配電自動化系統FA功能測試與探討

溫偉琪

摘 要：本文分析了配電自動化系統的初級價段——電壓時間型饋線自動化系統與變電站DCH-1型重合閘裝置配合，通過合理整定系統各裝置的時間，實現發生故障時，明確故障區間、自動隔離恢復供電的功能（即FA功能）。

關鍵詞：配網自動化系統；時間整定；重合閘；柱上負荷開關；功能測試

饋線自動化是實現配網故障快速復電，提高配網運行管理水平的重要技術手段。饋線自動化通過配電自動化終端實現對配電線路運行狀態的監測，當配電線路發生故障時，根據配電自動化終端監測到的故障電流或故障電壓，判斷故障發生的區域，并控制自動化開關設備（負荷開關或斷路器）實現故障隔離和恢復非故障區域供電。

1 電壓時間型饋線自動化系統的構成

電壓時間型饋線自動化是配電網饋線自動化（distribu-tion feeder automation，簡稱FA）的一種實現方式，主要由以下設備構成：

1）柱上真空負荷開關（PVS）：具有失壓瞬時脫扣功能，并能夠與控制器（FDR）配合，實現自動合閘。

2）一體型搖控控制單元（FDR）：柱上負荷開關的控制器。

作為分段開關邏輯功能：

a.失電后分閘；

b.單側得電延時合閘；

c.閉鎖合閘功能；

d.開關非遮斷電流保護功能；

e.殘壓閉鎖功能。

作為聯絡開關邏輯功能：

a.兩側有壓閉鎖合閘；b.單側失壓延時合閘；c.殘壓閉鎖功能。

整定時間參數：

X時限：真空負荷開關的自動合閘時間，指從開關電源側有壓至柱上開關合閘的延時時間。

X時間整定范圍：

7×N（s），N=1，2，3，4…，12。

Y時限：故障檢測時間，指柱上開關合閘后，若開關合閘之后在Y時間之內沒有失壓，開關實現合閘，若在開關合閘之后在Y時間之內失壓（失壓時間超過3.5S±0.3S），則該柱上開關分閘并被閉鎖在分閘狀態，待下一次電源側有壓時不再自動重合；若超過Y時限，即判斷為線路正常，柱上負荷開關可以進行再次重合。Y時間整定范圍：5S或10S，一般整定為5S。

3）開關電源變壓器（SPS）：小型干式變壓器，給控制單元（FDR）和柱上負荷開關（PVS）提供操作電源與參數，進行邏輯判斷。

4）故障區間指示器（FSI）：輔助查找故障范圍，即帶通迅功能反牌式故障指示器。用于未安裝柱上負荷開關的支線，只作快速判斷故障的作用，無控制功能。

2 電壓時間型饋線自動化系統的工作原理

重合器與電壓時間型分段負荷開關配合的饋線自動化系統是一種典型的就地型饋線自動化模式，適用于輻射網、“手拉手”環網和多分段多聯絡的簡單網格狀配電網。

重合器采用具有兩次重合功能的斷路器，第一次重合閘延時長（典型為15s），第二次重合時間短（典型為5s）。重合閘時間各區域設置略有不同。分段負荷開關具備兩套功能：當作為線路分段開關時，設置為第一套功能，一側帶電后延時X時限自動合閘，合到故障點引起重合器和分段負荷開關第二輪跳閘，故障區間兩側的分段開關由于Y時限和故障殘壓閉鎖，重合器再次延時重合后恢復故障點電源側的健全區域供電。聯絡開關設置為第二套功能，當一側失電后延時XL時限后自動合閘，恢復故障點負荷側的健全區域供電。另外分段開關在X時限或聯絡開關在XL時限內檢測到開關兩側帶電，禁止合閘避免合環運行。

電壓時間型饋線自動化系統的優點在于其技術簡單可靠，在無需通信通道的條件下實現了配網的故障定位，故障隔離及非故障區恢復供電的自動化，從而縮少了停電區域和停電時間，使配網的操作，運行效率及供電可靠性得以大幅提高。但是也可以看出其缺點[ 1 ]是：故障處理及供電恢復速度較慢，對系統及用戶沖擊大，需改變變電站重合閘次數。

