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城镇电网馈线自动化设备选型及实现简述

发布日期:2018-08-21

馈线自动化(FA)的主要功能是监测配电网运行工况、隔离故障区段、自动恢复非故障区段的供电。其主要任务是:

数据采集和监控:站内出线开关的数据采集和监控由站内RTU来完成。线路上各个开关设备的数据采集和监控,由安装在各开关设备处的馈线远方终端FTU来完成。

馈线故障时及时确认故障线段,并迅速隔离故障线段,及时恢复对非故障线段的供电,缩小故障停电范围和减少用户的停电时间,提高对用户供电的可靠性。

1.馈线自动化模式选择

讷河城区馈线自动化模式采用就地与远方监控混合模式,即故障的处理由终端配合开关设备就地处理,监控终端向主站发送运行参数,并接收主站监控命令,处理负荷转移、平衡、改变运行方式等。

依据上述原则,并根据讷河城区馈线的具体情况,对线路主干和分支的开关设备及配套终端要求如下:

1.1主干线路:

主干线路的分段和联络开关采用专为配调自动化生产的真空负荷开关及配套的具有电压—时限式就地故障处理功能的FTU,在主干线路故障时通过与变电站出线开关的保护及重合功能配合,能不依赖主站及通信自行隔离故障,负荷转移可根据预先整定的方式就地或通过后台系统集中处理。

1.2分支线路:

根据讷河城区馈线分支线路多,而且架空线分支线路的单相接地故障多这个具体情况,因此分支线路开关选择最新研制的具有处理单相接地故障能力的真空分界负荷开关,它由开关本体与配套的控制器组成,在线路故障时可不依赖通信及系统自行切除故障,同时控制器具有常规FTU的功能,正常运行时克实现远方的监控功能。

2.主干线路分段、联络开关设备介绍及功能实现

2.1开关设备介绍

柱上开关采用FZW28-12(VSP5)柱上真空负荷开关,开关内置三相CT。

VSP5开关与配套设备一起应用,以电压-时间型方式实现自动隔离故障区段、非故障区段自动恢复供电的馈线自动化功能。

VSP5采用真空灭弧室灭弧、SF6气体外绝缘结构,引出线采用密封电缆头结构,外带连接绝缘母线。要求开关具有手动、电动两种操作方式。在手动方式下,开关可以由操作人员在现场手动操作实现合、分。在自动方式下,开关在电网来电或RTU发出合闸命令时,自动合闸;在电网掉电时无压释放,或RTU发出分闸命令时分开;在遇到故障时,RTU自动闭锁,使开关处于分闸状态。

配套终端TOSDAC-D23P具有智能化故障查寻、就地隔离功能和远方通信功能,结构全免维护特点,采用全密封镀金航空接插头。要求产品既有远方通信功能又自带就地保护功能,可以实现就地手动操作和远方控制操作。其中就地保护功能应包含时限顺送/逆送功能:时限投入、时限锁定、 瞬时加压锁定、两侧电源锁定;要求终端设备可选用于分段点和环网点功能。

其远方通讯功能可以实现“四遥”:

遥控:开关的“分”、“合”控制;

遥调:X时限设定;

遥信:开关状态、RTU状态、开关两侧电源情况等;

遥测:开关两侧电压、三相电流。

2.2分段、联络开关设备实现功能

设备的基本原理是基于电压—延时方式。

对于分段点位置的开关,在正常工作时开关为常闭状态。当线路因停电或故障失压时,所有的开关都打开。在第一次重合后,根据控制器设计的延时设置,线路分段一级一级的投入,直至投到故障段后线路再次跳闸,故障区段两侧的开关因感受到故障电压而锁扣。当站内断路器再次合闸后,正常区间恢复供电、故障区间通过锁扣而隔离。

对于联络点位置的开关,在正常时感受到两侧有电压时为常开状态,当一侧电源失压时,该联络开关开始延时进行故障确认,延时时间整定值为故障侧线路完成对故障确定并锁扣的时间。在延时时间完成后,联络开关投入,后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电。

