论智能配电网自动化开关在配网调度的应用

论智能配电网自动化开关在配网调度的应用

高振华

国网晋中市榆次区供电公司，山西 晋中 030600

摘要：智能电网是建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，以特高压电网为骨干网架、各电压等级电网协调发展的坚强电网为基础,将先进的通讯技术、信息技术、传感测量技术、计算机技术和控制技术与物理电网高度集成而形成的新型电网。

关键词：智能配电网；自动化开关；配网调度；应用

1传统开关馈线模式与自动化开关馈线模式的比较

10kV馈线配置传统开关这种模式，优点是设备配置简单，投资成本低，隔离故障成功率高，但缺点也很明显：（1）线路上每一次永久或瞬时故障都会导致变电站出线开关跳闸，增加跳闸次数。（2）每次跳闸都全线停电，非故障段也停电。（3）隔离故障需要变电站出线开关多次分、合闸配合，造成反复停电以及对系统的多次冲击。（4）查找故障需要运行人员全线巡视检查，所需时间很长。不能确定故障时，需要分段试供。（5）在调度台不能实现“三遥”。综上所述，传统开关已经不能适应这个时代的需求。配置自动化开关的馈线自动化模式是用断路器或负荷开关将10kV线路分成若干区段，断路器的继电保护与负荷开关的逻辑保护功能配合，再利用变电站出线开关二次重合（一次重合隔离故障、二次重合复电），完全能够克服传统开关的缺点，而且自动化负荷开关投资成本比传统开关更低，只要再与其他技术配合，就能实现智能配电网的基础功能。

210kV馈线自动化开关的应用原理

2.1本地区较多应用电压-时间型的10kV馈线自动化开关

2.1.1这种类型的自动化开关要求

变电站出线开关配置速断、过流、零序（小电阻接地系统）保护和二次重合闸功能。

2.1.210kV馈线中各负荷开关的自动化终端功能要求

（1）电压互感器和电流互感器可采集三相电流、三相电压、零序电流，第一个分段负荷开关的电压互感器只接电源侧，不接负荷侧，预防自动转供电时（亦称自愈功能）倒转至母线。（2）负荷开关具备电压-时间的闭锁逻辑控制功能。即当开关两侧失压后自动分闸，当开关一侧有压后延时合闸。（3）开关具备非遮断电流保护功能，失电后延时分闸、得电延时合闸功能、单侧失压延时合闸、双侧有电压开关合闸逻辑闭锁和闭锁合闸功能。（4）闭锁合闸功能：短时得电和检测到残压，都会自动分闸并闭锁合闸。（5）小水电上网支线开关，配置过电压保护功能，即俗称“看门狗”。

2.1.3联络开关的自动化终端功能要求

（1）具备闭锁合闸功能：当开关两侧有压时，开关分闸且闭锁合闸。（2）失压合闸功能：当开关一侧失压，开关另一侧有压，则延时后合闸。

2.1.4保护整定与重合闸配置要求

（1）变电站出线开关保护和重合闸时间整定：速断保护动作时间整定为0s，零序保护时间整定为0s（小电阻接地系统）。一次重合闸时间和二次重合闸时间均整定8s（因为第一个分段负荷开关失电分闸时间整定7S）。（2）主干线分段负荷开关保护定值整定原则：需要与变电站出线开关的重合闸整定时间上相互配合。为准确判断故障范围和隔离故障范围，一定要做到变电站出线断路器第一次重合后故障判定过程中任何时刻只能有一台分段负荷开关合闸（即得电合的过程要有序）。按顺序依次相邻自动化负荷开关时间间隔可整定为5s～7s，按照实际情况而定。（3）手拉手环状结构的配电网联络开关保护定值整定原则与普通结构的配电网不同：需要与变电站出线开关重合闸整定时间配合。