3 電壓時間型饋線自動化系統FA功能的測試

試驗按照區間故障的時間間隔通過傳動開關跳閘來模擬不同區間故障的方法，測試各柱上負荷開關的功能是否正常。為避免開關多次分合閘，影響客戶的設備，試驗前，將線路上的負荷進行了轉移或停電操作，線路空載運行。

在變電站由繼保人員按照區間故障的時間間隔通過傳動開關跳閘，模擬保護動作，重合閘按整定時間整定，保護跳閘壓板、重合閘壓板均應投入。在各柱上負荷開關，派專人用秒表記錄各柱上負荷開關分合閘時間。

以一個區間發生永久故障為例，具體試驗步驟如下：模擬③段內發生永久性故障測試完成時各開關狀態，見圖1：

1）通過二次回路使東禺1跳閘。

2）5S后，東禺1自動重合，同時站內工作人員開始計時。

3）現場指揮在計時42～47S時，命令繼保人員使東禺1再次跳閘，站內計時人員在斷路器跳閘即停止計時，并記錄當前測得時間。

4）5S后，東禺1再次自動重合。

5）A、B、C、D、G、H處線路人員觀察開關狀態及所測時間。

6）恢復正常運行方式：命令H處線路人員手動斷開H，命令C處線路人員解除C閉鎖（C閉鎖解除自動合閘，D閉鎖自動解除、延時后自動合閘）。

7）線路人員向現場指揮報告各開關狀態。試驗結果見下表1。

試驗表明，東禺線、城北線饋線自動化系統能確定和自動隔離故障點，恢復非故障區間供電。

4 系統存在的問題與解決方案

系統投運后，如線路上發生永久性故障，非故障段最長將在120S內自動恢復供電，供電可靠性將大大提高。但系統在運行中存在以下問題，如圖2所示。

以崗頭變電站為例：當崗頭變電站發生變壓器故障或其他原因引起10kV母線失壓（或全站失壓）時，城北1開關在合閘位置，由于城北線失壓，城北5T1開關失壓自跳，城北18T1開關自動裝置計時105S后自動合閘，城北5T1開關得電計時28S后自動合閘，此時相當東禺線反送電到崗頭變電站，如造成東禺線過負荷，東禺1保護動作，將使停電范圍擴大。同樣，羚山站發生失壓時也可能造成城北線跳閘。

為防止以上情況的發生，可采取以下措施：

1）羚山變電站東禺1開關、崗頭變電站城北1開關保護加裝失壓脫扣裝置。

2）將饋線出口處的柱上負荷開關連接方式改為單相PT投入的方式，如下圖：

如上圖所示，當變電站正常供電時，當電送到S端時FDR檢測到S端來電并經7秒延時后FDR發出指令開關合閘，電送到L端；反之當變電站停電時，聯絡開關合閘后，電由另一方送到L端，由于FDR感受不到L端來因此開關不合閘，防止反送到站內，使反送電只到第一個開關處，但這樣會使自動供電區域縮小。

5 結語

通過分析測試FA功能，可以看出電壓時間型饋線自動化雖然能夠實現一定程度上的饋線自動化，但在沒有后臺主站系統的支持下，只能用于網架結構簡單的放射型線路和“手接手”線路，在結構復雜、聯絡較多的，網格狀配網線路上實施時，必須由主站進行集中控制。因此建立一個現代化的配網自動化系統，逐步實現電力系統配網自動化。

參考文獻：

[1] 吳敏，等.無信道饋線故障處理技術[J].電力系統自動化，2000，24（12）：39-41.

[2] 周小梅.配網自動化DA實現策略[C].第四屆輸配技術國際會議第四屆輸配電技術國際會議論文集，2003.

[3] 李傳健.廣東電網公司電力科學研究院.肇慶供電局配網自動化技術推廣交流.