10KV馈线（精选八篇）
10KV馈线 篇1
线损是在电能的传输过程中经过输变电元件时, 由于相应的元件都在一定程度上存在电阻以及电抗, 从而形成了无功、有功电能的损失, 从而在一定状况下加大了电压的降低, 降低了变电设备的负载率。电压损失则可称为电压降以及压降, 降低了负载端的电压, 同时也导致用电设备功率下降, 甚至影响其正常的使用。
电能在传输过程中无法避免地将产生线损, 相应的电网供应企业以及电网管理企业应重视线损的降低, 从而有效提高企业的经济效益。同时, 降低线损也是企业电网管理水平以及电网建设水平的重要标志之一。由此可见电网的线损率是企业一项重要的经济技术指标。线损率的降低对提高供电企业的经济效益以及供电企业的发展有着十分重要的现实意义。
1 10 kV馈线异常分析
根据调查以及反映可了解到, 多条线路线损存在异常, 同时, 与理论上的线损值相差十分大, 相应的异常状况如表1所示:
在经过初步的排查工作后, 多条线路的用户在6月以及9月均为负控抄表。线路的售电量实际上是通过计量自动化系统所抄电量, 占据比例为100%。同时, 这几条异常线路在很长一段时间内未进行负荷调整。根据实际的线路现场排查状况分析可了解到, 供电公司在经过线路以及变电站的基础资料进行实际核对, 线损的理论数据与实际数据保持一致, 线路以及变电站的关系也一一对应, 排查线路显示封印完好, 计量装置未见异常。鉴于并未查找出异常的原因, 由此可通过线损分析以及排查进行查找问题所在。
2 10 kV馈线异常线损排查分析
通过对8月以及12月多条线路线损异常馈线用户通过自计量自动化系统监监控状况进行分析, 在监控过程中发现了多个告警信息, 排除了误告警基础之上, 分析了用户近12个月的电量负荷曲线, 由此发现了窃电嫌疑用户以及超负荷用电的用户, 通过使用计量自动化系统结合营销系统继续进行跟踪分析之后, 对所有的用户制定了排查方案。
1) 6个用户计量装置破旧并且计量互感器外露, 由此应针对计量装置进行整改。
2) 1个用户计费电子表内部电压相失压, 导致无法正确计量用电量。
3) 1户电子表液晶显示Ib缺失, 其原因在于电子表B相电流线圈烧坏导致B相欠流, 同时, 由于机械参考表与计费电子表所使用的是同一组电流互感器, 由此机械参考表B相也存在欠流现象。
4) 1户计费电子表有功误差为+0.2%, 机械参考表有功误差为+0.47%。
5) 1户超负荷用电, 影响了电能计量表的计费, 同时也在很大程度上增加了线损。
6) 1户高压计量柜以及低压计量柜封印螺栓被认为破坏, 并在计量高压电流互感器A相的二次端子之间所留下的铜线作为短接线, 同时在C相二次端子之间进行铜线短接, 导致C相流失, 计费电能表慢行, 同时计量低压电流互感器也被短接, 导致B相流失, 导致参考电能表慢行。
由上述排查可了解到, 10 kV配网线损工作中存在的主要问题包括:计量设备残旧, 互感器外露, 容易遭到窃电;用户无功补偿不到位, 电网功率因数低而引发的异常;三相负荷不平衡而导致的线损;配电变压器以及变压器超负荷损耗;用户计量设备以及窃电而导致的损耗。
3 10 kV馈线异常线损总结
3.1 降低线损技术方法
1) 改造升级计量设备。设备残旧以及互感器外露容易导致计量设备的内部故障, 影响计量的准确性。通过合理安排设备的升级以及改造, 有效提高配网计量装备以及水平。
2) 对无功补偿设备的安装以及维护, 合理装设无功功率设备, 提高功率因数以及电网无功功率平衡, 减少无功电功率的远距离传输。
3) 选择节能型的配电变压器, 将高能耗的S7变压器更换为低能耗、节能型的S11变压器, 从而有效减少变压器的空载损耗。根据相关调查资料表示, S11变压器的空载损耗仅为S7的20%, 从而在很大程度上降低了配变损耗。
4) 要合理选择变压器容量。在该次排查中可了解到, 由于超负荷用电用户的存在, 由此电能电量的供应公司和企业应合理选择变压器容量, 根据实际电量负荷状况明确选择变压器容量。同时, 在实际的运行过程中, 电能电量的负载损耗与电量的负荷大小成正比的关系, 选择合理的变压器容量, 能使变压器的损耗最小并且达到最大的效率。从经济的角度上分析, 当cos Φ≥0.9时, 变压器的负荷系数可取0.6～0.7。
5) 保证三相负荷平衡。三相电流越不平衡, 有功功率的损失也将越大, 这是由于三相负荷处于不平衡状态时, 各相的负荷电流也并不相等, 由此, 在相与相之间产生了不平衡的电流。除了损耗相线之外, 同时还将对中性线造成损耗。在实际的运行过程中, 应对变压器的各相电流进行调整, 从而保持三相电流平衡, 从而降低线损。一般而言, 配电变压器出口处电流不平衡率不应超过10%, 而低压干线以及主要的支线的初始位置三相电流不平衡率不超过20%, 中性线电流不超过25%。
6) 还应加强配电网的经济调度, 从而减少由于线路过载而导致的线路损耗。通过科学合理地安排网络运行方式, 使用错峰用电等管理方法, 从而在很大程度上避免线路长期的满载、超负荷使用的状态, 保证重载线路在经济运行的负荷区间内运行, 保证线路的长期稳定以及安全使用。
3.2 降低线损的管理方法和措施
通过加强计量管理, 尤其是计量表的校验以及运行管理, 在很大程度上保证了计量装置的准确性;同时, 还应定期开展全面的线损考核, 通过引入激励机制, 建立相对严格的管理体系, 完善线损的管理以及考核, 建立分级管理模式;加强用电监察工作, 通过对用户用电管理和服务的加强, 协助用户及时发现线路故障, 定期用电检查, 及时发现用电设备以及计量设备存在的问题, 使用法律手段严格打击窃电现象;通过使用自动化管理系统, 建立在线监控体系以及远程自动抄表, 从而建立了动态的监控以及数据的收集体系, 为线损的分析提供了参考的统计数据。
参考文献
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10KV馈线 篇2
【关键词】架空线路；馈线自动化；方式比较；制定原则；效果
【中图分类号】TM76
【文献标识码】A
【文章编号】1672—5158（2012）10-0271-02
1 引言
配网自动化是提高配电网运行管理水平，实现配电网故障快速复电的重要技术手段。随着提高供电可靠性的要求越来越高，配网自动化建设开始列入配网规划在各供电企业推广实施，目前主要以10kV架空线路馈线自动化为主。为此，本文通过研究比较电压时间型和电压电流型馈线自动化方式，确定馈线自动化实施方案制定原则，结合开平供电局实际情况，制定了架空线路馈线自动化技术方案并分析实施前后效果。
2 架空线路馈线自动化方式比较
目前10kV架空线路馈线自动化有主站集中型、就地型两种方式。
主站集中型是指主站与配电自动化终端相互通信，通过配电终端采集故障信息，由主站判断确定故障区段，并进行故障故障隔离和恢复非故障区域供电。适用于纯电缆、纯架空和架空电缆混合线路的任一种网架。
