饋線自動化兩種實現(xiàn)模式的對比研究

吳慧

摘 要：本文主要結(jié)合孝感城區(qū)配網(wǎng)饋線自動化建設(shè)探索實踐經(jīng)驗，針對饋線自動化的兩種實現(xiàn)模式，分別從選點原則、動作原理、實踐效果方面進行對比分析，提出建議。

關(guān)鍵詞：配網(wǎng)自動化；饋線自動化；實例分析

中圖分類號：TM76 文獻標(biāo)識碼：A

饋線自動化實現(xiàn)故障處理的模式主要分為集中式和就地式兩類。下文就孝感供電公司饋線自動化建設(shè)探索進程，對饋線自動化兩種模式分別進行對比分析。

一、集中式模式實例分析

孝感城區(qū)配網(wǎng)自動化系統(tǒng)于2009年7月開始建設(shè)，11月底投入運行。系統(tǒng)采用雙層體系結(jié)構(gòu)，主要由主站層和終端設(shè)備層組成，二者之間通過光纖網(wǎng)絡(luò)進行數(shù)據(jù)通信。

1選點原則：聯(lián)絡(luò)點優(yōu)先、就近接入

對城區(qū)10KV配網(wǎng)128組開關(guān)進行了改造，加裝電操機構(gòu)和測控元件，并全部配備智能終端。系統(tǒng)監(jiān)控設(shè)備總數(shù)約占當(dāng)時配網(wǎng)設(shè)備總數(shù)的40%。

2動作原理：配網(wǎng)常采用手拉手環(huán)網(wǎng)常開運行方式：正常運行情況下，開關(guān)1、2、3、4合閘位置，聯(lián)絡(luò)1開關(guān)分閘位置，如圖1所示。

若開關(guān)3至開關(guān)4之間發(fā)生短路故障，則可能存在開關(guān)3、2、1三級跳閘的情況，此時必須這三級開關(guān)中至少有一組保護信號變位+開關(guān)動作觸發(fā)DA計算啟動，主站同時接收到多個開關(guān)保護信號變位后，按照電流方向和設(shè)備連接的拓撲關(guān)系，從饋線段的首端向末端查找，找到最后一個發(fā)送保護信號的開關(guān)3后，主站判定實際故障區(qū)域為開關(guān)3——開關(guān)4。

（1）開關(guān)3保護信號變位+開關(guān)3跳閘，隔離方案：開關(guān)4分閘；恢復(fù)方案：聯(lián)絡(luò)1合閘。

（2）開關(guān)3保護信號變位+開關(guān)2跳閘，隔離方案：開關(guān)3分閘、開關(guān)4分閘；恢復(fù)方案：開關(guān)2合閘、聯(lián)絡(luò)1合閘。

（3）開關(guān)3保護信號變位+開關(guān)1跳閘，隔離方案：開關(guān)3分閘、開關(guān)4分閘；恢復(fù)方案：開關(guān)1合閘、聯(lián)絡(luò)1合閘。

3 實施效果

試運行期間，遙測、遙信數(shù)據(jù)信息實時高效上傳，系統(tǒng)運行穩(wěn)定。系統(tǒng)曾多次快速反應(yīng)故障報警信號，給城區(qū)10kV線路故障搶修工作爭取了時間，也為調(diào)度員擬定合理的非故障區(qū)域的供電恢復(fù)方案提供了有力的數(shù)據(jù)支撐。

但在實際運行中，該模式還存在以下問題：

（1）參與主站運算的數(shù)據(jù)對終端通訊的依賴性較強，額外增加了配網(wǎng)通信的維護負擔(dān)。

（2）配網(wǎng)老舊開關(guān)設(shè)備較多，配網(wǎng)運行環(huán)境相對惡劣，時常遭遇機構(gòu)卡死無法操作，給遙控執(zhí)行造成了阻礙。

（3）因工程規(guī)模限制，本期自動化覆蓋信息量不足，配電線路故障定位區(qū)域較大，實際應(yīng)用時，還需要依靠現(xiàn)場人員精確定位，耗時較長，給故障隔離、恢復(fù)供電帶來困難。

