配电柱上开关自动化运行模式技术分析

1、 配电柱上开关自动化运行模式技术分析 目 录摘 要3前 言41 柱上开关在配网设备的使用现状 42 配网柱上开关设备的功能要求53 目前嘉兴配网推广使用的ABB柱上负荷开关的技术特征 64智能式(PVB电动操作型)断路器的技术特征和原理 95配电柱上开关自动化运行模式技术分析126配网自动化运行技术与实践 147结束语18摘 要长期以来，配电网自动化的建设未得到应有的重视，目前也只是刚刚起步阶段，再加上我国配电网一个显著特点，就是中性点不接地，设备的自动化水平不高，使得我国配电自动化系统不能直接引用外国已经成熟的配电自动化技术。而目前现有的配电

2、网设备中，由于没有前瞻的规划，整个配电网中安装的配电柱上开关名目繁多，他们之间工作和技术性能是完全不同的，使用地点、方式应该是有所区别，远不能满足于配电网自动化运行要求，本文介绍柱上开关自动化运行模式技术分析及配网自动化运用和展望。关键词： 配电网 柱上开关，自动化 运行技术 分析前 言随着城、农网改造的不断深化，在我局10kV配电网的运行中，供电的可靠性和安全性在不断提高，整个配网中故障和事故率已大大降低，但是，由于各类分段开关、支线开关的故障保护功能不同， 10kV分支线路事故引发主干线停电的比率却在不断升高，因分支线路的故障及保护配合不当而波及整条10kV线路停电的事故时有发生。用户设备

3、和支线单一故障已越来越成为影响配网安全运行的主要因素，为了降低10kV线路的跳闸率,提高故障识别和判断能力,结合我局配网线路设备故障的具体情况，选用适当的配电柱上开关和科学的运行模式，能实现自动切除被控10kV线路的单相接地和相间短路故障，柱上负荷隔离开关、柱上智能式(PVB电动操作型)断路器、跌落式熔断器的有效配合运用，能够在10kV线路发生故障时，具备就地处理故障的能力。柱上负荷开关和柱上智能式(PVB电动操作型)断路器是一项较为成熟的电气新产品，在配电网上的应用越来越多,随着社会和经济的高速发展,对配电网的设备要求也随之提高,设备的选型正确与否，将关系到整个配网的运行安全和优质服务水平，

4、配网自动化的改造是当今电力系统正在实施的一项战略性科研项目工作，是各个县市局目前研讨频度较高的课题，本文主要是谈及的是嘉兴配电运检工区在配网设备运用和自动化改改造过程中运行模式的比较和正在解决问题的一些方法。1 柱上开关在配网设备的使用现状  1.1目前，10kV架空配电线路至各用户支线入口处大量使用着户外柱上负荷开关、隔离开关、跌落式熔断器和少量的智能式带自动重合装置(PVB电动操作型)断路器，其开关和保护功能仍有以下局限性。 1.2多为手动开关，主要用于正常分、合线路负荷电流和隔离电源的作用，不具有自动隔离用户侧事故的功能。  1.3近几年来虽然出现了一些可以

5、隔离故障的负荷开关装置，但对于相间短路故障不能直接切除，必须等变电所跳闸后，才能隔离相间短路故障，继而造成全部线路瞬时停电，这种故障处理模式，对于故障的选择性较差。  1.4不具备重合闸功能，而鉴于我国气候的特殊性，瞬时性故障较多，一旦造成用户10kV停电，必须进行人为巡线确定故障点及故障类型进行故障排除，然后进行手动重合闸，恢复供电，这种故障处理模式的缺点是故障恢复供电时间较长。 1.5 智能式带自动重合装置的断路器虽具备重合闸功，稳定性也较高，但每台设备的造价较高，不能普及到每个分支用户。2 配网柱上开关设备的功能要求2.1智能式带自动重合装置(PVB电动操作

6、型)断路器的功能要求2.1.1 10kV线路短路、接地故障快速检测，自动、快速故障切除技术，能够适应各种不同的10kV系统中性点接地方式。  2.1.2.断路器本体具备可靠的灭弧、绝缘性能，卓越的开断性能和开断速度。 2.1.3断路器具备长期免维护性能，采用无油、全密封、共箱、防爆、防潮、防凝露结构设计。  2.1.4装置与站内线路保护设备能够良好配合。  2.1.5三相零序一体式组合CT的研制，三相一次CT和零序CT在线路短路、接地故障时具备良好的抗饱和性能。  2.1.6线路故障的准确定位和事后追忆功能。  2.1.7具备长期免维护和运行性