开平供电局2008年完成的8回10kV线路16个配电房102个开关柜配网自动化“三遥”——遥测、遥信、遥控，就是按照主站集中型馈线自动化方式实施的。按照目前配网设备实际情况以及基层运行单位人员的自动化基础知识水平，主站集中型还不适合在开平推广。
就地型馈线自动化是指不依赖与主站通信，由现场自动化开关与终端协同实现配电线路故障的实时检测，准确定位故障点，迅速隔离故障区段，并快速恢复非故障区域供电。根据开关选型、判据方式不同，又分为电压时间型和电压电流型两种。
1 电压时间型馈线自动化
电压时间型馈线自动化模式以电压、时间为判据。当线路发生短路故障时，变电站出线开关保护跳闸，线路分段开关失电后分闸。变电站出线开关第一次重合闸后，线路分段开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线开关再次跳闸，所有线路分段开关失电分闸，同时闭锁故障区间线路分段开关合闸；故障隔离后，变电站出线开关再次重合，非故障区段的线路分段开关再次延时合闸，恢复故障点前段线路供电，联络开关延时合闸，自动恢复故障点后段线路供电。工作原理如图1所示。
故障发生在C区域时，开关1过流保护动作跳闸，分段开关1和分段开关2失电后跳闸。开关1在5s后重合闸，分段开关1单侧得电，延时7s后合闸，合闸后3s没有检测到失压，认为故障不在本区域内。分段开关2在分段开关1合闸后7s合闸且合到故障点，开关1保护再次动作，切除故障。分段开关1和分段开关2失电再次分闸，其中分段开关2合闸后立即失压判断故障在下一区域（C区域），分闸后闭锁分段开关2合闸，开关1再次重合、分段开关1延时合上，供电到分段开关2电源侧。联络开关正常时两侧有压，当变电站1出现C区域发生故障时，开关1跳开故障后单侧失压，开始计时延时合闸，在延时合闸时间内，分段开关2临时合上又断开，使得联络开关检测到单侧残压，闭锁合闸，实现故障隔离。
通过上述一系列开关逻辑操作后，电压时间型馈线自动化将故障进行自动隔离，隔离成功后，将开关信息发送给主站，并告知主站故障隔离区间，让主站通知运行维护人员到C区域排除故障。
2 电压电流型馈线自动化
电压电流型馈线自动化在电压时间型馈线自动化基础上，增加了故障电流辅助判据。主干线分段负荷开关在单侧来电时延时合闸，在两侧失压状态下分闸。当分段负荷开关合闸后在设定时间内检测到线路失压以及故障电流，则自动分闸并闭锁合闸，完成故障隔离；当分段负荷开关合闸后在设定时间内未检测到线路失压，或虽检测到线路失压但未检测到故障电流，则闭锁分闸，变电站出线开关重合后完成非故障区域快速复电。工作原理如图2所示。
开关和分段开关3为带时限保护（限时速断，过流，零序）和二次重合闸功能的断路器，一次重合闸时间5s，二次重合时间为60s。分段开关1、分段开关2和分段开关4为电压电流型分段负荷开关，其具有单侧得电延时7s合闸，合闸3s内未检测到故障电流闭锁分闸，否则分闸后闭锁合闸。
当F1发生故障时，由于分段开关3为断路器，可以跳开故障电流，因此分段开关3动作，将故障电流切断。分段开关4失电后分闸，经过5s延时后，分段开关3一次重合，重合成功后分段开关4单侧得电，延时7s合闸。由于F1为永久故障，分段开关4合闸到故障点，分段开关3保护再次动作合闸。分段开关4合闸后检测到故障电流，分闸后闭锁合闸，因此将故障进行隔离。60s后分段开关3二次重合，恢复分段开关3区段用户供电。整个故障隔离中，分段开关3前端的用户未受到故障来带的影响。故障隔离后，由配电终端通过通信告知主站处理结果。
3 电压时间型与电压电流型区别比较
（1）两种方式都适用于纯架空、架空电缆混合线路的单辐射、单联络等网架。均要求在自动化开关之间不能有普通分段断路器或负荷开关，或者需要将自动化开关之间的普通断路器和负荷开关短接，只能当做停电操作的分段开关使用。
（2）电压时间型全部采用自动化负荷开关，依靠变电站出线断路器切除故障电流之后按照逻辑顺序逐级配合动作，从而实现故障区隔离和非故障区快速复电；线路上的自动化开关定值不需要与变电站出线断路器保护定值配合，但是变电站出线断路器需要两次重合闸，经受故障电流冲击，对站内设备影响较大。
（3）电压电流型可在主干线上设置一个分段断路器，将主干线其分成两段，第二分段发生故障时，由主干线分段断路器自动切除，相当于减少了变电站出线断路器的跳闸，减少对站内设备影响，同时缩小了故障引起的停电范围，保证了上一级线路的正常供电。
（4）在故障逻辑判断中，电压电流型加入了电流判据，提高了故障定位与隔离的准确性。同时，对于未发生故障的线路分段负荷开关，采用闭锁分闸形式，在二次重合时，快速的给非故障区域供电，减少了逐级恢复供电带来的非必要停电时间。因为采用断路器将线路分成两段，变电站出线断路器与主干线分段断路器就需要一个时间的极差，选取电压电流型方式时，需要变电站出线断路器保护定值配合，调整变电站出线断路器的保护时间为0.3s，否则线路主干线分段开关只能全部配置为电压电流型负荷开关。
3 馈线自动化方案制定原则
（1）合理规划，科学布局：馈线自动化建设应按照配网自动化规划实施，以提高供电可靠性、提升配电网运行管理水平为主要目标，综合考虑配电网网架、通信通道、供电可靠性等情况，因地制宜、注重实效地推进馈线自动化建设。
（2）控制投资，注重效益：采用自动化开关数量越多，受故障影响的用户数和时间就越小，但工程造价越高，而且两者并不是线性关系，因此要综合考虑应控制自动化开关数量，达到投资省，效益大的目标。
（3）分期实施，分区建设：应充分考虑馈线自动化全面推广建设的长期性，成效的取得并非是一蹴而就的事情，往往需要坚持5年，甚至10年才能产生较大的效益；在实施馈线自动化项目建设，应注意不同区域的网架现状不同，在安排建设项目时按不同的供电可靠性重要程度进行。
（4）提升水平，规范管理：应积极提高配网自动化管理队伍的技术水平，建立健全的运维体系，明确岗位职责，完善管理制度，保证了配网自动化系统运行的规范化管理。
4，架空线路馈线自动化实施方案
根据以上原则针对开平供电局实际情况，提出2012年的实施方案。
1 主站建设——“集中采集、分区应用”模式
主站由地市供电局统一建设，采用“集中采集、分区应用”模式，县区局设置远程工作站。2012年地市局配网自动化建设是以就地型馈线自动化为主，主站建设硬件方面，长远考虑按照建设集成型主站的最终标准考虑一次建成，软件按简易型配置，先实现自动化开关及故障定位装置采集的故障信息通过无线通道快速远传，实现故障的快速定位，今后根据每年配网自动化建设规模逐步配套升级。
2 馈线自动化方式选择
目前由于上级对供电可靠性指标以及变电站出线开关跳闸次数的考核，以及完善配电网网架结构的要求，10kV架空线路上均安装有不少普通分段断路器或负荷开关。因为馈线自动化的实施均需要将自动化开关之间的普通断路器和负荷开关短接，加大了线路故障变电站出线开关跳闸次数的几率。基于上述对就地型馈线自动化两种方式的研究比较，开平局根据10kV配电线路实际情况以及基层运行单位的考核需求，选用电压电流型馈线自动化方式。
