CN103915825A - 全负荷开关环网柜供电的配电网故障自动判断及控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种实现全负荷开关环网柜的配电故障自动判断及控制的方法，开关房2与开关房3之间主干线发生故障时，CB1检测到故障，主动跳闸；CB1跳闸之前，进出线负荷开关FB1、FB3、FB4、FB6检测到故障，支线负荷开关FB2、FB5未检测到故障，开关房3所有负荷开关未检测到故障，出线开关FB3、FB6、进线开关FB7失压后延时跳闸隔离区外故障；变电站出线断路器CB1延时一次重合，出线负荷开关FB3、FB6依次有压延时合闸；若为线路瞬时故障，稍后进线FB7有压延时合闸，线路重合成功，全线恢复供电；若为线路永久故障，变电站出线断路器CB1检测到故障再主动跳闸。
Description
技术领域
本发明涉及一种全负荷开关环网柜供电的配电网故障自动判断及控制的方法，确切地说是一种通过对环网柜的统一管理、故障特征量检测以及电缆环网的特定动作逻辑，实现电缆网故障定位和故障就地隔离的就地馈线自动化方法。
背景技术
随着国民经济的发展和人们物质文化生活水平的不断提高，经济发展和人们生活对电力需求越来越大，促使电力事业迅速发展，电网不断扩大，用户对供电质量和供电可靠性的要求越来越高，甚至连发生电源的瞬时中断也不能忍受。
目前，我国配电电缆网在没有自动化手段的情况下，一般只能做到用户年平均停电时间在一个小时以上。如果要进一步减低用户停电时间，提高供电可靠性，必须依靠配电自动化DA、馈线自动化FA等自动化方法。然而，传统依赖配电自动化主站与配电自动化终端的DA系统，由于系统的复杂性以及配电网点多面广的特点，建设成本巨大；同时，照搬传统的架空线馈线自动化方法，也因为架空线与电缆网网络结构、开关设备的不同，未能达到完备、最优的应用效果。因此，需要针对配电电缆网环网柜研究提出可行的、完备的、投资成本适中的馈线自动化方法，解决配电电缆网的就地馈线自动化问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种全负荷开关环网柜供电的配电网故障自动判断及控制的方法，一种通过对环网柜的统一管理、故障特征量检测以及电缆环网的特定动作逻辑，实现电缆网故障定位和故障就地隔离的就地馈线自动化方法。
本发明的目的通过以下技术方案予以实现：
一种全负荷开关环网柜供电的配电网故障自动判断及控制的方法，其中全负荷开关环网柜供电的配电网包括出线断路器CB1、CB2，若干开关房，第一母线L1，第二母线L2，它们依次顺序连接构成环形配电网络；CB1、CB2是为变电站线路保护的出线断路器，作为配电网络的端电源；CB1顺序向第一母线L1上的开关房供电，CB2顺序向第二母线L2上的开关房供电；每个开关房都包括一个进线负荷开关、一个出线负荷开关和一个支负荷开关；
所述负荷开关仅能开断数百安培的额定供电电流，当配电线路发生故障，负荷开关需要等待变电站出线断路器跳闸隔离故障后，才能跳闸就近隔离故障；
所述第一母线L1上有开关房1、开关房2、开关房3，所述第二母线L2上有开关房5、开关房4； FB1- FB 3位于开关房1，FB 1为进线负荷开关，FB 2为支线负荷开关，FB 3为出线负荷开关；FB 4- FB 6位于开关房2，FB4为进线负荷开关，FB5为支线负荷开关，FB6为出线负荷开关；FB7-FB9位于开关房3，FB7为进线负荷开关，FB8为支线负荷开关，FB9为出线负荷开关；FB10-FB12位于开关房4，FB12为进线负荷开关，FB11为支线负荷开关，FB10为出线负荷开关，FB10为CB1、CB2这个两个电源的断开点，处于常开状态；FB13-FB15位于开关房5，FB15为进线负荷开关，FB14为支线负荷开关，FB13为出线负荷开关。
