配电自动化系统FA功能测试与探讨

温伟琪

摘 要：本文分析了配电自动化系统的初级价段——电压时间型馈线自动化系统与变电站DCH-1型重合闸装置配合，通过合理整定系统各装置的时间，实现发生故障时，明确故障区间、自动隔离恢复供电的功能（即FA功能）。

关键词：配网自动化系统；时间整定；重合闸；柱上负荷开关；功能测试

馈线自动化是实现配网故障快速复电，提高配网运行管理水平的重要技术手段。馈线自动化通过配电自动化终端实现对配电线路运行状态的监测，当配电线路发生故障时，根据配电自动化终端监测到的故障电流或故障电压，判断故障发生的区域，并控制自动化开关设备（负荷开关或断路器）实现故障隔离和恢复非故障区域供电。

1 电压时间型馈线自动化系统的构成

电压时间型馈线自动化是配电网馈线自动化（distribu-tion feeder automation，简称FA）的一种实现方式，主要由以下设备构成：

1）柱上真空负荷开关（PVS）：具有失压瞬时脱扣功能，并能够与控制器（FDR）配合，实现自动合闸。

2）一体型摇控控制单元（FDR）：柱上负荷开关的控制器。

作为分段开关逻辑功能：

a.失电后分闸；

b.单侧得电延时合闸；

c.闭锁合闸功能；

d.开关非遮断电流保护功能；

e.残压闭锁功能。

作为联络开关逻辑功能：

a.两侧有压闭锁合闸；b.单侧失压延时合闸；c.残压闭锁功能。

整定时间参数：

X时限：真空负荷开关的自动合闸时间，指从开关电源侧有压至柱上开关合闸的延时时间。

X时间整定范围：

7×N（s），N=1，2，3，4…，12。

Y时限：故障检测时间，指柱上开关合闸后，若开关合闸之后在Y时间之内没有失压，开关实现合闸，若在开关合闸之后在Y时间之内失压（失压时间超过3.5S±0.3S），则该柱上开关分闸并被闭锁在分闸状态，待下一次电源侧有压时不再自动重合；若超过Y时限，即判断为线路正常，柱上负荷开关可以进行再次重合。Y时间整定范围：5S或10S，一般整定为5S。

3）开关电源变压器（SPS）：小型干式变压器，给控制单元（FDR）和柱上负荷开关（PVS）提供操作电源与参数，进行逻辑判断。

4）故障区间指示器（FSI）：辅助查找故障范围，即带通迅功能反牌式故障指示器。用于未安装柱上负荷开关的支线，只作快速判断故障的作用，无控制功能。

2 电压时间型馈线自动化系统的工作原理

重合器与电压时间型分段负荷开关配合的馈线自动化系统是一种典型的就地型馈线自动化模式，适用于辐射网、“手拉手”环网和多分段多联络的简单网格状配电网。

重合器采用具有两次重合功能的断路器，第一次重合闸延时长（典型为15s），第二次重合时间短（典型为5s）。重合闸时间各区域设置略有不同。分段负荷开关具备两套功能：当作为线路分段开关时，设置为第一套功能，一侧带电后延时X时限自动合闸，合到故障点引起重合器和分段负荷开关第二轮跳闸，故障区间两侧的分段开关由于Y时限和故障残压闭锁，重合器再次延时重合后恢复故障点电源侧的健全区域供电。联络开关设置为第二套功能，当一侧失电后延时XL时限后自动合闸，恢复故障点负荷侧的健全区域供电。另外分段开关在X时限或联络开关在XL时限内检测到开关两侧带电，禁止合闸避免合环运行。

电压时间型馈线自动化系统的优点在于其技术简单可靠，在无需通信通道的条件下实现了配网的故障定位，故障隔离及非故障区恢复供电的自动化，从而缩少了停电区域和停电时间，使配网的操作，运行效率及供电可靠性得以大幅提高。但是也可以看出其缺点[ 1 ]是：故障处理及供电恢复速度较慢，对系统及用户冲击大，需改变变电站重合闸次数。

3 电压时间型馈线自动化系统FA功能的测试

试验按照区间故障的时间间隔通过传动开关跳闸来模拟不同区间故障的方法，测试各柱上负荷开关的功能是否正常。为避免开关多次分合闸，影响客户的设备，试验前，将线路上的负荷进行了转移或停电操作，线路空载运行。

在变电站由继保人员按照区间故障的时间间隔通过传动开关跳闸，模拟保护动作，重合闸按整定时间整定，保护跳闸压板、重合闸压板均应投入。在各柱上负荷开关，派专人用秒表记录各柱上负荷开关分合闸时间。

以一个区间发生永久故障为例，具体试验步骤如下：模拟③段内发生永久性故障测试完成时各开关状态，见图1：

1）通过二次回路使东禺1跳闸。

2）5S后，东禺1自动重合，同时站内工作人员开始计时。

3）现场指挥在计时42～47S时，命令继保人员使东禺1再次跳闸，站内计时人员在断路器跳闸即停止计时，并记录当前测得时间。

4）5S后，东禺1再次自动重合。

5）A、B、C、D、G、H处线路人员观察开关状态及所测时间。

6）恢复正常运行方式：命令H处线路人员手动断开H，命令C处线路人员解除C闭锁（C闭锁解除自动合闸，D闭锁自动解除、延时后自动合闸）。

7）线路人员向现场指挥报告各开关状态。试验结果见下表1。

试验表明，东禺线、城北线馈线自动化系统能确定和自动隔离故障点，恢复非故障区间供电。

4 系统存在的问题与解决方案

系统投运后，如线路上发生永久性故障，非故障段最长将在120S内自动恢复供电，供电可靠性将大大提高。但系统在运行中存在以下问题，如图2所示。

以岗头变电站为例：当岗头变电站发生变压器故障或其他原因引起10kV母线失压（或全站失压）时，城北1开关在合闸位置，由于城北线失压，城北5T1开关失压自跳，城北18T1开关自动装置计时105S后自动合闸，城北5T1开关得电计时28S后自动合闸，此时相当东禺线反送电到岗头变电站，如造成东禺线过负荷，东禺1保护动作，将使停电范围扩大。同样，羚山站发生失压时也可能造成城北线跳闸。

為防止以上情况的发生，可采取以下措施：

1）羚山变电站东禺1开关、岗头变电站城北1开关保护加装失压脱扣装置。

2）将馈线出口处的柱上负荷开关连接方式改为单相PT投入的方式，如下图：

如上图所示，当变电站正常供电时，当电送到S端时FDR检测到S端来电并经7秒延时后FDR发出指令开关合闸，电送到L端；反之当变电站停电时，联络开关合闸后，电由另一方送到L端，由于FDR感受不到L端来因此开关不合闸，防止反送到站内，使反送电只到第一个开关处，但这样会使自动供电区域缩小。

5 结语

通过分析测试FA功能，可以看出电压时间型馈线自动化虽然能够实现一定程度上的馈线自动化，但在没有后台主站系统的支持下，只能用于网架结构简单的放射型线路和“手接手”线路，在结构复杂、联络较多的，网格状配网线路上实施时，必须由主站进行集中控制。因此建立一个现代化的配网自动化系统，逐步实现电力系统配网自动化。

参考文献：

[1] 吴敏，等.无信道馈线故障处理技术[J].电力系统自动化，2000，24（12）：39-41.

[2] 周小梅.配网自动化DA实现策略[C].第四届输配技术国际会议第四届输配电技术国际会议论文集，2003.

[3] 李传健.广东电网公司电力科学研究院.肇庆供电局配网自动化技术推广交流.