3 自动化开关选型
开平局选用了电压电流型馈线自动化方式，这种方式多一台断路器，就要多一级与变电站出线开关的时间配合，因此只考虑主干线电源侧约三分之一处设置一台电压电流型断路器，其余自动化开关均选用电压电流型负荷开关。自动化开关均成套采购，包含自动化柱上开关、智能终端及PT电源，智能终端采用无线通信方式。
4 自动化改造线路选取
开平局有10kV公用配电线路将近180条，而2012年的馈线自动化改造任务是12条，5年内实现城区线路全覆盖。开平局主要从以下几点优先考虑选线：
（1）选取故障率高的线路。2012年第一年实施馈线自动化，便于实施后发生故障可以统计分析安装自动化开关后的效果，为今后推广实施积累经验。
（2）选取给重要用户供电的公用线路，尤其是未满足备用电源的重要用户供电线路。
（3）选取“2—1”线路。典型的“2—1”联络线路配合实施馈线自动化，在电源侧发生永久故障时，可以由联络线路转供，更能体现自动化实施效果。
（4）选取未分段的线路。部分线路还缺少分段开关，线路故障或施工停电会造成整条线路全停，影响范围较大。这种情况也可考虑优先实施自动化分段。
（5）选取负载率适当的线路，暂时不考虑重过载线路和轻载线路。
5 自动化开关台数及选点设置
开平局按照配网线路主干线三分段的原则，在线路主干线电源侧约三分之一处设置一台自动化分段断路器，约三分之二处设置一台电压电流型负荷开关。当主干线线路较长，酌情增加1台自动化分段开关，即主干线分段开关和联络开关合计不超过4台。
对于长度较长且故障率较高的分支线，为缩小故障停电影响范围，减少主干线开关跳闸次数，可在该分支线首端设置1台自动化负荷开关。一条10kV架空线路的分支线自动化负荷开关数量最多不超过2台。
开平局2012年馈线自动化实施方案共选取13回10kV线路，基本上是近几年每年故障超过3次的线路，其中4组“2—1”线路，5条单辐射线路，安装或更换自动化开关共35台（其中电压电流型断路器13台，电压电流型负荷开关22台），总投资约285万，平均每回线路设置自动化开关2.7台、自动化改造造价22万。
5 实施前后效果分析
在线路未实现配网自动化覆盖的情况下，当10kV线路发生相问短路或单相接地（小电阻接地系统）故障时，变电站出线开关保护启动，出线开关跳闸故障电流的切除。如是瞬时故障，变电站出线开关重合后，线路恢复供电；如是永久性故障，变电站出线开关重合后再次保护启动开关跳闸，线路全线停电。故障查找则需要配网抢修人员沿线巡查，查找到故障后，手动分开故障段前后的分段开关进行故障隔离，再通知调度将变电站开关全合上，恢复故障段前的用户供电；如果有联络线路，后段非故障区域也需要抢修人员手动合上联络开关，恢复后段非故障区域供电。因此在线路未实现馈线自动化的情况下，由于故障定位缺乏手段，故障查找、隔离和恢复非故障段时间长，经常需要几小时，且故障停电影响用户多。
实施馈线自动化后，将通过自动化开关自动隔离故障区段，只需要几分钟的时间甚至更快，快速恢复了非故障区域的供电，并实现故障定位，抢修人员可以直接到故障区段，实施抢修。这样不仅可以缩小故障停电的范围，而且大大加快了故障抢修速度，减少停电时间，提高供电可靠性。而且在线路检修或方式调整时，调度人员通过自动化终端实时采集的配电网运行信息，可以快速、准确制定负荷调整方案和停送电方案。
6 结论
本文对电压时间型和电压电流型馈线自动化方式进行了分析和比较，确定了馈线自动化实施方案制定原则。制定了开平供电局2012年馈线自动化实施方案，并分析实施前后效果。
参考文献
10kV馈线保护装置动作原因分析 篇3
对于县级供电企业, 10 k V馈线处于电网末端, 在实际运行过程中, 时有发生保护错误动作的情况, 那么怎么判断是正确动作还是误动作?在此我们根据下面一个具体事故进行分析, 找出有可能引起保护错误动作的原因。
1保护动作分析
如图1所示:某日20时09分, 10 k V军直线速断跳闸, 同时35 k V魏军线速断跳闸, 重合闸不成功, 主变后备保护未动作, 调度通知输配电部对故障线路巡线, 并及时调整方式。21时58分, 魏军巡线无异常、试送成功, 魏军线恢复正常运行方式。15时25分军直线巡线无异常, 试送成功, 初步分析认为是10 k V军直线线路故障速断动作, 线路跳闸冲击35 k V线路, 35 k V线路跳闸是误动。
对于10 Kv馈线, 保护的配置是瞬时电流速断保护和定时限过电流保护。对于魏岗变电站, 35 k V魏军线保护装置现场定值为:速断18 A、过流6.7 A, CT变比150/5, 魏军线速断动作时故障电流20.86 A, 故障电流 (20.86×150/5=625.8 A) 大于速断保护定值 (18×150/5=540 A) , 保护动作正确。
军龙变电站, 检查10 k V军直线保护装置, 现场定值为:速断25 A、过流6.7 A, CT变比100/5, 军直线速断动作时故障电流41.16 A, 故障电流大于速断保护定值, 保护动作正确。10 k V军直线速断动作时, 故障电流41.16 A (二次值) , 折合10 k V一次故障电流值为41.16×100/5=823.2 A, 再折算至35 k V侧一次故障电流值为823.2/3.33=247.2 A;查阅当天中午11点时段35 k V魏军线正常运行时负荷电流为50.45A, 由此可以计算出10 k V来2线速断动作时, 魏来线故障电流、正常负荷电流为247.2+50.45=297.65A, 远未达到35 k V魏军线速断保护一次动作电流值18×150/5=540 A。而35k V魏军线跳闸时电流625.8A, 军龙站的10k V军直线跳闸时故障电流247.2A (折算至35k V侧) , 再加上负荷电流50.45 A, 共297.65 A, 之间的故障跳闸电流的差值有625.8-297.65=328.15 A之多, 那么这300多安培的故障电流应产生在跳闸时的魏军线上, 即主要故障原因应在35 k V魏军线上, 加之军龙站35 k V主变的高低后备保护均未启动, 所以由10k V军直线速断跳闸冲击35k V魏军线速断跳闸的说法缺乏合理的数据支撑, 魏军线上本身也应该存在故障。
35 k V魏军线故障跳闸的第二天, 再次对故障线路进行了巡视检查, 发现线路下存在多处严重树障, 树枝对导线距离不足, 树头有多处被烧焦痕迹, 分析是线路下有严重树障, 导线距离树枝距离不足, 在大风天气下, 树枝摆触到导线上, 造成导线对树放电, 再加上线路运行年限长, 线路的绝缘子、金具老化及当天的天气因素, 所有这些都是造成35 k V魏军线故障跳闸的主要原因。
2 保护误动的因素
通过上面案例, 我们分析总结一下保护错误动作的因素有以下几个方面:
2.1 定值的问题
首先是整定计算时的错误。这个方面主要是保护整定人员在整定计算时, 考虑不全面, 或者计算错误造成的。
