无信道馈线故障处理技术收缩管

无信道馈线故障处理技术

无信道馈线故障处理技术 2011： 0、引言　　馈线自动化是配电自动化的基础环节之一。在解决变电站综合自动化问题之后，如何进而解决馈线自动化问题，已成为当前我国城网及农网改造、进一步完善配网自动化系统需要解决的一个技术问题。而馈电线路的故障处理技术又是当前馈线自动化的基本内容。　　1、馈线自动化方案　　1.1采用重合器、分段器、重合分段器方式　　这是早期比较普遍的方案，在无通信信道的情况下，可实现故障的自动隔离和恢复非故障区段的供电。此类方案存在一些较明显的不足：　　a.变电站出线保护未考虑与线路分段开关之间的配合与协调；　　b.已有重合器、重合分段器、智能开关的现有功能不支持信道问题解决后需具备的SCADA功能及高层在线和离线管理功能；　　c.故障处理及供电恢复速度太慢，对系统及用户冲击大；　　d.需要改变变电站速断保护定值及重合闸次数，增加了出线保护的动作次数，不利于设备的安全运行；　　e.同一线路上、下级重合器的动作缺乏选择性。　　1.2负荷开关+通信+馈线自动化控制器方式　　主要采用负荷开关，配置相应的馈线自动化控制器（FTU）和必要的通信设施。控制器采集故障信息发送至基地站或配调监控中心，然后由基地站或监控中心分析判断，提示故障隔离点及负荷转供的方案，实现故障的自动隔离和恢复非故障区域的供电。　　在无信道的情况下，变电站或二级主站与线路上分段开关及各分段开关之间无任何信息交换，只能采用当地控制通过逐段重合的方法来确定并隔离故障线段。故障线段与非故障线段的重要区别在于当重合于故障线段时会立即出现故障电气量，而重合于非故障线段时不会立即出现故障电气量，需等到后续故障段开关重合时，才出现故障电气量。因此可利用重合后出现故障电气量的时间差异来可靠地识别并隔离故障线段。　　2、分段/环网开关采用断路器时故障处理　　2.1变电站出线保护及分段开关监控装置功能配置　　a.变电站出线保护及监控装置的功能配置：三段式电流保护，作为故障处理仅需定时限电流保护；失压保护；过电压保护，仅在重合闸动作后的故障识别期内短暂投入，其余时间闭锁；三相一次重合闸，重合后短时开放电流后加速；单相接地时检测零序电流并上报主站。　　b.分段/环网开关监控装置功能配置：过电流速跳，仅在开关重合后的故障识别期内短时投入，其余时间闭锁，过电流跳闸后闭锁重合功能，需人工复归解除闭锁；失压控制，开关两侧失压延时跳闸；电压控制，开关一侧电压恢复，一侧无压延时重合；过电压+低压速断，仅在开关重合后故障识别期内短时投入，其余时间闭锁，跳闸后闭锁重合，需人工复归解除闭锁。　　2.2相间故障处理过程　　假定馈线采用手拉手环网结构，如图1所示。　　2.2.1暂时性故障　　由变电站出线时限电流保护动作跳闸，故障线路失压；失压线路各分段开关在出线重合之前全部分闸，故障点绝缘恢复；然后出线开关重合成功，各分段开关顺序重合。在环网开关重合之前，失压线段已全部恢复正常供电，环网开关不再重合。为了使暂时性故障消除后，不改变线路的运行方式，环网开关的重合时间虚大于变电站出线保护动作时间、重合闸时间和各分段开关重合时间之和。　　2.2.2永久性故障　　首先由变电站出线开关CB时限电流保护跳闸，线路失压，失压线路分段开关全部分闸；然后出线开关CB重合，并短时开放重合闸后加速；分段开关FD逐段顺序重合，开关重合的同时进行故障识别，以判定是否重合于故障线段。然后通过变电站出线保护及自动装置的协调配合隔离故障线段，恢复非故障线路的供电。变电站出线保护根据重合闸重合到再次出现故障电流的时间即可判断故障线段，并上发变电站或上级主站。　　由上可见，当分段/环网开关采用断路器时，对于瞬时性故障及重合闸动作之前出现的故障电流不能瞬时切除，而对于重合闸动作后出现的故障电流可以瞬时切除。主供侧变电站出线开关只需一次重合就能恢复健全线段的正常供电。备供侧在恢复开环点对侧非故障线段供电的过程中，不需跳闸和重合。因此供电恢复速度快，对系统及用户冲击最小。　　2.3单相接地故障处理过程　　中心点绝缘或小电流接地系统单相接地故障的处理分2步完成。第1步：由变电站绝缘监视及选线功能完成接地报警和选线，指出故障线路。当系统发生单相接地时，3U0将突然增大而发出报警。这时，变电站采集系统内各条线路的3I0，并进行比较，其中3I0最大的线路就是单相接地故障线路，也可根据3I0的方向识别故障线路。如配有小电流接地定位装置，可以较正确地指示接地相线路。第2步：从主供侧人工跳开接地线路，各分段开关因失压而全部分闸。如果为暂时性故障，则在出线开关拉闸，失压线段的FD分闸，然后人工合闸出线开关CB，之后分段开关FD逐段重合。在环网开关重合之前，两

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