7、能好等优点的后备储能电源系统。  2.2柱上负荷隔离开关2.2.1柱上负荷开关具有承载、分合额定电流能力，但不能开断短路电流，主要用于线路的分段和故障隔离。产品包括：产气式、真空、SF6负荷开关。2.2.2柱上负荷隔离开关具有承载、分合额定电流能力，具有明显的隔离断口，但不能开断短路电流，主要用于线路的分段和故障隔离，运行方式、有三极联动、单极操作两种形式。按照断口结构分为平开关、纵开关。2.3跌落式熔断器2.3.1本体具备可靠的灭弧、绝缘性能，卓越的开断性能2.3.2操作机构灵活,安装方便,主要用于分支线路和配变的终端保护2.4隔离开关2.4.1本体具备可靠绝缘性能2.4.1操作机

8、构灵活,安装方便, 主要用于线路检修时的隔离作用3 目前嘉兴配网推广使用的ABB柱上负荷开关的技术特征  附图13.1 ABB柱上负荷隔离开关型号为NPS-24K5J2，NPS是一种产气式空气绝缘负荷隔离开关，可以开合负荷电流和关合故障电流，断口为纵向开断并为线路提供安全的可见断路口，广泛用于10kV架空线和柱上变压器地的隔离开关。3.2 ABB负荷隔离开关符合以下标准： IEC60129 交流隔离开关和接地开关IEC60265-1 高压开关.第1部分:额定电压1kV以上至52kV以下高压开关GB3804 3.6kV40.5kV高压交流负荷开关 GB1985 高压交流隔离开关和接地开

9、关GB/11022 高压开关设备和控制设备标准的共同技术条件 3.3 ABB负荷隔离开关产品的优点：3.3.1 安全：NPS负荷隔离开关安装24KV标准设计制造，在各个机械和电气额定值中留有合理的安全裕度，这些裕度保证了开关在恶劣环境中的可靠性。模块化设计:根据用户的需要配置NPAK5灭弧室模块，各个部件都可以灵活的更换，便于维修，预留各种扩展接口为适应将来电网发展而产生运行需求做好准备，并且可以升级为配网自动化产品。3.3.3 灭弧室：产气式隔离负荷开关是利用固体产气材料组成的狭缝在电弧作用下的分解出大量去游离气体，再加上高温电弧导致狭缝内气体急剧膨胀而形成气吹灭弧。与目前产气式开关普遍使用

10、的单向开断灭弧室不同。NPS负荷隔离开关配置的高性能产气式空气绝缘的NPAK5具备特殊设计的双向导向臂及储能机构，使得开关开断与关合过程总均通过灭弧室双向灭弧，避免使用主触头关合时导致触头损伤及弧光外泄，最大程度保证操作者安全。3.3.4 机构：可选的手动操作机构和钩棒操作机构可以方便的实现互换安装，满足不同用户的需求。3.3.5 主触头：主触头所有导电部分均有电解铜制成，触头寿命高，并不受导线拉力影响。3.3.6 耐污秽；采用24KV大爬距环氧树脂绝缘子，加强绝缘，高达740mm的爬电距离，适合污秽等级环境下使用3.3.7 重量轻便；整机重量只有80kg，安装方便，时间短。不需要调整任何部件

11、，傻瓜式安装。3.3.8 使用寿命：机械寿命为2000次，电器寿命根据K5灭弧室的电气曲线判定。3.3.9 手动操作机构很轻便，同时可方便升级为电动操作机构，并升级为远动控制，配置有远控的多种标准RTU接口，并可与SCADA相连接。远程控制箱DTU115/135内配置有REC微机综合装置，可控制多个开关。3.4 ABB负荷隔离开关的缺陷：3.4.1包装箱体太大；3.4.2抱箍不可调节只能够固定电杆直径220mm左右，超过需要特殊定制3.5. 柱上负荷隔离开关在嘉兴电网设备上的应用3.5.1柱上开关在嘉兴配电网的使用状况嘉兴配电网主要构架是以10kV为主网的中压电网，现有少量的20kV线路，也是

