自动化开关在配网调度中的应用分析

龙田广

摘要:近年来配网自动化开关，配合故障指示器、配网主站系统等自动化功能在配网调度工作中的应用，为配网故障定位、隔离和恢复的快速性、准确性提供了保障。本文介绍了自动化开关在配电线路上的使用情况和功能，阐述了自动化开关实现配网故障定位、隔离和恢复的原理和过程，分析了在实际运行工作中所存在的问题。

关键字：调度、配网、自动化开关

中图分类号： U665.12文献标识码：A 文章编号：

引言

配网调度（简称配调）是配电网系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，是配电网系统运行管理的职能机构，依法在配电网系统运行中行使调度权。

配网调度是配电网故障处理的指挥者。配调规程规定,处理事故时，必须按照安全、正确、迅速的原则；尽快地恢复对停电用户的供电，迅速恢复电网的正常运行方式。10千伏架空线路故障的查找、隔离和恢复送电是配网运行工作的一项重要内容，而自动化开关的有效应用为线路故障处理的快速性提供了保障。

一、概况

自动化开关主要包括智能柱上断路器、智能柱上负荷开关，自动化开关均具备与主站的通讯功能。佛山电网自开展馈线自动化的试点工作以来，至2012年，已装设自动化开关近1800台。并且自动化开关还在不断的更新安装当中，有逐步取代普通开关的趋势。

智能柱上断路器是配置自动化控制单元和保护单元的柱上断路器，满足馈线自动化的功能要求，可切断相间短路电流、负荷电流、零序电流。可装设在主干线和分支线上，配备三

相电压或电流互感器。智能柱上负荷开关和断路器的区别主要在于负荷开关不能分断短路电流，同时，负荷开关具有有压延时合闸、无压延时分闸等功能，自动隔离故障区域。相比而言，普通的柱上负荷开关和柱上真空断路器，仅能就地人工手动操作，不能配置自动化控制单元；而智能型的自动化开关则可自动切断相间短路电流、负荷电流、零序电流，自动检测和隔离故障。

二、传统开关馈线模式与自动化开关馈线模式的比较

配置普通开关的传统馈线模式具有设备配置简单，隔离故障成功率高的特点，但也具有以下缺点：

（1）主干线和分支线上的每一次永久或瞬时故障都会导致变电站馈线出线开关跳闸。

（2）非故障段也会引起停电。

（3）隔离故障需要馈线出线开关多次分闸、合闸配合，造成非故障区域的多次重复停电以及对系统的多次冲击。

（4）查找和隔离故障所需时间长，需要运行人员全线巡视检查，并且需要现场逐段分支线人工分合分段负荷开关。

（5）不能实现馈线潮流、开关工作状态的远方监视控制。

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，实现对线路的分段监测、控制,同时应用线路分段故障隔离技术，使线路设备保护与变电站保护进行有效的配合。

三、自动化开关的应用原理

以下介绍自动化开关隔离故障的原理及过程,以主干线分段断路器负荷侧发生永久故障为例,如图（CB、FB、ZB1为自动化断路器，FSW、ZSW、YSW为自动化负荷开关）:

（1）FSW2和ZSW1之间发生永久故障。

（2）FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。

（3）FB在5s之后重合闸。

（4）FSW2一侧有压，延时5s合闸。

（5）由于是永久故障，FB再次跳闸，FSW2分闸并闭锁合闸。

（6）FB在60s后第二次重合闸。FSW2成功隔离故障，隔离故障耗时约70秒

如图，主干线分段断路器FB将主干线分为两段，第二分段发生故障由主干线分段断路器自动切除，并没引起变电站出线开关跳闸，故障只造成FSW2负荷开关后段线路停电，缩小了故障引起的停电范围。只有馈线出线开关CB到第一个分段负荷开关之间发生永久性故障时才会导致馈线出线开关跳闸重合不成功，其余区域发生故障将能得到隔离，即使跳闸也能重合成功,变电站出线开关跳闸的重合成功率将得到大幅提高，同时缩小了故障引起的停电范围。