二、就地式模式實例分析

2010年3月，孝感城區(qū)開始進行饋線自動化模式探索，采用集中控制加終端設(shè)備相互通信就地控制方式。

1 選點原則：具有兩路及以上電源點的環(huán)網(wǎng)線路，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)相對穩(wěn)定。

本次工程共選用了手拉手環(huán)網(wǎng)的兩對線路，在臨近變電站出口的1#桿處安裝重合器4臺、環(huán)網(wǎng)常閉自動化開關(guān)5臺、環(huán)網(wǎng)常開自動化開關(guān)2臺、放射型常閉自動化開關(guān)9臺、斷路器型用戶分界開關(guān)21臺。

2動作原理

（1）就地處理原理

為了提高供電可靠率，饋線自動化試點區(qū)采用如下接線方式，即：變電站10kV出線安裝重合器（R1、R0）引入電源、線路上采用分段開關(guān)（L1、L2）進行分段、用戶側(cè)采用分界斷路器ASS（CB）的運行方式與主線隔開，如圖2所示。

①F1發(fā)生相間短路故障→ASS（CB）感測到負荷側(cè)短路電流后，延時0s后分閘。

②F2發(fā)生相間短路故障→R1延時0.15s后分閘，L1、L2不動作→R1延時2s后第一次重合于故障，第二次分閘→L1、L2感測到2次失壓后分閘→R1延時2s后第二次重合成功→L1延時2s后合閘于故障，分閘閉鎖→R1第三次分閘→L2在分閘狀態(tài)下閉鎖→R1延時2s后第三次重合成功→R0聯(lián)絡(luò)斷路器經(jīng)延時20s后合閘，變電站2向L2正常區(qū)段供電。

③F3發(fā)生相間瞬時短路故障→R1第一次分閘→R1第二次重合成功

④F3發(fā)生相間永久性短路故障→R1第一次分閘→2s后R1第一次重合閘，故障未消除第二次分閘→R1延時2s第二次重合閘→L1在延時2s后合閘成功→L2在延時2s后合閘于故障，感測到2次失壓在延時0s后分閘閉鎖。

（2）兩級配合原理

配電線路發(fā)生故障時，由饋線自動化系統(tǒng)按設(shè)定順序進行故障的就地自動判斷與隔離，同時將故障信號及處理結(jié)果上傳到主站，由主站進行故障分析。如果終端已將故障成功隔離，則主站根據(jù)狀態(tài)估計和潮流計算給出故障恢復(fù)方案；如果終端隔離故障不成功或電纜線路發(fā)生故障時，則主站進行故障的精確定位與隔離，同時給出恢復(fù)方案，實現(xiàn)對非故障區(qū)域供電。

3實施效果

經(jīng)反復(fù)調(diào)試，各智能終端基本實現(xiàn)了對各路設(shè)備實時監(jiān)控的功能，但在兩級配合測試方面，由于城區(qū)配電用戶對可靠性要求較高，無法現(xiàn)場模擬故障，只能利用配網(wǎng)線路實際故障，對該系統(tǒng)進行驗證。驗證過程中發(fā)現(xiàn)這種模式存在以下問題：

（1）多級開關(guān)的保護整定較復(fù)雜，且多次重合對線路設(shè)備沖擊較大。

（2）用于負荷轉(zhuǎn)供的常分聯(lián)絡(luò)開關(guān)拒絕動作或動作不成功時，全線分段開關(guān)分閘閉鎖，反而增加了搶修工作范圍，降低了搶修效率。

（3）當(dāng)常分聯(lián)絡(luò)開關(guān)動作成功但因通訊故障導(dǎo)致遙信信號不上送時，可能出現(xiàn)線路長時間合環(huán)運行的后果，對電網(wǎng)安全穩(wěn)定造成了較大的威脅。

結(jié)語

通過以上對比，可以得出：集中式主要受制于設(shè)備水平、維護水平、布點范圍的影響，這些因素在逐步應(yīng)用和推廣過程中能夠得到改善，可以建議采用；但就地型在與主站配合時還存在不穩(wěn)定技術(shù)因素，可能威脅到電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，需謹(jǐn)慎選擇。

參考文獻

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