其次是设备整定时的错误。在输入定值时, 有可能发生保护人员在监控系统后台上进行定值修改过程中未认真执行修改定值工作管理规定, 误输入保护定值造成。
2.2 回路绝缘的损坏
1) 跳闸“33”回路接地引起的开关跳闸;2) 绝缘击穿造成的跳闸;3) 不易检查的接地点。
2.3 接线错误导致的保护拒动
这主要是施工人员在施工安装过程中错误接线而造成保护在运行中错误动作。
2.4 TA和TV的问题
第一是TA的问题。主要是TA变比不合适, 引起饱和, 因为由于CT饱和后, 当一次短路电流增大时, 二次电流不随之增大, 从而小于定值, 保护拒动。
第二是TV的问题。比如TV二次回路断线, 当电压回路断线时, 低电压低于定值, 当负荷重时, 电流大于定值时引起保护误动作。
2.5 装置元件的损坏
1) 保护装置电源出现问题;2) 带电拔插件导致装置损坏;3) 短路造成板子烧坏。 (以上将造成保护拒动) ;4) 三极管击穿导致保护出口。 (造成保护误动) 。
3 结语
10KV馈线 篇4
鉴于国内乃至全球供电可靠性的要求越来越高, 研究一种全新的馈线零停电自愈自动化方案。该方案基于“断路器开关柜+光纤通信+智能诊断保护技术”, 实现配网线路故障就地隔离和用户故障不“出门”, 缩短停电范围和停电时间, 提高配网供电可靠性。
1 技术背景
自愈技术源于美国1999年开始历时5年的“复杂交互网络/系统计划”。2003美加大停电后, 美国电科院启动ADA项目, 为达到电网自愈、故障预测、运行优化的目标, 计划在10~20年内完成智能电网工程。国内也一直在对智能电网及其电网自愈技术进行研究, 国家相关主管部门、电网公司都纷纷制定了相应的中长期智能电网规划, 当前处于试点和关键技术研发阶段。
配电网自愈技术是对传统继电保护技术、在线检测与故障诊断技术的发展和延伸, 作为智能电网的核心技术之一, 其会随着智能电网的逐步推进而逐渐完善。
2 当前国内10k V配网自动化现状
对于10k V配网的馈线自动化系统方案, 目前主要有以下几种:
(1) I方案, 如图1所示。对重合器与分段开关进行顺序重合控制, 实现故障隔离和恢复供电。
该方案的优点是无需通信联络, 投资小, 易于实施。但是该方案每次故障都会导致馈线出线开关跳闸, 非故障段也会停电, 隔离故障需要馈线出线开关多次分闸、合闸配合, 造成非故障区域的多次重复停电以及对系统的多次冲击。故障隔离时间较长, 为1~3min, 需要逐段延时合闸分段负荷开关。
(2) II方案, 如图2所示。控制主站集中处理FTU (馈线终端) 的故障检测信息, 实现故障定位、隔离, 和非故障段的恢复供电。
该方案由控制主站/子站通过通信系统集中收集各馈线终端 (DTU) 的故障检测信息, 根据系统拓扑结构和预设算法进行故障定位, 并通过遥控或手工实现故障区段的隔离。该方案需要由现场开关的监控终端、通信网及控制主站/子站三部分共同完成。
此方案在日本、奥地利、法国、新加坡等国家的中心城市, 以及中国香港已在全面应用, 另外韩国、美国、英国的主要城市和中国的杭州、厦门、广州、深圳等城市也有部分应用。
该方案实现了中压配电网故障隔离与运行监视, 功能完善;不要求出口断路器进行重合闸配合, 不会对系统造成多次过流冲击, 对架空与电缆线路都适应。其不足之处是需要通信通道及控制主站, 投资较大;对一些监控点比较多的配电网来说, 系统庞大、复杂, 一旦主站发生故障, 将影响整个配电网的故障处理;由于通信以及主站进行故障信息处理花费的时间较长, 自动供电恢复的时间约1~3min。
(3) III方案, 如图3所示。应用点对点通信技术, 相邻FTU之间通过交换故障检测信息定位故障区段, 并实现故障隔离和恢复供电。此方案在美国加拿大有部分试验线路在测试运行, 在国内也有试验应用。
该方案的优点是不依赖主站, 可实现数秒内恢复供电。但是由于需要点对点通信网, 对FTU智能程度的依赖高, 投资大。
以上在运行或在测试运行的方案, 从智能电网的角度来看, 都不是真正意义的配电网自愈控制。因为上述方案的故障保护都是依赖馈线出线断路器的跳闸来实现, 这意味着一旦有短路故障出现, 全馈线立即跳闸停电, 没有实现故障区段的就地隔离。
另外各方案的故障隔离时间还是太长, III方案也需要约3s的隔离时间, 和3s的恢复供电时间。
3 零停电自愈技术方案
针对这些方案存在的不足, 提出一种全新的基于“断路器开关柜+光纤通信+智能诊断保护技术”的10k V配网自动化馈线自愈方案, 如图4所示。
3.1 方案实现要点
(1) 在配电线路主干网各个节点全部配备紧凑型断路器开关柜, 使得开关站具有故障就地处理功能。
(2) 通信采用双通道:故障判断用电流差动, 使用专门的光纤回路;三遥可采用光纤以太网、有线通信、局方专用无线网络或GPRS/CDMA。
(3) 双回路闭环供电, 每回路的变电站出口断路器短路保护为限时速断, 限时值为300ms以上。
3.2 方案的目标
方案的目标:短路故障在150ms内自动就地隔离, 所有负荷不受影响, 馈线故障自愈, 真正实现零停电。
每个开关站配备3单元断路器开关。线路发生故障时, 故障线路两侧的断路器开关保护跳闸, 隔离故障线路, 用户负荷无需停电。
3.3 相关关键设备
3.3.1 断路器开关设备
由于用于代替传统的环网柜, 新方案需要相应开关设备具有以下特点:必须是断路器级开关, 至少20k A的电流分断能力;紧凑型, 开关柜尺寸必须跟传统环网柜接近;环保, 非SF6。
3.3.2 测控装置
方案用的测控装置要满足以下功能:支持光纤点对点通信, 为差动保护提供通道;有以太网端口、RS-485端口, 为三遥、设备调试提供通信端口;一台测控装置至少可以同时检测3个开关单元的电流量, 如一个标准的3单元开关柜, 其进线、环网出线、负荷出线由一台测控装置就可以检测控制;支持线路光纤差动保护、母线差动保护、电流3段保护、零序保护等。
4 方案创新点
(1) 馈线自动隔离技术方案, 可实现故障隔离时间<150ms, 瞬间将故障限制在故障段内, 供电负荷受影响, 真正实现零停电。
(2) 故障隔离及自愈整个系统无需控制主站, 由开关站间的点对点光纤通信交换数据, 独立自主控制。甚至在部分光纤通信失效的情况下, 系统依然能自动实现隔离。
(3) 全新、经济的紧凑型断路器开关的应用, 使在配网馈线上配置全断路器开关实现就地保护、就地隔离变为现实。
(4) 一二次设备采用一体化设计, 更小的体积, 适于户外安装, 方便代替传统环网柜, 投资少。
(5) 整个方案考虑环保设计。开关设备采用非SF6设计, 无压力部件, 减少对环境的损害。
(6) 安全性, 可靠性高。
5 结语
方案经过技术评估、实验室仿真试验及试点应用, 技术上是完全可行的, 效果明显, 大大提高了配网系统的可靠性和稳定性, 可为全面提升城乡电网的供电质量提供有力保证。
摘要：针对当前馈线自动化的方案存在的不足, 提出并研究一种全新的基于“断路器开关柜+光纤通信+智能诊断保护技术”的馈线自愈自动化方案, 可实现短路故障150ms内就地隔离, 实现真正的配电网系统自愈。
