配电网馈线自动化技术及其应用

随着电子技术、计算机技术和信息传输技术的 发展以及一次设备的小型化、智能化, 馈线自动化技 术也得到不断发展和提高, 下面介绍几种国内外馈 线自动化控制模式。 2. 1 带时限电压型馈线自动分段
60 年代日本采用馈线自动分段开关, 实现馈线 故障自动隔离, 然后按时限顺序自动恢复送电, 其工 作原理如图 4 所示。
S3 联络开关, 检测到一端 L 3 失压, 即延时自动 闭合 → L 3 带电, S2 延时闭合→故障未消除引起 CB2 跳闸→S5, S4 , S3, S2 因失压自动断开→S2 在小于 t 2 时间内断电, 则自动断开后闭锁。
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CB2 重合→S5 , S4, S3 分别延时合闸, 恢复 L 3 非 故障区段供电。L 3 的负荷转移到 CB2 供电; L 2 故障 段由于 S1 和 S2 自动断开闭锁, 实现故障区段自动 隔离。这里, t2 为大于 CB1 速断保护时间, t 1 为躲 开 CB1 重合闸时间。
10 kV
L1
L2
L3
10 kV
CB1
S1 I K S2
S3
L6
L5
L4
CB2
S5
S4
图4 馈线自动分段 Fig. 4 Feeder automatic sectionalizing
正常情况: L 1, L 2 , L 3 线段由 CB 1 供电; L 4, L 5 , L 6 线段由 CB2 供电; S3 联络开关是断开状态。
采用重合器作为馈线分段开关, 重合器具有切 断短路电流的能力。利用重合器自身的保护和自动 化功能实现重合器重合次数和保护动作延时 时间可以整定。下面分析重合器故障自动隔离过程
( 见图 5) 。
10 kV
CB1
VW1
IK VW 2
10 kV
L1 CB2
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CB1
A1
A2
A3
10 kV
CB1
A6
A5
A4
10 kV
图2 电缆环网配电一次接线 Fig. 2 Primary connection
of underground cable circular distributor network
10 kV
A1 主环 A2
10 kV An
···
副环
B1
Bn
·· · B2
配电网馈线自动化与配电系统网络结构及一次 设备关系密切, 下面对配电网一次系统网络结构进 行分析。
1 配电系统环网配电的一次 接线方式
传统的城市配电网采用辐射供电模式, 为了保 证对重要用户的供电, 采用双回路甚至三回路供电 方式, 这样必然增加变电站 10 kV 配电线路的回路 数, 通常采用建立开关站( 开闭所) 来扩展 10 kV 馈 线。传统的供电方式是从变电站→开关站( 开闭所) →用户。而配网馈线自动化是建立在环网供电开环 运行的网络结构基础上, 因此, 将旧城网辐射供电方 式逐步改造成环网供电方式是实现配电网馈线自动
如图 2 所示, 四单元环网开关柜, 配置四个负荷 开关, 开关具有远方操作和就地操作的电动操作机 构。这种配电方式优点是运行方式灵活, 但是由于环
网柜四个开关全部电动操作, 因此价格比较昂贵。 在这种环网接线方式中, 环网开关柜的设置与
电力用户相结合, 按用户分布来配置环网柜。这种方 式一般用于比较重要的负荷密集区, 如浦东金藤配
故障情况: 设 L 2 区段发生持久性故障 I K → CB1 保护动作跳闸 → CB1 重合一次不成功 → S1 , S2 由于 失压自动断开 → CB1 再次重合 → L 1 带电, S1 延时
t 1 合闸 → 故障未消除, CB1 跳闸 → S1 在小于 t 2 时 间内失电, 即跳开后自动闭锁 → CB1 合闸, 恢复 L 1 供电。
1997- 12- 03 收稿。
化的前提条件。
环网供电一次系统, 包括一次接线、柱上开关或 环网开关柜的选择、线路分段、开环点的定位, 都与
馈线自动化密切相关, 是实现馈线自动化最基础的 工作。
1. 1 架空线路手拉手的环网供电方式
如图 1 所示, CB1, CB2 为变电站 10 kV 出线断 路器; S1 , …, S5 为馈线自动分段开关, 其中 S3 为开 环点。
采用重合器组网实现馈线自动化功能与采用自
动分段开关相比有很大进步, 其特点为: ( 1) 利用重合器本身切断故障电流的能力, 实
现故障就地隔离, 避免因某段故障导致全线路停电 的情况, 同时减少出线开关动作次数;
( 2) 不需要通信手段, 利用重合器多次重合以 及保护动作时限的相互配合, 实现故障自动隔离、自
这种馈线自动分段, 不需要通信手段, 通过检测 电压加时限, 经多次重合, 即可实现故障自动隔离目 的, 投资比较少。但存在如下问题。
( 1) 经多次重合, 才能隔离故障, 对配电系统和 一次设备有一定冲击;