联络开关时间整定值：

tg：线路短路到变电站出线断路器跳闸间隔的时间；

t1：变电站出线断路器第一次重合闸时间；

t2：变电站出线断路器第二次重合闸时间；

Xn：X1至Xn为沿线自动化负荷开关设置来电延时合闸时间。

2.2电压-电流型

电压-电流型就是在电压-时间的时序逻辑判别的基础上再对故障电流记忆判别的复合判据闭锁控制，这个故障电流包括短路电流与零序电流。其他方面与电压-时间型大体相同。

2.3以下举例说明配网调度工作如何通过自动化开关实现故障的定位、隔离和恢复

2019年3月23日，配网自动化主站系统(简称主站)出现跳闸报警，信号显示“110kV南乡变电站10kV司马线#112杆112T1开关过流动作，重合不成功”，配网调度值班员查看信号后，在配网主站系统中检查开关状态，发现10kV司马线#112杆112T1开关确在分闸位置，在智能告警诊断平台发布该故障信息后通知供电所人员。供电所人员接报后开展巡查工作，由于跳闸的是10kV司马线#112杆112T1开关，变电站10kV司马线703开关并未跳闸，这说明了在10kV司马线703开关保护动作跳闸之前，10kV司马线#112杆112T1开关已隔离故障区域，避免了全线停电。供电所人员只需检查10kV司马线#112杆112T1开关后段线路。同时，在配网主站系统线路图中查看到10kV司马线#112杆112T1开关后段的白梅支线9T1开关，大冬田支线29T1开关都是自动化开关，主站中并没这些开关的动作信号，说明了这些开关的后段线路并没故障，排除了因这二条支线故障造成跳闸的可能性。供电所人员只需巡查10kV司马线#112杆112T1开关后段的其它支线，从而缩小了故障的查找范围，为故障定位的及时性提供了保障。最终巡线发现故障点位于10kV司马线#125杆125T01刀闸处，故障原因是10kV司马线#125杆125T01刀闸C相瓷瓶雷击爆裂。由以上例子的自动化开关隔离故障的原理、过程及故障点看出：配置自动化开关的馈线模式实现了对馈线的快速故障定位、隔离、非故障区域供电恢复，最大限度地减少了故障引起的停电范围、缩短了故障的恢复时间；同时也实现了对配电网运行状态的实时监控。这就是智能电网的优势，但只是智能化低级别的应用。

310kV馈线自动化开关的配置原则

10kV馈线自动化开关的配置原则影响到自动化开关正确动作率、运行管理及定值管理，所以自动化开关配置应从以下几方面考虑：（1）自动化开关的安装设置应简单、规范，从便于后期运行维护的角度多考虑；（2）自动化开关应合理分段，严禁随意安装，比如在变电站出线#1杆（塔）安装自动化开关，这样既浪费投资又不起应有的作用；（3）配网线路同一电源路径不得安装超过二台自动化开关，保证了自动化开关正确动作；（4）当10kV线路超过规定长度，如最长路径超过8公里时，又或者主干线用自动化分段开关分段超过3段时，应配置主干线分段断路器，这样保护时间的整定不但更容易配合而且故障时减少停电范围；（5）分支线分界断路器可选择设置在负荷较重、线路延伸距离长且发生故障次数较多的大分支线首端；（6）一般情况下，主干线宜设2-3个分段负荷开关，将线路分成3-4段。当线路较长，主干线、分支线用自动化分段开关分段超过5段时，应配置1台主干线分段断路器，并设置于线路前三分之一位置，既可以满足缩短停电范围的要求，又可以实现有效地减少变电站出线开关跳闸次数的效果。

4结语

通过分析，10kV馈线自动化开关智能电网技术的应用为配网故障的定位、隔离，快速复电以及自动转电（自愈）提供了有力的技术支持，基本满足了配网调度的智能化需求。但要实现真正智能调度，还需要自动化开关跳闸的处理过程与配网主站系统、配网MIS、快速复电调度员指挥平台紧密联系，有利于各个环节的处理人员对故障处理信息的把握。同时，自动化开关在运行中还存在各种各样的问题，现状与真正的智能电网、智能调度还有很远的距离。

参考文献

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