关键词：断路器开关柜,光纤保护,就地隔离,零停电,自愈
参考文献
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10KV馈线 篇5
馈线自动化作为配网自动化的基础就是在能够完成对配电网运行工况的日常监视情况下, 具备对配电网络发生故障时的快速响应, 即当供电线路的某一区段发生故障时, 配电系统具备自动隔离故障区段、自动恢复非故障区段的供电的能力, 从而达到缩小停电范围和减少用户的停电时间, 提高对用户供电可靠性的目的。根据国电公司《10千伏配网自动化发展规划要点》中所提出的目标, 在配电网馈线自动化阶段规划选型将从以下几个方面考虑: (1) 按《规划要点》中的要求, 接入10KV公用线路上的用户具有两个以上电源供电的可能性, 其中应使2/3及以上的用户享有N-1可靠性准则的能力, 因此, 线路选择和设计首先应当具备互带能力。 (2) 通过实施线路分段原则, 缩小个别用户或线路故障带来的整体停电, 通过合理的线路分段数量和设置合理分段点, 使用户享有尽可能高的供电可靠性。 (3) 干线的分段原则按:a.负荷均等原则;b.线路长度均等原则;c.用户数量均等原则中符合具体应用条件的原则执行。 (4) 选择设备具备满足当线路故障时, 能自动隔离故障区段、自动恢复非故障区段的供电功能。 (5) 选择设备应当具备由满足馈线自动化向配网自动化升级要求, 从而能够实现配网设备运行工况的远方监视和监测及与系统配合完成网络重构和负荷转带等功能。 (6) 负荷较重的分支线路尽量布置分段分支开关, 以保证隔离分支故障, 保证主干线畅通; (7) 联络开关按合理的位置布置。
2 实现馈线自动化功能的设计方案
系统配合采用站内断路器实现二次重合闸方式进行配合。建议站内一次重合闸时间为5s, 二次重合闸时间为5s。系统负荷的自动转移通过开关控制器延时时间设计来实现。分段点开关的时间设计遵循整条线路尽量缩短停电时间的原则。由于环网点时间的设置是保证联络电源不发生误投、扩大事故的关键, 因此, 环网点时间的设定要遵循保证事故区间被锁扣确认后, 联络电源才能投入的原则。基本公式如下:
环网点时间设置= (Tg+T1+Tg+T2+ZXn) ×1.1
其中, Tg为线路短路到断路器跳闸间隔的时间 (假设0.2s) ;Tl为第一次重合闸时间 (设定5s) ;T2为第二次重合闸时间 (设定5s) ;Xl至Xn为沿线开关控制器FDR设置时间。
倍的乘数是为了避免因时间误差而引起的故障的加权。系统整体方案自动化设备的布置和数量可以根据线路长度、负荷状况、或等杆数管理等因素综合考虑设计。为了保证线路负荷自动转移时, 正常站在向停电站的负荷供电过程中, 避免将电送至停电站内, 馈线出口处开关的连线方式推荐采用单PT投入方式。本套设备与站内出线断路器实现二次重合闸配合使用, 第一次重合闸, 判定故障区间并闭所故障线路前后开关, 第二次重合闸恢复故障前端正常线路的供电。同时因为控制器有一个3.5秒的故障确认时间, 此故障时间与各种锁扣关系密切相关, 故重合时间一般设定为5秒, 大于3.5秒的故障确认时间。变电站的出线保护重合闸时间的设定, 根据出线保护配置的类型可分为三种情况。 (1) 变电站内馈线保护配置是微机保护, 并且微机保护装置具备两次重合闸的功能, 当控制器与站内断路器实现二次重合闸运行相配合时, 建议站内第一次和第二次重合闸时间设为5s。此时与变电站出口相连的第一个控制器时间可设为最短, 其余各分段点相配的控制器时间根据具体情况而设定。 (2) 变电站线路保护装置是微机保护, 但只有一次重合闸的功能, 此时可考虑把微机保护装置的重合闸充电时间设为1秒钟左右, 并且重合闸延时时间可设为5秒。 (3) 如果站内断路器保护不具备两次重合闸功能, 并为常规的继电器保护, 则将出线第一个开关控制器设为21秒, 这样, 如果出线断路器外第一段线路故障, 则第一次重合即马上重合到故障线路, 出线断路器即跳闸闭锁不再进行第二次重合:如是第一个分段开关后第二段以后的线路故障, 则第一次重合后须经过21s才会重合到故障段, 这样满足了重合闸的充电时间 (约15秒左右) , 为第二次重合闸恢复故障前端线路供电做好准。
3 馈线自动化配电自动化系统的升级
在配电自动化系统完全建立后, 上述过程的实现可以通过设备自身自动化功能和计算机后台主站系统配合完成。其故障处理和恢复可以通过以下5个步骤来完成:
3.1 故障区间的隔离。
在故障发生后, 根据线路的故障状况, 首先利用现场开关设备的控制器通过对电压信息和开关状态进行监测, 在相应的开关设备开断后, 自动闭锁故障区段前后级开关。这时, 系统的线路画面以绿色显示该条线路全线停电。
3.2 电源侧非故障区间的供电恢复。
在站内一次重合闸后, 故障前端的开关控制器进行线路的检测确认, 通过自动关合恢复供电。此时, 正常区段恢复正常供电颜色, 故障区段显示报警颜色。
3.3 负荷侧非故障区间的负荷转移。
在现场的测控装置将现场的开关状态及有关故障信息送入控制中心, 控制中心对故障进行定位后, 并以线路2小时内负荷能力为判据, 进行负荷转移优化决策。其负荷转移的故障后端的开关通过主站向开关发出相应的分合闸命令, 完成故障区段后端的供电恢复, 其故障后端的恢复过程是在故障线路前端开关投入后6s, 关联的联络开关对故障后端第一段正常线路恢复供电。此后, 控制器在无通信条件下的时间设置不起作用, 开关以2s间隔逐级投入到相应的正常区间。负荷转移恢复供电的区间显示系统内部设定的转移供电颜色。
3.4 故障区间解除及恢复送电。
控制中心根据故障报警信号进行故障分析, 安排维修。在检修完成后, 系统恢复该区域为绿色正常线路的停电状态。
3.5 原供电网络的恢复。
在故障解除后, 系统自动生成恢复到原供电方式的操作票, 通过操作人员的确认和指示, 自动控制现场自动开关设备将系统恢复到正常状态下运行。上述过程的实现, 除现场故障需要人工排除外, 其余的操作过程完全由杆上设备和计算机系统配合自动完成, 在最大限度上避免了人工参与有可能带来的误操作, 使系统在最大范围内实现计算机管理的自动化。
4 效益分析
电力系统配网投资效益是通过提高配网运行的可靠率、经济性等方面来达到增加电量销售、减少电量损失、减少设备损坏、减少维修费用等目标, 其最终体现在增加企业直接的经济效益和广泛的社会效益。
4.1 社会效益分析。
4.1.1促进电力系统技术水平的提高。馈线自动化的实施, 使电力系统一次设备应用由简单满足电网要求的开关功能上升到设备智能化应用的层面。通过配电自动化系统的实施, 将最新的计算机、通信、电力、电子技术的应用于电力工程, 使电力系统的整体技术水平上升一个新台阶。4.1.2为电力系统走向市场化提供良好的基础。自动化技术的应用, 大大提高了电力系统的管理水平, 通过提供有效的电力供应, 为社会作好服务, 同时也为电力系统走向市场化打好了经济基础。