12、最近改选投运，目前有杆上开关现有数量945台,从2008年开始使用柱上ABB负荷隔离开关，主要应用在10kV架空线的分段、联络、变电站出口处以及用户进线开关。目前使用数量达324台，占总开关数的1/3，4智能式(PVB电动操作型)断路器的技术特征和原理  4.1技术特征  附图2智能式带自动重合装置断路器(PVB电动操作型)采用先进的故障处理技术，控制器与断路器本体配合，可自动、直接切除界内分段和用户单相接地故障和相间短路故障，避免分段和单一用户的故障及保护配合不当而波及整条线路停电。可快速恢复界内10KV分面处和用户瞬时性故障引起的停电，并自动记忆线路故障发生的时间、故障

13、时刻电流值及故障性质，以便于事故追忆。其内置具有储存能量大、运行可靠、全免维护等优点的后备储能电源系统，超级电容器后备电源系统，当10kV线路故障甚至线路失压的状况下仍能进行断路器本体分断操作。可在直接安装在电杆上,适用于户外使用，防护等级高，具备长期免维护性能，还具备就地遥控分、合闸功能，便于线路检修维护。 4.2技术原理  这套设备主要由断路器本体、控制器和电源PT等3部分组成。断路器本体实现对10kV线路的分断和关合控制，控制器实现对10KV线路的故障检出，并控制断路器本体实现自动、直接切除界内用户相间短路故障和单相接地故障以及自动重合闸等功能，电源PT为成套装置提供工作电源.

14、 智能式带自动重合装置(PVB电动操作型)断路器保护技术原理主要有相间短路和单相接地两种类型。  4.2.1单相接地故障处理  当界内发生单相接地故障时，控制器侦测到零序故障电流超出零序保护定值时，启动延时计时，在计时超过零序保护动作延时时间设定值后，执行保护动作，控制器令开关迅速分闸，切除用户界内故障。对于中性点不接地系统或中性点经消弧线圈接地系统，单相接地故障发生时变电站不跳闸，零序保护动作延时时间定值只需躲过瞬时接地故障的判定即可。  对于中性点经小电阻接地系统，单相接地故障发生时，变电站会发生保护跳闸，零序保护动作延时时间整定值必须考虑与变电站零序保护的时

15、间配合。其整定值既要躲过瞬时接地故障的判定，又要使分界开关先于变电站保护动作而执行分闸。4.2.2相间短路故障处理  过流保护功能：当界内发生相间短路故障时，控制器侦测到实际相电流超出过流保护整定值时判定为用户界内过流故障，记忆该故障状态并启动过流保护延时。若在过流保护延时计时过程中，相电流一直超出过流保护整定值，则在延时计时时间大于过流保护延时整定值时输出分闸控制信号；若在过流保护延时计时过程中过流保护延时条件消失，则在满足有过流记忆、线路无电压、线路无电流三个条件时从0开始重新启动延时计时，延时计时时间为300ms时输出分闸控制信号，令控制器闭锁，隔离故障。速断保护功能：同过流保

16、护功能处理逻辑，当界内发生相间短路故障时，控制器侦测到实际相电流超出速断保护整定值时判定为用户界内速断故障，0s切除故障线路。值得注意的是，智能式(PVB电动操作型)断路器的分闸延时必须与变电站保护及重合闸时间相配合。发生短路故障时，无论变电站保护是否动作，智能式(PVB电动操作型)断路器必须可靠分闸，若智能式(PVB电动操作型)断路器后于变电站保护动作，必须在变电站出线开关重合之前完成全部分闸过程。  4.2.3故障后重合闸处理  成套装置具备1次重合闸功能，对于瞬时性短路或接地故障，重合闸延时到后，断路器合闸恢复线路供电；对于永久性短路或接地故障，重合闸延时到后，断路器

17、重合于永久性故障，断路器后加速跳闸。  4.3保护功能  4.3.1智能式(PVB电动操作型)断路器采用递归全波FFT快速算法计算交流电流、交流电压等电量信号，通过与整定值及整定时间的比较来实现故障检测。故障检测分为单相接地、相间短路。在成套装置运行前，必须进行零序过流和相间过流定值的整定、零序过流和相间过流故障确认时间的整定。零序过流整定值范围：20mA60A，零序保护延时整定值范围：01800s。相间过流整定值范围：60A600A，相间保护延时整定值范围：010s。自动重合闸整定次数：1-3次，重合闸延时整定值范围：0.560s。4.3.2当线路零序电流或相电流超过相应