当开关房2与开关房3之间主干线发生故障时，其特征在于故障自动判断及控制的方法包括以下步骤：
S11：CB1检测到故障，主动跳闸；CB1跳闸之前，进出线负荷开关FB1、FB3、FB4、FB6检测到故障，支线负荷开关FB2、FB5未检测到故障，开关房3所有负荷开关未检测到故障，以环网柜为统一节点考虑，出线开关FB3、FB6、进线开关FB7失压后延时跳闸隔离区外故障；
S12：变电站出线断路器CB1延时一次重合，出线负荷开关FB3、FB6依次有压延时合闸；若为线路瞬时故障，稍后进线FB7有压延时合闸，线路重合成功，全线恢复供电；若为线路永久故障，变电站出线断路器CB1检测到故障再主动跳闸；出线负荷开关FB6合于故障，闭锁合闸，准备跳闸；进线负荷开关FB7检测到残压，闭锁合闸；出线负荷开关FB3未合于故障，闭锁跳闸；出线开关FB6检测到失压延时跳闸；变电站出线断路器CB1延时二次重合，进线开关FB7因已闭锁合闸不再动作；至此，故障定位、故障隔离及非故障区域恢复供电完成。
当开关房2支线发生故障时，其特征在于故障自动判断及控制的方法包括以下步骤：
S21：变电站出线断路器CB1检测到故障，主动跳闸；CB1跳闸之前，进出线负荷开关FB1、FB3、FB4检测到故障，出线负荷开关FB6未检测到故障，支线负荷开关FB2未检测到故障，支线开关FB5检测到故障，开关房3所有开关未检测到故障，以环网柜为统一节点考虑，出线开关FB3失压后延时跳闸隔离区外故障，支线负荷开关FB5失压后延时跳闸隔离区内故障，进线负荷开关FB7未检测到故障失压后延时跳闸；
S22：变电站出线断路器CB1延时一次重合，出线负荷开关FB3、进线负荷开关FB7、支线负荷开关FB5依次有压延时合闸；若为线路瞬时故障，线路重合成功，全线恢复供电；若为线路永久故障，变电站出线断路器CB1检测到故障再主动跳闸，支线负荷开关FB5合于故障，闭锁合闸，失压后延时跳闸，出线负荷开关FB3、进线负荷开关FB7未合于故障，闭锁跳闸，变电站出线断路器CB1延时二次重合，至此故障定位、故障隔离完成。
本发明的有益效果是：
1、以环网柜为对象，不依赖通信系统；
2、通过对环网柜的统一管理、故障特征量检测以及电缆环网的特定动作逻辑，实现电缆网故障定位和故障就地隔离；
3、为电缆环网提供可行的、完备的、投资成本适中的馈线自动化方法。
附图说明
图1是配电电缆环网结线及环网柜配置示意图， 为负荷开关合位，为负荷开关分位；
图2-图7是配电电缆环网开关房间主干分段故障隔离示意图，为负荷开关合位，为负荷开关分位；
图8-图12是配电电缆环网开关房支线故障隔离示意图，为负荷开关合位，为负荷开关分位。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明。
实施例1
假设配电电缆网为：小电阻接地方式，变电站出线断路器CB1、CB2配置定时限相过流保护延时为：0.3秒，定时限零序过流保护延时为：1.0秒，一次、二次重合延时均为：5秒。此时，环网柜需配置三相电流互感器、零序电流互感器、进出线电压互感器；配电自动化终端配置统一定时限相过流判定延时：0.15秒，定时限零序过流判定延时：0.5秒；配置统一区外故障出线开关失压延时2秒跳闸，支线故障支线开关失压延时2秒跳闸，无故障进线开关失压延时2秒跳闸、进出线开关一侧有压延时5秒合闸，支线开关一侧有压延时7秒合闸，联络开关一侧失压延时45秒合闸，合于故障闭锁合闸，未合于故障闭锁跳闸45秒，残压检测及闭锁合闸等逻辑。应用如图2-图12动作逻辑过程，即可快速实现故障定位、故障隔离及转供电等自动化功能。按如下步骤即可快速实现故障定位、故障隔离及转供电等自动化功能：