4.2 经济效益分析。
10KV馈线 篇6
关键词：无功补偿装置,10kV馈线,应用
1 10k V配电线路特征分析
现阶段, 我国低压配线系统结构多呈现为:树枝状、辐射形。此类型线路在实际运行中有显著的弱点, 例如:负荷率低、易受外界温度影响、变电设备功率因数低、线损严重、电压质量低下等。对此为了提高配网运行质量, 就必须引入馈线无功补偿设备, 通过补偿的方法来提升功率因数, 对应达到节约能源、控制线损、优化电压质量的效果。
对于10k V馈线来说, 补偿的关键的是要找好位置, 其中单点集中补偿方式应该优选负荷聚集的位置, 从而达到节能降损的目的。如果补偿的馈线长度超标, 同时存在多个分支线路, 支线中也有较大负荷, 功率因数相对较低的情况下, 则可以改变补偿方式, 变单点补偿为多点补偿。
2 无功补偿设备对配网系统的重要作用
配网系统是电力系统的重要组成部分, 发挥着电能分配、连通用户、沟通发输电线路等关键作用。配网系统通常处于电力系统末尾, 和用电客户直接连接, 发挥着对用电客户的直接供电服务功能, 其中馈线则在配网系统中同客户直接相连, 直接发挥服务用户的功能。
配网实际工作过程中, 无功平衡通常选择就地方式, 当无功功率传播的距离较远时, 就可能导致线损问题, 造成电压下降, 然而, 随着用户用电需求的上升, 现实中所提供的无功功率, 无法满足其实际需求, 此时, 就必须采用无功补偿的方法。
实际的配网系统中馈线无功补偿, 通常选择并联电容设备的方式, 并联电容器能够有效发挥无功补偿功能, 为负载提供电流, 优化线路的电压分布, 控制线损, 从而创造良好的供电效益。
无功补偿设备在实际运行过程中体现出多方面的优势, 例如:低损耗、灵活配置、方便设计等。发挥着对电力线路的有效补偿作用, 常见的补偿模式为:单点补偿、集中补偿、分散补偿等。
10k V馈线负荷具有自身的分布特点, 以LGJ-150 的主干线馈线为例, 干线整体长度设为16km, 该馈线的负荷分布情况如下图1所示:
馈线视在功率总数:5100k VA, 未得到补偿之前, 馈线功率因素:0.884, 负载率达到:40%。
设: 上图1 中, S’ 代表视在功率, 其中: 变电站 —A段, L1=2km S1’=1000k VA, 依次排列从A到B再到C, 再到D点, 对应各段的导线长度、视在功率都已经明确列出。
3 馈线的仿真分析
为了深入分析无功补偿设备在10k V馈线中的应用, 应该引入一套数据分析软件, 例如:ETAP软件。该软件具有超强的数据分析功能, 特别是适合用在电力系统, 发挥对输电、配电等系统的设计、仿真、模拟等功能。ETAP软件中包括潮流分析模块, 该模块体现出超强的仿真功能, 具体包括:仿真电压降、仿真有功与无功损耗等。将ETAP软件利用在馈线系统, 再根据相关的数据信息, 能够发挥对馈线系统的仿真功能, 下图2 为无功补偿设备尚未配置前的仿真图形。
将以上仿真图同图1 馈线负荷分布图联系起来, 能够找到如下对应关系:
图1:变电站→图2:9.968k V电压处
图1:A点→图2:9.698k V处
图1:B点→图2:9.198k V处
图1:C点→图2:9.085k V处
图1:D点→图2:9.079k V处
通过利用ETAP软件进行仿真, 能够对应得到无功补偿前馈线不同点的各类数据信息, 其中包括:视在功率, 功率因数, 电压等。具体的数据分布情况, 如表1:
收集到无功补偿尚未开启前, 馈线系统的相关功率因数、电压等数据, 以此为基础选择三大不同类无功补偿方案, 三大补偿方案的相同点在于, 都将无功补偿设备配置在馈线系统, 在ETAP软件的辅助下, 进行全方位的仿真、模拟, 再对应得出无功补偿以后的各类数据信息。
第一方案, 将无功补偿设备配置于离变电站较近的位置, 也就是A点。
第二方案, 调整安装点, 将无功补偿设备配置于距离变电站较远的B处, 二者之间长度达到8km。
第三方案, 继续调整安装点, 将无功补偿设备配置在C处。
三种无功补偿方案都能对应得出仿真图, 并被证明得到不同的补偿效果。补偿的结果最终进行了总结。
对三种方案的仿真结果加以对比, 最终形成了相关数据, 结合数据进行深入分析, 可以得出以下结论:
(1) 变电站出口位置, 尚未实施无功补偿前, 其电压达到9.968Kv, 三种方案中, 各个馈线点对应设置无功补偿设备, 经过无功补偿后, 各点电压均达到9.975 千伏。馈线中的四个点经过无功补偿, 其电压都显著得到提高, 相反, 在没有进行无功补偿, 也就是无功补偿装置未能配置前, 自B处到C处、D处, 各处电压都达不到相关的质量等级, 整体上来看, 电压较低, 无法满足供电需求。经过无功补偿, 也就是将无功补偿设备配置在C处, 就能够对整个馈线的电压做出优化调整, 使其上升至合格等级, 经过实验得出, 其电压上升至9.3kv, 达到了规定的合格标准。
(2) 经过以上分析可以看出, 要想发挥无功补偿设备的优势补偿功能, 就必须掌握好补偿设备的安装位置, 科学地定位无功补偿装置, 能够有效提高电网的电压, 提高供电质量。
(3) 有效控制线损。在馈线中配置无功补偿设备, 能够有效控制线损。从仿真得出的数据能够分析出, 无功补偿设备能够有效控制线损, 馈线线损显著下降, 然而, 这其中要重点关注的是, 把握好无功补偿设备的配置点, 要尽量拉开同变电站之间的距离, 因为如果二者之间距离过近, 则达不到预期的节能降损目标。
(4) 功率因数的变化。无功补偿装置安装到个点后, 馈线的功率因数也对应发生变化, 根据仿真数据能够看出, 未能进行无功补偿前, 功率因数消耗严重, 会加剧线损, 相反, 进行无功补偿后, 将无功补偿设备配置在馈线, 功率因数显著提高, 对应的线损也得到了有效控制。
4 无功补偿装置应用的效果分析
在ETAP软件的仿真功能下, 通过对无功补偿后各项数据的分析, 能够得出较为充分的结论, 无功补偿设备被配置在馈线系统后, 能够发挥多方面的优势功能, 最显著的优势效果为:提升了线路电压质量, 使所供应的电压达到合格等级, 同时, 科学地定位无功补偿设备安装点, 能够集中控制馈线线损。
同时, 当保持主变压器容量稳定的前提下, 对应的功率因数也得到了提升, 减少了无功功率的输送量, 对于主变压器容量的需求量也对应下降。参照我国电力相关机构的规程与规定, 对馈线进行科学的无功补偿, 能够有效提升功率因数, 防止电力系统由于功率因数太低, 而达不到规定标准。
5 总结
从以上的实验、数据分析能够得出, 无功补偿设备应用于馈线系统, 能够带来多方面的优势作用, 不仅有效提升了功率因数, 也能提高电压质量, 达到节能降损的目标, 不仅提高了对客户的供电服务水平, 也创造了预期的供电经济效益。无功补偿装置值得深入应用于馈线, 发挥其无功补偿功能。
参考文献
[1]王湘.电网中无功功率检测分析与补偿装置的设计研究[D].河南工业大学, 2010.
