4)饋線自動(dòng)化智能控制器(feeder terminal unit，F(xiàn)TU)

饋線自動(dòng)化控制器可與斷路器、重合器、負(fù)荷開關(guān)連接，可設(shè)置多種控制參數(shù)，靈活使用多種通信方式，使得柱上開關(guān)實(shí)現(xiàn)饋線自動(dòng)化兩遙功能?？刂破骺蛇x擇配備多種保護(hù)功能，包括配置帶時(shí)限的過(guò)流或速斷保護(hù)、零序保護(hù)、電壓時(shí)限型、電流時(shí)限型控制等模式。

3 10 kV架空饋線自動(dòng)化新模式的主要特點(diǎn)

架空饋線自動(dòng)化新模式應(yīng)用柱上智能斷路器或柱上智能負(fù)荷開關(guān)將饋線分成若干區(qū)段，實(shí)現(xiàn)對(duì)饋線的分段監(jiān)測(cè)、控制，以實(shí)現(xiàn)二遙為核心，應(yīng)用線路設(shè)備保護(hù)與變電站保護(hù)進(jìn)行有效的配合。主要特點(diǎn)如下。

(1)減少變電站出線開關(guān)跳閘

饋線出線開關(guān)跳閘將影響整條饋線的全部供電區(qū)域，停電影響范圍最大。饋線發(fā)生故障時(shí)，通過(guò)增設(shè)分段斷路器的方法，利用線路設(shè)備保護(hù)盡可能在出線開關(guān)跳閘之前有效隔離故障區(qū)域，減少出線開關(guān)動(dòng)作。

(2)提高變電站出線開關(guān)重合閘成功率

配合二次重合閘，饋線出線開關(guān)跳閘后應(yīng)依靠自動(dòng)化開關(guān)自動(dòng)切除永久性故障區(qū)域，最終重合閘成功，快速恢復(fù)非故障區(qū)域供電，提高重合閘成功率，減少重合閘不成功的跳閘次數(shù)。

(3)減少靠近電源側(cè)的開關(guān)動(dòng)作次數(shù)

靠近電源側(cè)越近的開關(guān)，其跳閘引起的停電范圍也越大，應(yīng)盡量使靠近電源側(cè)的開關(guān)少動(dòng)作。

(4)自動(dòng)隔離用戶側(cè)單相接地故障

由于廣州供電局10 kV配電網(wǎng)是中性點(diǎn)小電阻接地系統(tǒng)，單相接地故障頻繁引起饋線出線開關(guān)零序保護(hù)動(dòng)作，因此采取有效措施避免單相接地故障所引起的跳閘，在用戶出門處設(shè)置用戶分界負(fù)荷開關(guān)自動(dòng)切除單相接地故障。

(5)控制單元靈活采用多種通信方式，可上傳開關(guān)狀態(tài)信號(hào)

饋線自動(dòng)化開關(guān)控制器(FTU)應(yīng)根據(jù)需求靈活配置多種通信模塊，開關(guān)動(dòng)作后控制器(FTU)可采用無(wú)線、載波、光纖等多種通信方式將告警信號(hào)上傳至后臺(tái)，縮短運(yùn)行人員的故障查找時(shí)間。架空線路覆蓋范圍廣闊，前期建設(shè)可使用無(wú)線通信方式。

4 10 kV饋線自動(dòng)化功能新模式

4.1 斷路器、負(fù)荷開關(guān)與智能控制器配合(模式1)

(1)如圖1所示，線路設(shè)備配置如表2所示。其中方框表示斷路器，圓圈表示負(fù)荷開關(guān);開關(guān)填充黑色表示閉合，填充白色表示分閘;斷路器、負(fù)荷開關(guān)均與饋線自動(dòng)化控制器相連接。

圖1 模式1典型配置示意圖

表3 模式1設(shè)備配置

(2)故障處理

故障點(diǎn):ZSW1和YSW1之間發(fā)生永久性故障。

步驟1:FB在0.15 s內(nèi)先于CB保護(hù)動(dòng)作跳閘，CB不動(dòng)作。FSW2、ZSW1、YSW3兩側(cè)失壓自動(dòng)分閘。

步驟2:FB在5 s之后重合閘。

步驟3:FSW2一側(cè)有壓，在延時(shí)5 s后合閘，合閘后沒有檢測(cè)到故障電流，F(xiàn)SW2在3 s后閉鎖分閘。

步驟4:ZSW1一側(cè)有壓，在延時(shí)5 s后合閘。

步驟5:由于是永久故障，F(xiàn)B再次跳閘，ZSW1分閘并閉鎖合閘，F(xiàn)SW2保持合閘。

步驟6:FB在60 s后第二次重合閘。ZSW1成功隔離故障，隔離故障約75 s。

故障隔離后線路情況，如圖2所示。

(3)主要實(shí)現(xiàn)功能

圖2 模式1故障隔離示意圖

①設(shè)置主干線分段斷路器(配備時(shí)限保護(hù))將主干線分為兩段，第二分段發(fā)生故障由主干線分段斷路器自動(dòng)切除，不會(huì)引起變電站出線斷路器跳閘，相當(dāng)于減少了50%變電站出線斷路器的跳閘，同時(shí)縮小了故障引起的停電范圍，保障了上一級(jí)線路的正常供電。

