配网馈线自动化运用与分析

周波

摘 要：配电网实现馈线自动化后，进一步提高了供电可靠性。通过配网馈线自动化的实施，该研究者发现：在故障定位、隔离和自动回复供电的过程中，自动化开关、分界开关有误动或者拒动的案例。该文通过介绍馈线自动化实施的方案和开关拒动的典型分析，为配网自动化相关工作人员提供一定的参考和帮助。

关键词：配网 馈线 自动化 分界开关 拒动

中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）06（b）-0057-02

馈线自动化是变电站出线到线路终端设备之间的馈电线路自动化，目前，馈线自动化主要采用“主线电压时间型、支线分界（负荷）开关型”的设计方式。该文主要介绍典型的馈线自动化实施方案和分界开关的拒动分析；提出馈线自动化实施和运维中遇到的一些问题和解决办法。

1 馈线自动化实施方案

1.1 主干线路

主干线路采用馈线断路器和自动分段负荷开关配合，不依赖与配网自动化主站通信，由现场自动化开关与终端协同实现配电线路故障的实时检测，准确定位故障点，迅速隔离故障区段，并快速恢复非故障区域供电，实现就地型馈线自动化。以电压时间为判据，与变电站出线断路器重合闸相配合，依靠设备自身的逻辑判断功能，自动隔离故障，恢复非故障区间的供电。当线路发生短路故障时，变电站保护跳闸，线路开关失电后分闸。变电站出线开关第一次重合闸后，线路开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线开关再次跳闸，同时闭锁故障区间开关，其余开关失电分闸；故障隔离后，变电站出线开关再次重合，恢复故障点前段线路供电，联络开关延时合闸，自动恢复故障点后段线路供电。

1.1.1 馈线断路器

馈线断路器安装在变电站10kV开关柜内，配置三段式相电流保护、零序电流保护、低周低压自动减载以及本间隔遥测、遥信、遥控。馈线断路器具有自动重合闸功能，通过调整重合闸动作时间和充电时间，与线路分段自动负荷开关配合，实现馈线自动化功能。

1.1.2 分段负荷开关

分段负荷开关是由真空配电开关、馈线自动化控制终端以及户外电源变压器（PT）组成的成套设备，安装于主干线分段点处。

馈线自动化控制终端以开关两侧电压为判据，具有时限顺送/逆送功能（S短延时模式）和环网点功能（L短延时模式）。安装于10kV线路主干线上分段点处的分段负荷开关设为S模式；安装于两干线联络点的分段负荷开关设为L模式。分段负荷开关在线路某区段故障时通过能与变电站馈线断路器的配合自动完成隔离故障区段、非故障区段自动恢复供电，最终在最大范围内减少停电区间、缩短停电时间的目的。

电压～电流型主干线分段负荷开关在单侧来电时延时合闸，在两侧失压状态下分闸。当分段负荷开关合闸后在设定时间内检测到线路失压以及故障电流，则自动分闸并闭锁合闸，完成故障隔离；当分段负荷开关合闸后在设定时间内未检测到线路失压，或虽检测到线路失压但未检测到故障电流，则闭锁分闸，变电站出线开关重合后完成非故障区域快速复电。

电压～时间型以电压时间为判据，当线路发生短路故障时，变电站出线开关保护跳闸，线路分段开关失电后分闸。变电站出线开关第一次重合闸后，线路分段开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线开关再次跳闸，所有线路分段开关失电分闸，同时闭锁故障区间线路分段开关合闸；故障隔离后，变电站出线开关再次重合，非故障区段的线路分段开关再次延时合闸，恢复故障点前段线路供电，联络开关延时合闸，自动恢复故障点后段线路供电。

馈线自动化控制终端，配置GPRS通信模块，实现遥测“二遥”功能，并预留远期“三遥”光纤通信模块。

1.2 分支线

10kV线路分支线T接点处采用分界负荷开关成套设备（俗称“看门狗”），在分支线发生相间、接地故障故障时，该设备可以自动切除分支线故障，以避免分线故障扩大化，影响主干线路的供电。

分界负荷开关成套装置是由分界负荷开关控制器（以下简称控制器）、分界负荷开关本体以及户外电源变压器（PT）组成的成套设备，安装于配电网10kV 线路分支线T接点处。该成套设备具备具有相间过电流、零序电流检测功能、保护控制功能，可具有一次重合闸以及过电压保护功能，且功能可投退。分界负荷开关控制器采用GPRS通信模块，实现遥信和遥测“二遥”功能，并预留远期光纤通信模块。

2 分界开关拒动的案例分析

2.1 分界开关拒动经过

石湾甲线零序动作，重合不成功。查故障点为：尖峰支线#9杆后通讯站用户设备，隔离后其余用户供电正常。一次系统接线图如图1（红色圈为故障点）。

2.2 故障分析

故障经过的处理过程看出，故障点为尖峰支线#9杆后用户设备，故障点在尖峰支线79T1分界开关的保护范围内。由于尖峰支线79T1分界开关在石湾甲线零序动作后不正常动作（拒动），导致石湾甲线重合不成功。

得出结论：该次故障点在尖峰支线#9杆后段，故障点处在开关保护区域内，但开关拒动。即系统故障点在开关的保护区内，属区内故障的分界开关拒动。

2.3 原因分析

拆除更换故障的分界开关控制器进行检查分析：

（1）控制器无外观损坏现象。

（2）保护定值窗有凝露、生锈现象（图2）。

（3）控制器闭锁灯亮。控制器闭锁，不能起保护功能作用，开关成为普通10kV开关，运行不正常（图3）。

2.4 技术分析

控制器检查，底盖松动、凝露是运放电容失效的原因。凝露导致内部电路板生锈（图4），管脚短路使得器件内部损坏，控制出口运放电容管脚生锈、短路（图5），最终失效。控制器内的运放电容输出能量不足导致控制器闭锁，使得线路发生故障时控制器无法进行保护动作，造成该次开关保护拒动的主要原因。

2.5 预防措施及建议

分界开关控制器是配网自动化的核心设备，分界开关控制器的性能完好，能确保配网自动化正确动作，确保线路故障时隔离线路故障点的作用。控制器性能的不正常导致分界开关保护失常，会引起分界开关在系统故障时发生拒、误动。建议措施。

（1）针对分界开关控制器进行专项检查，协调生产厂家对防潮性能差的控制器进行更换。对辖区内的分界开关控制器完成全面的检查及处理。

（2）将分界开关控制器的防潮缺陷反馈给生产厂家，要求厂家加强控制器的防潮工艺，确保分界开关控制器防潮功能完好。

（3）加强分界开关的巡视、维护的培训工作，确保一线员工在日常巡视时能正确识别、判断出分界开关各种故障类型。

3 结语

随着配电网络的不断改造，线路自动化程度的日益提高，会使保护控制方案变得复杂，需要采用集中式配网自动化保护等方案才能满足运行要求。那么，即要求运维人员在对自动化设备熟悉的同时，提高自动化设备的运维能力。在注重设备巡视的同时定期做好预防性试验，保障设备的安全可靠运行。

参考文献

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