18、的过流整定值且维持整定的故障检测时间后，产生线路故障告警信号，同时产生断路器本体分闸输出，断开故障线路，保护10KV主干馈线不受故障支线的波及而停电。对于瞬时性故障通过自动重合闸功能快速恢复供电，避免因瞬时性故障造成线路长时间停电，提高了供电可靠性。 4.4智能式(PVB电动操作型)断路器在嘉兴电网的运用嘉兴配电运检工区于2010年11月在新建设的110kV田乐变的9条出线推广使用了智能式(PVB电动操作型)断路器，来解决配电线路小故障而波及整条线路停电等问题。智能式(PVB电动操作型)断路器是一种应用于10kV架空网配电线路的线路分段处、用户责任分界点处，可以实现自动切除10KV配

19、电网线路单相接地故障和相间短路故障及快速恢复瞬时性故障供电的柱上开关设备，它能够避免因单一用户的故障及保护配合不当而波及整条馈线停电的事故；当配置光纤、GPRS等通信设备后，可与后台主站通信，实现10kV线路的实时监控功能和配电网络的动态管理功能，从而也可以达到合理分配负荷、有效利用能源的目的。可广泛适用于城乡10kV架空配电线路的线路公段处和用户T接入口处控制设备的新装与改造。5配电柱上开关自动化运行模式技术分析5.1. 10kV线路有结线结构:变电所跌落式大用户大用户智能式开关智能式开关智能式开关负荷开关负荷开关负荷开关负荷开关跌落式跌落式分界隔离开关变电所 5.2配电柱上开关的优化组合和

20、配置 要降低嘉兴电网线路故障跳闸率问题，需优化配网自动化运行模式，可采取配电柱上开关优化配置的方法进行降低故障率和跳闸率，缩小故障的查找范围和抢修作业的停电范围，有效降低配网改造成本，实现经济利益最大化。5.2.1智能式带自动重合装置(PVB电动操作型)断路器路：安装于配网线路分段处、10kV高供高量的大用户进线则，用于自动、直接切除故障后段和大用户端接地或短路故障及快速恢复用户端瞬时性故障供电；5.2.2柱上负荷开关：安装于配网线路负荷较大支线处，用于停电检修、故障隔离等；5.2.3跌落式熔断器：跌落式熔断器两种规格，一种是带负荷的跌落式熔断器，适用范围于开断负荷在500kVA至1

21、500kVA范围内的支线、分支线或者是变压器终端接入点处，另一种是普通的跌落式熔断器，用于配网线路的分支线路处、配变终端接入处，主要作用是配变保护、支线故障保护；5.2.3隔离开关：安装于环网线路有分界处，配合断器器组装时代用刀闸使用，用于配网的运行状态布置，检修时按照安全规程要求中的明显断开点的设置。5.3分段断路器、柱上负荷开关、跌落式熔断器的设置原则 5.3.1线路“过流保护”保护范围内的故障，应由线路分段断路器跳闸切断故障电流，变电所出线断路器不动作；5.3.2线路“速断保护”保护范围内的故障，应由变电所出线断路器跳闸切断故障电流，在进行一次重合闸，线路分段断路器不应动作；5.3.3支

22、线故障情况下，首先跳开支线断路器，不让故障越级到主干线路；5.3.4支线断路器定值在满足运行条件下应尽可能的小，跳闸延时时间尽可能的短。 5.4线路分段断路器保护整定值的原则 5.4.1线路分段断路器的过流值应比能和它相联的任何一个变电所出线断路器的过流定值小；5.4.2线路分段断路器的过流延时时间应比变电所出线断路器延时时间短，但还要在时间上保证避开系统励磁涌流；5.4.3形成“手拉手”供电的线路上所有分段断路器的定值和时间应设置成一样的；5.4.4在系统和设备允许的情况下，应尽可能的将变电所出线断路器速断保护定值设置得大一些，以满足系统运行方式变化的需要。6配网自动化运行技术与实践

23、0;61随着国民经济的高速发展、用电量不断增加的同时，客户对供电的可靠性及供电质量提出了更高的要求；10kV柱上开关电器在配网中分段和支线的合理应用便需要配网自动化来实现馈线自动化即自动实现故障区段的定位、故障的隔离、非故障区段的供电恢复。要实现自动化，柱上负荷隔离开关必需具备电动操作，电流、电压检测。一般的说，馈线自动化包括架空馈线自动化和电缆馈线自动化。馈线自动化是配网自动化的核心，是配网自动化的最主要的控制功能。馈线自动化的主要目的是提高供电可靠性和改善电能质量，如果使馈线自动化的功能在一定程度上与通信相分离，将有利于配电网自动化系统向功能化、模块化发展。架空馈线自动化又有以下几种运行模