( 2) 为了故障隔离, 波及到非故障区段, CB2 也 要短时停电;
( 3) 当馈 线长, 分段 多时, 逐级延 时的时限越 长, 对系统影响越大。 2. 2 重合器就地隔离故障
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1998 年 4 月 A uto电m ati力o n o系f E le统ct r ic自P o w动er Sy化stems 第 22 卷 第 4 期
配电网馈线自动化技术及其应用
林功平
( 电力自动化研究院电网所 210003 南京)
摘 要 论述了当前配网自动化系统的热门话题——馈线自动化技术; 阐明了馈线自动化与配电 网网络结构及一次设备的关系; 介绍了环网配电的几种接线方式以及馈线自动化技术的四种控制 模式; 探讨了实现配网馈线自动化的关键技术。鉴于国内配电系统现状, 提出馈线自动化技术的应 用首先应立足于试点工程, 取得经验后再逐步推广。
网就是采用这种四单元环网柜配电。 1. 3 电缆配电采用主环路和副环路的一次接线
如图 3 所示, 这种环网接线的特点如下。 ( 1) 主环路和副环路: 主环路主要考虑电缆分
段, 缩小故障范围, 同时对重要的电力用户供电; 而 分布较集中的用户, 由副环路供电。副环路环网柜采
·新技术· 林功平 配电网馈线自动化技术及其应用
( 1) 馈线承担负载能力。环网供电开环运行的 网络中, 若开环点按照两端电源均分负载来定位, 即 正常运行情况, 馈线只能带 50% 的负载。
( 2) 根据配电网络具体情况, 充分利用变电站 主变现有的容量和线路允许传输容量, 统一规划, 确 定环网联络开关( 开环点) 的位置。
2 馈线自动化的几种控制模式
动恢复供电功能; ( 3) 环路上重合器之间保护的配合靠延时来实
现, 分段越多, 保护级差越难配合; ( 4) 为与重合器保护级差相配合, 变电站出线
断路器是最后一级速断保护, 分段重合器越多, 出线 开关速断保护延时就越长, 对配电系统影响也越大;
( 5) 重合器具有切断故障电流的能力, 因此投 资比较大;
有远方操作功能, 负荷侧采用熔断器保护。这种配 置, 不仅能降低环网柜的成本, 同时避免负荷侧或副 环路故障而引起主回路停电。熔断器起到保护和隔 离作用。
( 3) 若环网柜不带电力负荷, 那么环网柜相当 于分段开关, 则环网柜只要一个开关带电动操作机 构就可以满足要求。
( 4) 环网柜负荷侧用熔断器取代负荷开关。熔 断器与负荷开关相比, 价格相差 10 倍, 大大降低了
故障情况: 设 L 2 线段发生持久性故障 I K → 重 合器 V W1 重合不成功 → V W1 保护延时断开, L 2, L 3 失电 → 重合器 V W2 因失电延时跳开 → 联络开关重 合器 V W3 因检测到一侧失压, 则延时投入 → L 3 的 负荷转移为由 CB2 供电, 实现了故障区段 L 2 就地隔 离功能。
图3 电缆环网配电一次接线 A 1～An 主环路环网开关; B1～Bn 副环路三单元箱式变
熔断器
Fig. 3 Primary connection of mast -circle and sub -circle distributor network
用三单元箱式变供电。 ( 2) 主环路的环网柜, 进、出线负荷开关要求具
10 kV CB1 S1
S2
S3
S4
S5 CB2 10 kV
图1 架空线环网配电一次接线
断路器合闸状态;
负荷开关合闸状态
负荷开关断开状态
Fig. 1 Primary connection of overhead circular distributor network
一般 CB1 和 CB2 断路器分别来自两 个变电站 的出线开关。正常运行时, 开环点联络开关 S3 是断 开状态, 以实现手拉手环网供电。 1. 2 电缆配电采用四单元环网开关柜的一次接线
( 6) 由于上述因素, 限制了重合器组网的使用 范围, 一般用于市郊或农电的长线路, 负 荷比较分 散, 馈线传输容量不大的线路应尽量减少重合器动 作对系统的冲击。 2. 3 智能馈线终端就地控制方式
智 能 馈 线 终 端 ( f eeder terminal unit , 简 称 F T U ) 就地控制方式( 见图 6) , 采用具有电动操作机 构的负荷开关或环网柜作为馈线分段开关, 同时配 置 F T U 馈 线 智 能 控 制 终 端, 通 过 对 等 ( peer t o peer ) 通信方式, F T U 把故障后的开关状态及记录 信息传送给相邻开关的 FT U, 经 F T U 智能判断, 识 别出故障区段, 并自动隔离故障, 自动恢复非故障区 段的供电。其工作过程如下。
L2 VW5
L3 VW 4
V W3
L6
L5
L4
图5 重合器控制方式
重合器合状态
重合器分状态
Fig. 5 Local control using recloser