配电自动化 4 馈线自动化续(2012).ppt

全断路器混合馈线故障处理步骤 1）馈线发生故障后, 故障点上游1 个或多个断路器跳闸, 甚至有可能离故障点最近的断路器未跳闸而其上游断路器跳闸。 2）主站根据收集到的安装在各个开关的馈线终端单元( FT U) 上报的故障信息判断出故障区域。 3）若判断出故障发生在架空线区域, 遥控故障位置上游的已跳闸的各个开关合闸, 若全部成功, 则判定为瞬时性故障, 否则判定为永久性故障; 若判断出故障发生在电缆区域, 则直接认定为永久性故障。 4）若是瞬时性故障, 则将相关信息存入瞬时性故障处理记录; 若是永久性故障, 则遥控故障区域周边尚未分闸的开关分闸以隔离故障区域, 遥控故障区域上游已分闸开关和故障区域下游相应联络开关合闸, 恢复健全区域供电, 并将相关信息存入永久性故障处理记录。 全断路器馈线故障处理的优缺点 优点:一部分故障不会引起全线短暂停电, 用户停电频率较低; 故障位置上游的各个断路器都有故障跳闸能力形成多重保护, 因此, 对变电站出线断路器及其保护装置的可靠性没有过高要求。 缺点:故障处理过程复杂, 操作的开关数多,瞬时性故障时恢复供电时间长, 馈线开关设备造价较高。 负荷开关与断路器组合馈线故障处理 全负荷开关馈线和全断路器馈线在故障处理过程中各有利弊, 采用负荷开关与断路器恰当组合的组合馈线可以综合二者的优点, 并能扬长避短。 负荷开关与断路器恰当组合的原则 1）主干馈线开关全部采用负荷开关。 2）用户开关和分支开关采用断路器。 3）变电站出线开关采用断路器。 4）将所有用户断路器开关和分支断路器开关的电流定值都整定为小于变电站出线断路器速断和过流保护的电流定值, 跳闸延时时间为0 s; 将变电站出线断路器速断保护略加一些延时( 例如200 ms ~ 250 ms) 。 负荷开关与断路器组合馈线故障处理 采用上述配置后, 具有下列优点: 1）分支( 或用户) 故障发生后, 相应分支( 或用户) 断路器首先跳闸, 而变电站出线断路器不跳闸,因此不会造成全线停电, 有效解决了全负荷开关馈线故障后导致停电用户数多的问题。 2）不会发生开关多级跳闸或越级跳闸的现象,因此故障处理过程简单, 操作的开关数少, 瞬时性故障恢复时间短, 有效克服了全断路器馈线的不足。 3）相比全断路器方式, 主干线采用负荷开关降低了造价;相比全负荷开关方式, 分支( 或用户) 开关采用断路器降低了对变电站出线断路器及其保护装置可靠性的要求。 负荷开关与断路器组合馈线故障处理步骤 主干线路上发生故障后：负荷开关与断路器组合馈线的故障处理过程与第2 节描述的全负荷开关馈线故障处理过程相同。 分支线路( 或用户) 处发生故障后： 1）相应分支( 或用户) 断路器跳闸, 切断故障电流。 2）若跳闸分支( 或用户) 断路器所带支线为架空线路, 则快速重合闸控制开放, 经过0. 5 s 延时后,相应断路器重合。若重合成功, 则判定为瞬时性故障; 若重合失败, 则判定为永久性故障。若跳闸分支( 或用户) 断路器所带支线为电缆线路, 则直接认定为永久性故障而不再重合。 另外, 对于单环网或单射网中环网柜母线故障的情形, 则将该环网柜隔离, 以便于安全检修, 并不影响可恢复的健全区域供电。 对图示的电缆单环网, S1 , S2 为断路器, 开关B1~ B24 采用断路器, 开关A1 ~ A16 采用负荷开关。因为主干线为全电缆线路, 所以变电站出线断路器的重合闸控制全部闭锁。 假设A4 与A5 之间馈线段发生故障, S1 跳闸切断故障电流, 如图(b) 所示。主站根据配电终端上报的S1 , A1~ A4 流经故障电流、而其余开关未流经故障电流的信息, 判断出故障发生在A4 与A5 之间馈线段, 因此, 遥控A4 和A5 分闸以隔离故障区域,如图(c) 所示。然后遥控S1 和A9 合闸, 恢复健全区域供电, 如图 (d) 所示。 假设B20 所带用户线路上发生永久性故障, B20跳闸切断故障电流, 从而完成故障隔离, 如图 (e)所示。 假设A3 与A4 所连母线故障, S1 跳闸, 切断故障电流, 主站根据配电终端上报的S1 , A1 ~ A3 流经故障电流、而其余开关未流经故障电流的信息, 判断出故障发生在A3 与A4 所连母线上, 因此, 遥控A2和A5 分闸( 不是A3 和A4 分闸) 以隔离故障区域,然后遥控S1 和A9 合闸以恢复健全区域供电, 从而将相应环网柜完全隔离为不带电状态, 且并不影响可恢复的健全区域供电, 如图1( f) 所示。 模式化故障处理 为了满足N - 1 准则, “手拉手”架空线路和单环或双环状电缆线路一般只能具有50% 的负载率,为了提高配电设备的利用率, 可以采用多分段多联络接线模式或多供一备( 对于电缆线路) 接线模式。