1) 如图1，为20kV及以下配电电缆环网结线及环网柜示意图。CB1、CB2为变电站配置传统线路保护的出线断路器，是配电网络的端电源；CB1顺序向开关房1、开关房2、开关房3供电；CB2顺序向开关房5、开关房4供电；其中联络FB10为两个电源的断开点，处于常开状态；FB1、FB2、FB3、FB4、FB5、FB6、FB7、FB8、FB9、FB10、FB11、FB12、FB13、FB14、FB15为电缆网环网柜配置统一整定值、统一动作逻辑的负荷开关间隔；区别于断路器可以开断数十千安培的故障电流，负荷开关仅能开断数百安培的额定供电电流，当配电线路发生故障，负荷开关需要等待变电站出线断路器跳闸隔离故障后，才能跳闸就近隔离故障；
2) 如图2。当开关房间（如：开关房2、开关房3间）主干分段发生故障时，变电站出线断路器CB1检测到故障，主动跳闸；
3) 如图3。此前，进出线开关FB1、FB3、FB4、FB6检测到故障，支线开关FB2、FB5未检测到故障，开关房3所有开关未检测到故障，以环网柜为统一节点考虑，出线开关FB3、FB6、进线开关FB7失压后延时跳闸隔离区外故障；
4) 如图4。变电站出线断路器CB1延时一次重合，出线开关FB3、FB6依次有压延时合闸；若为线路瞬时故障，稍后进线FB7有压延时合闸，线路重合成功，全线恢复供电；
5) 如图5。若为线路永久故障，变电站出线断路器CB1检测到故障再主动跳闸；出线开关FB6合于故障，闭锁合闸，准备跳闸；进线开关FB7检测到残压，闭锁合闸；出线开关FB3未合于故障，闭锁跳闸；
6) 如图6。出线开关FB6检测到失压延时跳闸；
7) 如图7。变电站出线断路器CB1延时二次重合；稍后，联络开关FB10，一侧失压延时合闸，进线开关FB7因已闭锁合闸不再动作；至此，故障定位、故障隔离及非故障区域恢复供电完成；
8) 如图8。当开关房支线（如：开关房2支线）发生故障时，变电站出线断路器CB1检测到故障，主动跳闸；
9) 如图9。此前，进出线开关FB1、FB3、FB4检测到故障，出线开关FB6未检测到故障，支线开关FB2未检测到故障，支线开关FB5检测到故障，开关房3所有开关未检测到故障，以环网柜为统一节点考虑，出线开关FB3失压后延时跳闸隔离区外故障，支线开关FB5失压后延时跳闸隔离区内故障，进线开关FB7未检测到故障失压后延时跳闸；
10) 如图10。变电站出线断路器CB1延时一次重合，出线开关FB3、进线开关FB7、支线开关FB5依次有压延时合闸；若为线路瞬时故障，线路重合成功，全线恢复供电；
11) 如图11，若为线路永久故障，变电站出线断路器CB1检测到故障再主动跳闸；支线开关FB5合于故障，闭锁合闸，失压后延时跳闸；出线开关FB3、进线开关FB7未合于故障，闭锁跳闸；
12) 如图12。变电站出线断路器CB1延时二次重合；至此，故障定位、故障隔离完成。
实施例2
假设配电电缆网为：不接地方式或消弧线圈接地方式，变电站出线断路器CB1、CB2配置定时限相过流保护延时为：0.3秒，一次、二次重合延时均为：5秒。此时，环网柜需配置三相电流互感器、零序电流互感器、零序电压互感器、进出线电压互感器；配电自动化终端配置统一定时限相过流判定延时：0.15秒，零序功率方向判断单相接地故障功能；配置统一区外故障出线开关失压延时2秒跳闸，支线故障支线开关失压延时2秒跳闸，无故障进线开关失压延时2秒跳闸、进出线开关一侧有压延时5秒合闸，支线开关一侧有压延时7秒合闸，联络开关一侧失压延时45秒合闸，合于故障闭锁合闸，未合于故障闭锁跳闸45秒，残压检测及闭锁合闸等逻辑。应用如图2-图12动作逻辑过程，即可快速实现故障定位、故障隔离及转供电等自动化功能。按如下步骤即可快速实现故障定位、故障隔离及转供电等自动化功能：