②提高重合閘成功率到90%以上。

③分段負(fù)荷開關(guān)具有分閘閉鎖功能，減少了恢復(fù)供電時(shí)逐級(jí)合閘的時(shí)間，減少了非故障段的停電時(shí)間。

④用戶分界負(fù)荷開關(guān)的應(yīng)用有效隔離了用戶側(cè)單相接地故障，不會(huì)引起上一級(jí)線路跳閘，減少了用戶出門事故。

⑤通過(guò)通信手段即可實(shí)現(xiàn)故障的迅速隔離，若配合通信手段可實(shí)時(shí)監(jiān)控各開關(guān)的狀態(tài)，開關(guān)動(dòng)作時(shí)向后臺(tái)發(fā)送故障信號(hào)，實(shí)現(xiàn)故障的快速定位。同時(shí)，實(shí)時(shí)采集監(jiān)視饋線潮流和開關(guān)運(yùn)行信息。

(4)線路保護(hù)與變電站開關(guān)保護(hù)的配合

廣州地區(qū)變電站出線開關(guān)過(guò)流保護(hù)時(shí)間為0.3 s，零序保護(hù)時(shí)間為1 s;主干線分段斷路器過(guò)流保護(hù)時(shí)間為0.15 s，零序保護(hù)時(shí)間為0.6 s，兩級(jí)過(guò)流保護(hù)的時(shí)間級(jí)差為0.15 s，零序保護(hù)的時(shí)間級(jí)差為0.4 s。根據(jù)上下級(jí)保護(hù)時(shí)間級(jí)差的配合原則。

T1為變電站保護(hù)時(shí)間繼電器的正、負(fù)誤差，取±30 ms;T2為線路保護(hù)時(shí)間繼電器的正、負(fù)誤差，取±30 ms;Td為斷路器跳閘時(shí)間;Ty為裕度時(shí)間取30 ms。

相間故障:斷路器跳閘時(shí)間Td≤150-30-30-30=60 ms，即斷路器保護(hù)動(dòng)作時(shí)間和斷路器分閘時(shí)間之和≤90 ms;

接地故障:斷路器跳閘時(shí)間Td≤400-30-30-30=310 ms，即斷路器保護(hù)動(dòng)作時(shí)間和斷路器分閘時(shí)間之和≤340 ms。

目前柱上斷路器的分閘時(shí)間一般為40～60 ms，在裕度時(shí)間允許范圍之內(nèi)，過(guò)流保護(hù)時(shí)間滿足級(jí)差保護(hù)配合要求，零序保護(hù)時(shí)間配合裕度更高，也完全滿足級(jí)差保護(hù)配合要求的。因此模式1中使用線路保護(hù)與變電站開關(guān)保護(hù)進(jìn)行配合是可行的。

4.2 斷路器、負(fù)荷開關(guān)與PLC控制器配合(模式2)

圖3 模式2典型配置示意圖

(1)如圖3所示，線路設(shè)備配置如下。

CB為帶時(shí)限保護(hù)(過(guò)流0.30 s，零序1.0 s)和二次重合閘功能的饋線出線斷路器;

FB為帶時(shí)限保護(hù)(過(guò)流0.15 s，零序0.6 s)和二次重合閘功能的主干線分段斷路器;

FSW1～FSW2為主干線分段負(fù)荷開關(guān);

ZSW1～ZSW2為分支線分界負(fù)荷開關(guān);

YSW1～YSW4為分支線用戶分界負(fù)荷開關(guān);

LSW為聯(lián)絡(luò)開關(guān);

方框表示斷路器，圓圈表示負(fù)荷開關(guān);

開關(guān)填充黑色表示閉合，填充白色表示分閘;

采用電力線載波通信(power line communication)，饋線自動(dòng)化控制器帶有專用PLC通信裝置。

(2)故障處理

故障點(diǎn):FSW1和FSW2之間發(fā)生永久故障。

步驟1:CB 保護(hù)動(dòng)作跳閘，F(xiàn)SW1、FSW2、FB、ZSW1、ZSW2、YSW1 均不動(dòng)作。

步驟2:CB在5 s之內(nèi)第一次重合閘。

步驟3:由于是永久故障，CB再次跳閘，各個(gè)負(fù)荷開關(guān)之間通過(guò)PLC通信，快速判斷故障點(diǎn)位置，故障點(diǎn)鄰近開關(guān)分閘，其余開關(guān)不動(dòng)作。

步驟4:CB在60 s之后第二次重合閘，F(xiàn)SW1、FSW2成功隔離故障點(diǎn)，可合上LSW聯(lián)絡(luò)開關(guān)轉(zhuǎn)供。隔離故障時(shí)間約為65 s。