分段点位置和联络点位置所使用的开关、控制器和变压器设备完全相同,其功能的转换只需将控制器底盖内部的功能模式切换开关(MODE)放在S(分段点功能)或L(环网点功能)来实现。

设备应用于环网结构的基本工作原理如下:

下图是一条环网线路的基本结构,CB1、CB2分别为线路站1和站2的出线断路器,线路上分别安装了分段开关PVS“B”“C”“D”“E”“F”“G”,其中除环网点开关“E”为常开开关外,其余在正常工作时为常闭。这些开关的控制器具有延时设置键,根据线路的状况,分别将“B”“C”“D”“F”“G”的控制器延时设为7s、7s、7s、7s、7s,表示当各级开关在感受到一端来电时,通过上述的延时时间完成关合,而环网点开关“E”的控制器延时时间设置为45s。


图1 环网供电的故障隔离过程

下面给出了当线路c区段发生短路故障时,整条线路的工作过程。

(1)在正常状态下,CB1、CB2和除 PVS“E”以外的所有开关均关合。

(2)假设当故障发生在c段,因短路引起断路器CB1跳闸,PVS“B”、PVS“C”、PVS“D”因失压而同时断开。这时,PVS“E”的控制器因感受到一侧掉电而开始计数。

(3)断路器CB1经过延时后重合闸,开关顺序延时关合至PVS“B”。

(4)当关至PVS“C”时,因再次关合短路点引起线路再次跳闸。这时,PVS“C”和PVS“D”因感受到其区间故障而锁扣。

(5)CB通过再次重合闸,顺序延时将正常区间恢复供电。

(6)环网点开关PVS“E”在计时过程中始终未感到一方的供电,因此,在经过一定的延时后,关合PVS“E”,由CB2给位于故障区间后端的正常区段d。

通过上述工作方式,系统完成环网结构的供电恢复。

上图标注的柱上配电设备设置参数是在馈线自动化初级阶段,在通信系统未健全的条件下,智能控制用的时间设置。

在配调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。其故障处理和恢复要求通过以下5个步骤来完成:

a) 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。

b) 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。

c) 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,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。

d) 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。

e) 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。

3.分支线路开关和终端介绍及功能实现

3.1 分支线路开关和终端介绍

分支线路开关采用

用户分界负荷开关是一种功能全新的10kV户外柱上开关成套设备,包含负荷开关本体及测控单元两大部分,通过航空接插件及户外密封控制电缆进行电气连接,整套设备全免维护。

下图为用户分界负荷开关的构成。


开关本体FZW28-12F(FFK)采用真空灭弧,SF6外绝缘,内置隔离刀与灭弧室异步联动,开关分合能力强,安全性好;Latch式弹簧操作机构,拉杆式手动或电动合闸,手动或电动脱扣分闸,操作简洁方便;

测控单元FDR-100配合开关内置的零序CT可检测毫安级的线路零序电流及25倍额定值的相间短路电流,测控准确、动作灵敏;全航空插头电气连接,安装投运快捷,所有部件全密封,耐候性强,抗凝露性,同一规格产品可适用于不同中性点接地运行方式的电力配电系统。

测控单元FDR-100具有智能化就地故障处理隔离功能(含接地及短路故障)和远方通信功能,其远方通讯功能可以实现“三遥”:

遥控:开关的“分”、“合”控制;

遥信:开关状态、RTU状态等;

遥测:开关电源侧电压、电流。

3.2分支开关设备功能实现

1、单相接地故障处理过程



4.结束语

随着2007年黑龙省电力有限公司城镇电网改造工程的结束,城镇电网网架结构已初具规模,加快城区配网馈线自动化系统建设,提高供电质量和供电可靠性,以满足现代化建设的供电需求逐步提上议事日程。馈线自动化是建立在信息化的基础上,将配电系统在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成,构成完整的自动化系统,实现配电网及其设备正常运行状态和事故状态下的监测、保护、控制以及用电管理和配电管理的自动化,最终实现以大幅度提高供电可靠性、改善电能质量为目标的对配电系统在线的、准实时的闭环控制。因此,城镇配网馈线自动化系统对于未来城镇电网建设将会起到越来越重要的作用。

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