24、式： 6.1.1模式一，就地控制方式。重合器、分段器，依据电流、电压、故障电流次数等按照预设的条件实现故障隔离和恢复供电。重合器的特点：a.保护功能齐全，可根据用户实际要求进行模块组合，满足各类用户要求；b.重合器本体外壳采用不锈钢材料剖光处理，防腐蚀、免维护，美观耐用；c.内部采用性能优越的陶瓷真空灭弧室，开断容量大、电寿命长；d.相间绝缘采用先进的DMC复合绝缘材料，A、B、C三相独立隔离，绝缘性能大大提高；e.重合器控制器保护功能齐全，免检修。f.操作机构采用弹簧机构。重合器与分断器的配合：重合器设为两次重合功能，分段器一次记忆。当线路某分支上发生瞬时故障时，重合器一次跳闸重合成功，该分

25、支上的分段器只产生一次记忆不会动作。若线路某分支上发生了永久性故障，则重合器跳闸，该事故分支上的分段器产生一次记忆不动作：这时重合器重合，但由于是永久性故障，重合器二次跳闸，则分段器断开从而切除故障段，然后重合器二次重合。这样就确保了非故障线路的正常运行。 6.1.2模式二，集中远方控制方式。配调中心站+FTU监控终端+负荷隔离开关控制中心(分中心)判断故障、隔离故障、恢复供电，但需建设通信通道和控制中心(分中心) 该模式是一种技术上更为先进的馈线自动化，是配电自动化的最高级阶段，投资较高。6.1.3模式三，分布智能控制方式。FTU监控终端+断路器(重合器)，在一定区域内的断路器实现故障隔离和

26、恢复供电，但需建设该区域内断路器之间的通道。6.2远方控制方式与当地控制方式的比较 6.2.1柱上自动化设备分为重合器与分段器两种。    远方控制方式即柱上负荷开关环网方式，它通过检测电流来判别故障，将故障信息传送到主站，由主站分析后，确定故障区域，控制开关动作完成故障隔离。这种方式的优点是开关动作次数少，能迅速恢复非故障区域快速供电，但对通信信道的要求比较高。    当地控制方式即重合器环网方式，失电压跳开关，依时间延时顺序试分合开关，最后确定故障区域并隔离。故障隔离和自动恢复送电由FTU自身完成，不需要主站控

27、制，对通信信道的要求不高，但对开关性能要求较高，而且多次重合对设备及系统冲击比较大。     重合器环网方式对故障的处理不依赖于通信通道，但数倍于负荷开关的价位妨碍了该方案的大范围使用。相比之下，负荷开关环网方式在城网改造项目中具有价格上的优势，开关动作次数少，在保证通信质量的前提下，主站软件控制下的故障处理能够满足快速动作的要求。随着电子技术的发展，通信设备可靠性的提高，造价愈来愈低，将会广泛地采用监控系统配合遥控负荷开关、分段器实现故障区段的定位、隔离及恢复供电，这样能够克服当地控制方式带来的缺点。因此，我们认为未来的发展将会是以价格制胜的

28、负荷开关环网方式占有较大市场。    6.2.2 主站、子站方式的比较     配电自动化系统实时性要求高，传输信息量较大，通信网络结构复杂，采用无子站方式，所有功能由主站负责，大量的信息需要主站处理、分析判断，主站的负担很重，对整个系统的实时性有较大影响，配电网自动化系统的作用就不能充分发挥出来，在这种情况下，需要子站分担一部分主站的功能，减轻主站的工作量，而主站对各子站不能单独处理的工作进行总协调。     子站主要负责的功能有: (a)可以自主检测、隔离故障和

29、恢复正常区域的供电。这比通过主站来处理要快捷，而且这种分布式的处理模式比集中到主站处理的模式大大提高了可靠性；(b)子站还承担对本变电站与馈线上各类终端的通信管理，从而减轻了主站通信管理和信道的负担。由于在变电站设置了子站，它和变电站的调度终端RTU可以合并或联网，变电站到主站的信道也可合二为一，这样配电自动化系统就与调度自动化系统集成在一起了。 6.3嘉兴配网自动化系统采用如下三层结构：6.31 调配一体自动化系统主站主站是整个配电自动化监控和管理系统的核心，主要负责采集、管理整个系统子站传上来的数据；b. 负责数据的处理、存储、事故的报警、远方的控制；c.事故的隔离、无故障区域的供电恢复。负责与多个子系统的接口，实现数据共享；d.负责完成10kV配电信息的管理和维护。调配一体自动化