故障隔離后線路情況，如圖4所示。

(3)主要實(shí)現(xiàn)功能

圖4 模式2故障隔離示意圖

①設(shè)置主干線分段斷路器(配備時(shí)限保護(hù))將主干線分為兩段，第二分段發(fā)生故障由主干線分段斷路器自動(dòng)切除，不會(huì)引起變電站出線斷路器跳閘，相當(dāng)于減少了50%變電站出線斷路器的跳閘，同時(shí)縮小了故障引起的停電范圍，保障了上一級(jí)線路的正常供電。

②利用架空電力導(dǎo)線作為通信載體，解決了饋線自動(dòng)化的通信難題，線路上每臺(tái)開關(guān)可兩兩通信。

③由于采用PLC通信功能以及故障電流方向判別，在永久故障發(fā)生后瞬間即可判定故障所在區(qū)域并進(jìn)行跳閘隔離，無(wú)需逐級(jí)延時(shí)合閘，大大縮短了故障區(qū)間定位隔離時(shí)間。

④僅有最接近故障區(qū)域的開關(guān)跳閘動(dòng)作，非鄰近故障區(qū)域的開關(guān)無(wú)需跳閘，減少開關(guān)不必要的動(dòng)作，有效地延長(zhǎng)開關(guān)壽命，并且大大縮短了非故障區(qū)域的供電恢復(fù)時(shí)間。

⑤對(duì)于瞬時(shí)故障，可以利用開關(guān)的過(guò)電流次數(shù)計(jì)數(shù)功能，通過(guò)二次重合閘來(lái)判定是否瞬時(shí)故障，完成永久故障區(qū)間的隔離。

模式2適用于多分支長(zhǎng)距離饋線，可在廣州地區(qū)選擇農(nóng)網(wǎng)線路進(jìn)行試點(diǎn)。

5 其他關(guān)鍵問題

(1)終端后備電源問題

方案中斷路器和負(fù)荷開關(guān)需要配備蓄電池作為后備電源，目前戶外終端后備電源普遍應(yīng)用鉛酸電池而不采用鋰電池，這是由于鋰電池耐高溫性能一般，不宜長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行在戶外高溫環(huán)境之下，因此宜采用鉛酸電池，并成立專業(yè)的維護(hù)隊(duì)伍對(duì)電池進(jìn)行定期維護(hù)，終端具備電池告警功能，并上傳告警信號(hào)。

(2)轉(zhuǎn)供電

當(dāng)線路需要轉(zhuǎn)供電時(shí)，先將智能柱上開關(guān)從自動(dòng)狀態(tài)轉(zhuǎn)換到手動(dòng)狀態(tài)，然后再合上聯(lián)絡(luò)開關(guān)，轉(zhuǎn)電期間暫時(shí)退出自動(dòng)化功能，避免出現(xiàn)保護(hù)失配。

(3)控制器的防盜和防雷擊

控制器由于安裝在桿上靠下的位置，比較容易被盜，并且防雷擊措施不足，2008年白云局已發(fā)生多起被盜及控制器雷擊事件。

(4)通信方式

對(duì)于方案1在實(shí)施第一階段采用無(wú)線公網(wǎng)(2G和3G)通信方式，實(shí)施簡(jiǎn)單，應(yīng)用靈活，不受地域限制，在條件成熟后可試點(diǎn)架設(shè)OPGW地線光纜，開展光纖通信應(yīng)用。

6 饋線自動(dòng)化新模式實(shí)施及應(yīng)用前景

廣州供電局在2009年6月啟動(dòng)了第一階段架空線路自動(dòng)化項(xiàng)目，實(shí)施范圍包括荔灣、白云等297條架空線路，涉及線路長(zhǎng)度3564 km，占廣州地區(qū)架空饋線總長(zhǎng)度的35%，新增柱上智能斷路器306臺(tái)，柱上智能負(fù)荷開關(guān)948臺(tái)，主要應(yīng)用模式1。而模式2適用于多分支長(zhǎng)距離饋線，因此在增城地區(qū)選擇了5～10條農(nóng)網(wǎng)線路進(jìn)行試點(diǎn)。2010年7月啟動(dòng)了第二階段架空線路自動(dòng)化項(xiàng)目，實(shí)施范圍包括番禺、花都、增城、從化100%的架空饋線。廣州供電局10 kV故障跳閘次數(shù)預(yù)計(jì)將顯著下降，重合閘成功率提高到90%以上。

廣東地區(qū)10 kV架空線路總長(zhǎng)度84799 km，占線路總長(zhǎng)度60%。廣東大部分地區(qū)電網(wǎng)以架空線路為主，與廣州地區(qū)具有相似的特點(diǎn)。隨著柱上智能開關(guān)設(shè)備質(zhì)量水平的不斷提高和功能不斷豐富，架空線路自動(dòng)化新模式將在廣東地區(qū)具有廣闊的應(yīng)用前景。

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