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。9月24日，配网自动化主站系统(简称主站)出现跳闸报警，信号显示 “更楼变电站733泽河线大幕支线1T1开关零序动作，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，发现泽河线1T1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急修人员。急修人员接报后开展巡查工作，由于跳闸的是支线1T1开关，变电站出线开关并未跳闸，这说明了在出线开关跳闸之前自动化断路器1T1已隔离故障区域，避免了全线停电。急修人员只需检查大幕支线1T1开关后段线路。同时，在配网主站系统线路图中查看到大幕支线1T1开关后段的新围支线，幕中支线，幕上支线均安装了自动化开关，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，排除了因这几条支线故障造成跳闸的可能性。急修人员只需巡查泽河线大幕支线1T1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鸿基支线#50塔，故障原因是#50塔C相悬式瓷瓶雷击爆裂。

由以上的自动化开关隔离故障的原理、过程及例子不难看出：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；二是实现了对配电网运行状态的实时监控；

四、自动化开关的配置原则

为加强配网自动化开关运行管理，规范定值管理，提高馈线自动化开关的正确动作率,自动化开关在配网线路上的配置应符合以下要求：

（1）配网自动化开关的安装设置应简单、清晰、规范，以减轻后期运行维护压力。

（2）配网自动化开关应合理分段，严禁只在变电站出线#1杆（塔）安装自动化开关，避免投资浪费。

（3）为确保配网自动化断路器正确动作，配网线路同一电源路径不得安装超过2台自动化断路器。

（4）当10kV线路最长路径超过8kM时，或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。

（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。

五、自动化开关实际应用情况、存在问题的分析

统计自2012年1月至10月，佛山电网自动化开关上线运行的数量为近1500台，正确动作率为87.6%，不正确动作率为12.4%，统计得出自动化开关共减少变电站出线开关跳闸388次，可见，自动化开关在减少了故障引起的停电范围方面的确贡献不小。同时，本年度自动化开关已成功隔离了84起永久性故障事件，为配电网的安全运行提供了保障。

以下就自动化开关应用以来所发现的问题作分析：

（1）部分自动化负荷开关向主站系统发“保护动作”（主站接入规定只有自动化断路器运行发出）告警信号，误导调度对开关动作的诊断。运行管理单位需要求安装厂家作整改。

（2）部分自动化断路器上送到主站系统的信息不含保护动作信息，无法确认故障跳闸类型，通过告警窗口诊断容易判断为普通分合闸；需检查现场开关SOE信息，确认未送告警报文原因。

（3）部分自动化开关跳闸事件无法快速返回主站，配调监控该类设备非常被动。4.出现过变电站出线开关与馈线自动化断路器同时跳闸的事件，主要原因是变电站开关速断跳闸未设置300毫秒的延时，当线路故障时自动化断路器与变电站出线开关同时跳闸。需合理设置自动化开关保护定值，避免线路故障时调度员难以分析故障事件。

（4）个别自动化断路器故障跳闸后，开关未按定值单启动重合闸试送，以致其跳闸后直接隔离，造成线路停电。需在开关调试时测试重合闸功能，避免将线路瞬时故障误认为永久停电故障事件。

总而言之，当前运行的自动化开关上送信息的流程、形式以及开关的配置等方面均存在需规范的地方，运行中发生过多次馈线自动化设备故障（如PT），馈线自动化设备需严控质量关，尽量统一馈线自动化设备厂家及型号，减轻后期运维压力。需提前考虑馈线自动化有关电压降落及二次重合对用户造成的影响，有针对性的安装自动化开关，避免虽减少了故障停电区域但增加了用户电能质量投诉问题的出现。

结论

自动化开关自动化功能的应用为配网故障的定位、恢复以及快速复电提供了有力的技术支持，满足了配网调度的智能化需求。为使自动化开关的运行更规范，其在线路上的配置和有关保护的设置需遵循一定的原则；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，但相信随着运行经验的积累、管理的规范化，自动化开关的应用将会更完善、更合理。相信在不久的将来，自动化开关将会实现远方遥控功能，这将会是配网运行，配网调度工作研究的新课题。

参考文献：

[1]山西省电力公司晋中供电分公司.电网调度与运行1000问.2009.

[2]国家电力调度通信中心．电网调度运行实用技术问答．中国电力出版社.2008.

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[4]丁毓山、李海阳、吴秀华.配电线路.中国水利水电出版社.2004.

[5]宋士通.配网自动化系统馈线自动化方案的应用.电气开关，2004.