10KV馈线 篇7
关键词：10kV配网,架空线路,馈线,自动化故障处理
馈线自动化主要是形容变电站从出线到用户用电设备这两个间隔之间的馈电线路自动化运行, 其中所包含的内容主要可以到了对于用户进行检测和运行优化, 此外, 还能够针对故障状态进行检查、控制、转移。而这方面的功能恰恰对于电网系统的可靠性、安全性起到了极其重要的作用, 所以, 必须要对馈线自动化系统规划加以重视。下文主要针对10k V架空馈线自动化系统规划设计加以综述。
1 馈线自动化工作原理
本模式为10k V中性点消弧线圈接地系统研发的馈线自动化模式, 该模式成套设备由压型柱上负荷开关、电压型监控终端及三相-零序组合式电压互感器三组件组成, 成套设备采用电压-时限工作原理与变电站出线断路器配合, 完成故障的隔离和非故障区间的供电恢复。
1.1 短路故障处理原理
当线路发生短路故障时, 变电站出线断路器保护跳闸, 经过大于3.5秒后第一次重合闸, 柱上负荷开关一侧得电后逐级延时合闸, 当合闸到故障点后, 变电站出线断路器再次跳闸, 同时监控终端通过电压-时限逻辑判断出故障点并闭锁故障点两端负荷开关, 保证负荷开关再次得电后不合闸 (此次重合闸是为了判断故障点并隔离故障点) ;变电站出线断路器第二次重合闸, 恢复故障点前端线路供电, 联络开关延时合闸, 自动恢复故障点后端线路供电。
1.2 接地故障处理原理
由于10k V系统是小电流接地系统, 发生单相接地故障时, 整个10k V系统都有零序电压, 此时需要通过人为的拉线法找出故障线路。当找出故障线路后, 再人为合上线路出口断路器, 柱上负荷开关单侧得电后延时逐级合闸, 合闸到非故障区段线路, 监控终端检测不到零序电压, 合闸到故障区段线路后, 监控终端检测到零序电压, 此时监控终端给负荷开关发出分闸命令成功隔离故障, 同时故障点后端监控终端感受到一个瞬时电压也成功闭锁。联络开关经延时后, 自动合闸恢复故障点后端线路供电。
2 馈线自动化保护配置方案 (断路器+负荷开关+智能控制器)
本文设计的自动化系统中所涉及到的主要为:馈线出线断路器、主干线分段断路器、主干线分段负荷开关、分支线分界断路器、分支线分界负荷开关、分支线用户分界负荷开关。
2.1 馈线出线断路器
馈线出线断路器配置二次重合闸, 设速断保护、带时限过流保护、零序保护装置。速断和过流保护动作时间整定为0.3s, 零序保护时间整定为1s。一次重合闸延时5s, 二次重合闸延时60s。二次重合闸闭锁时间为5s。
2.2 主干线分段断路器———配备时限电流保护
在馈线主干线上来对于一台自动化的馈线分段断路器进行设置。分段断路器本身配置了零序电流互感器以及三相电流互感器, 其中具备了对零序电流、短路电流、负荷电流进行分段处理。此外, 馈线自动化分段断路器必须要和馈线自动化控制器相连接。
主干线分段断路器FB能够直接将主干线分成两端, 而在分段过程中所必须加以遵循的原则就在于对线路本身的负荷分布加以重视, 而开关两侧所存在的馈线负荷以及线路长度等方面的参数, 都要尽量保持协调。
2.3 主干线分段负荷开关
在主干线上来对馈线自动化分段负荷开关进行设置之后, 能够切实有效的达到自动隔离故障区域的目的。分段负荷开关配置电流互感器、三相电压互感器, 本身具备了对负荷电流加以分断的能力。主干线在进行负荷开关分段的过程中, 可以直接依据各方面的实际情况来进行多台设置, 并且可以在主干线上的任何位置进行设置。馈线自动化负荷分段开关要与自动化控制器相连接。
2.4 分支线分界断路器———配备时限电流保护
分支线分界断路器本身主要是在主干线的主分支线路首端俩进行设置, 该断路器所起到的主要作用便是对分支线上所存在的故障现象进行隔离。分段断路器之中配置了零序电流以及三相电流互感器, 其本身具备了对于负荷电流、短路电流、零序电流等进行分断的能力, 并且在分支线的分断路器之中还应当要配置上相应的自动化控制器。
在主干线分段断路器 (FB) 电源侧的分支线上, 分支线分界断路器可整定相间短路动作时限为0.15s, 零序保护0.6s, 并可在第二级分支线上再增加一个分支线用户分界断路器, 相间短路保护动作时限整定为0s, 零序保护0.3s。
分支线分界断路器可以直接设置在线路延伸距离长、负荷较重以及故障频发的支线首端上。并且在单独一条线路之上不应当有过多的电流保护动作, 尤其是保护时间为0s的分界断路器, 这样做的目的是为了避免出现瞬间故障而导致断路器跳闸的可能性。
2.5 分支线分界负荷开关
分支分界符合开关在进行处理的过程中, 应当要直接安装在相应的分支线首端上, 该措施所起到的主要作用就是为了能够对分支线上所存在的故障加以隔离。分支线分界符合开关之中配置了电流互感器、三相电压、零序互感器等, 具备了对零序电流以及负荷电流进行分断的功能, 并且还能够对单相接地故障进行隔离, 分支线的分界负荷开关必须要和自动化馈线控制器相结合。
分支线以设置分支线分界负荷开关为主, 所带负荷较重的大分支线可在分支线首端设置分支线分界断路器, 下级设置分界负荷开关。
2.6 分支线用户分界负荷开关
分支线用户的相应分界开关, 应当要装在10k V配网架空线路的分支线上来对于用户具体出门位置的责任分界点之上。这一环节具备了分断负荷电流、单相接地故障等自动隔离的功能, 在用户分界负荷开关之上必须要配置上相应的零序电流互感器、三相电流互感器。
分支线用户分界负荷开关与分支线分界负荷开关的功能基本相同, 应选择安装在重要用户与公网线路的责任分界点, 尤其是曾多次发生用户出门事故的用户。
CB为带时限保护 (过流:0.30s, 零序1.0s) 和二次重合闸功能的馈线出线断路器;FB为带时限保护 (过流:0.15s, 零序0.6s) 和二次重合闸功能的主干线分段断路器;FSW1~FSW2为主干线分段负荷开关;ZB1为带时限保护 (速断0s, 零序0.3s) 和二次重合闸功能的分支线分界断路器;ZSW1为分支线分界负荷开关;YSW1~YSW3为分支线用户分界负荷开关;LSW为联络开关;方框表示断路器, 圆圈表示负荷开关;开关填充黑色表示闭合, 填充白色表示分闸。
3 结语
综上所述, 在馈线自动化系统规划之中, 涉及到了多个不同的重要部分, 任何一个环节的设置不当, 都有可能会导致馈线自动化系统出现故障。因此, 务必要各个重点环节加以控制, 防止出现任何隐患, 这对于整个电网系统的长久运行来说, 起到了极其重要的作用。
参考文献
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10KV馈线 篇8
1 馈线自动化系统的控制方式和控制功能
1.1 馈线自动化系统的控制方式
馈线自动化系统的控制方式主要包括就地控制和远程控制,不同的控制方式主要取决于配电网中不同可控设备的控制功能。如果控制设备是馈线线路的电动负荷开关,并且装有通信设备,则馈线自动化系统可以实现远程控制开关设备的合闸或者分闸 ;如果控制设备是重合分段器、分段器、重合器,这些设备的合闸或者分闸全部由设备自身进行控制,则馈线自动化系统主要进行就地控制。馈线自动化系统的远程控制可以分为分散式和集中式两种,分散式远程控制是指馈线自动化系统向开关控制设备发出指令信息,各控制设备根据相关的指令信息完成相关的控制功能 ;集中式远程控制是指SCADA系统自动采集馈线线路的故障系统,经过分析判断再做出控制。
1.2 馈线自动化系统的控制功能
(1)运行状态监控
10k V配电网馈线自动化系统的运行状态监控是指实时监控配电网各支路和主干线的电能量、功率因数、无功功率、有功功率、电流、电压等电气参数,监测配电网线路联络开关、分段开关的操作状态,遥控联络开关和分段开关的动作,实现遥控、遥测和遥信的功能。
(2)故障定位和故障恢复
在10k V配电网运行过程中,一旦发生永久性运行故障,按照开关设备的顺序,快速隔离故障线路,在开关运行或者环网运行的10k V配电网线路中实现负荷转移供电,快速恢复供电,将故障设备线路隔离后,为了控制和减少停电范围,保障非故障线路的供电质量,可以适当调整网络机构,实现配电网重构。如果发生瞬时性运行故障,馈线自动化系统可以自动切断故障电流,联络开关自动重合,从而恢复馈线供电。
2 10k V配电网馈线自动化系统的控制技术
2.1集中式馈线自动化控制技术
馈线配电终端、配电子站和配电主站是配电网自动化系统的三个关键环节。集中式馈线自动化控制主要由配电主站实现对馈线故障的监测控制,配电主站作为整个10k V配电网的控制中心,主要依靠完善的通信系统,实现对配电网馈线线路的数据采集、监测和控制。集中式馈线自动化控制技术基于地理信息系统,集PAS、GIS和SCADA为一体,实现全方位、自动化的配电维护、管理、监控和保护的运行管理系统,综合重合闸、RTU遥控和电力保护等功能,快速切除线路故障 [2]。集中式馈线自动化控制技术在应用的过程中,主要由配电主站集中负责转移故障负荷、定位线路故障、分析故障网络拓扑结构和识别故障类型,再由通信系统逐步完成。
2.2子站监控式馈线自动化控制技术
配电子站在10k V配电网中主要实现就地监控和通信处理,在馈线自动化系统的子站层可以独立地控制开关状态和采集馈线信息,并且实现故障隔离、故障识别等馈线故障处理操作,这种控制技术分担了一部分配电主站的控制检测功能,由配电子站实现紧急的控制操作,减轻配电主站对馈线运行故障处理的压力,提高控制监测效率。子站监控式馈线自动化控制技术主要负责协调故障负荷转移和故障隔离之间的关系,基于10k V配电网的网络拓扑结构,充分考虑到网损、重构网络和负荷转移合理性以及开关操作次数等约束条件,设计最优的全局故障负荷转移和故障隔离方案,分析馈线故障后的负荷转移情况,快速恢复配电网调度。
2.3基于重合器的就地式馈线自动化控制技术
基于重合器的就地式馈线自动化技术通过重合器与时间—电压型分段器配合或者与过流脉冲计数型分段器配合,实现配电网馈线故障的定位、监测和隔离。重合器与时间—电压型分段器配合方式主要采用电压延时方式,在正常运行状态下,分段点位置开关处于合闸状态,当配电网馈线线路发生规章失压或者停电时,开关会自动失压分闸,在开关第一次重合之后,一级一级地将分段线路投入,在投到故障线路时,转换开关受到故障电压的影响而发生闭锁。同时,配电网联络点位置的开关,在正常运行状态下处于常开状态,当一侧线路失压时,联络开关出现延时,进一步确认运行故障,在完成延时时间后, 投入联络开关,后备电源恢复向正常线路区域的供电。当联络位置开关两侧的线路同时失压时,开关将处于闭锁状态。
2.4 就地智能分布式馈线自动化控制技术
就地智能分布式馈线自动化控制技术通过全面监测线路的电流和电压,根据故障线路的过流规律、次序以及失压情况,设计合理的网络重构方案,并且相关的参数设置不会受到联络开关位置和线路分段数目的影响 [3]。当采用断路器或者重合器组网时,充分发挥断路器或者重合器的重合和开断能力,快速隔离和切除故障,及时恢复正常线路的供电 ;当采用智能开关组网时,配电网馈线上各个开关直接爱你相互配合,实现自动隔离线路,自动完成网络重构。同时,利用残压检测方法,使配电网线路故障点周围的开关提前完成分闸闭锁,防止电源在负荷转移过程中发生停电或者受到短路电力冲击,在光纤通信模式中,加快配电网的重构速度,减轻短路冲击。就地智能分布式馈线自动化控制技术具有良好的可靠性和实时性,能够快速隔离线路故障,恢复非故障线路的正常供电。
3 结束语