1）如图1，为20kV及以下配电电缆环网结线及环网柜示意图。CB1、CB2为变电站配置传统线路保护的出线断路器，是配电网络的端电源；CB1顺序向开关房1、开关房2、开关房3供电；CB2顺序向开关房5、开关房4供电；其中联络FB10为两个电源的断开点，处于常开状态；FB1、FB2、FB3、FB4、FB5、FB6、FB7、FB8、FB9、FB10、FB11、FB12、FB13、FB14、FB15为电缆网环网柜配置统一整定值、统一动作逻辑的负荷开关间隔；区别于断路器可以开断数十千安培的故障电流，负荷开关仅能开断数百安培的额定供电电流，当配电线路发生故障，负荷开关需要等待变电站出线断路器跳闸隔离故障后，才能跳闸就近隔离故障；
2）如图2。当开关房间（如：开关房2、开关房3间）主干分段发生故障时，变电站出线断路器CB1检测到故障，主动跳闸；
3）如图3。此前，进出线开关FB1、FB3、FB4、FB6检测到故障，支线开关FB2、FB5未检测到故障，开关房3所有开关未检测到故障，以环网柜为统一节点考虑，出线开关FB3、FB6、进线开关FB7失压后延时跳闸隔离区外故障；
4）如图4。变电站出线断路器CB1延时一次重合，出线开关FB3、FB6依次有压延时合闸；若为线路瞬时故障，稍后进线FB7有压延时合闸，线路重合成功，全线恢复供电；
5）如图5。若为线路永久故障，变电站出线断路器CB1检测到故障再主动跳闸；出线开关FB6合于故障，闭锁合闸，准备跳闸；进线开关FB7检测到残压，闭锁合闸；出线开关FB3未合于故障，闭锁跳闸；
6）如图6。出线开关FB6检测到失压延时跳闸；
7）如图7。变电站出线断路器CB1延时二次重合；稍后，联络开关FB10，一侧失压延时合闸，进线开关FB7因已闭锁合闸不再动作；至此，故障定位、故障隔离及非故障区域恢复供电完成；
8）如图8。当开关房支线（如：开关房2支线）发生故障时，变电站出线断路器CB1检测到故障，主动跳闸；
9）如图9。此前，进出线开关FB1、FB3、FB4检测到故障，出线开关FB6未检测到故障，支线开关FB2未检测到故障，支线开关FB5检测到故障，开关房3所有开关未检测到故障，以环网柜为统一节点考虑，出线开关FB3失压后延时跳闸隔离区外故障，支线开关FB5失压后延时跳闸隔离区内故障，进线开关FB7未检测到故障失压后延时跳闸；
10）如图10。变电站出线断路器CB1延时一次重合，出线开关FB3、进线开关FB7、支线开关FB5依次有压延时合闸；若为线路瞬时故障，线路重合成功，全线恢复供电；
11）如图11，若为线路永久故障，变电站出线断路器CB1检测到故障再主动跳闸；支线开关FB5合于故障，闭锁合闸，失压后延时跳闸；出线开关FB3、进线开关FB7未合于故障，闭锁跳闸；
12）如图12。变电站出线断路器CB1延时二次重合；至此，故障定位、故障隔离完成。
以上馈线自动化原理，适用于双电源电缆环网以及单电源电缆辐射网；环网柜数量不受限制，环网柜支线数量不受限制；如图1所示开关房之间的供电网络，可以存在任意数量的非自动化开关房。
Claims (2)
1.一种全负荷开关环网柜供电的配电网故障自动判断及控制的方法，其中全负荷开关环网柜供电的配电网包括出线断路器CB1、CB2，若干开关房，第一母线L1，第二母线L2，它们依次顺序连接构成环形配电网络；CB1、CB2是为变电站线路保护的出线断路器，作为配电网络的端电源；CB1顺序向第一母线L1上的开关房供电，CB2顺序向第二母线L2上的开关房供电；每个开关房都包括一个进线负荷开关、一个出线负荷开关和一个支负荷开关；
所述负荷开关仅能开断数百安培的额定供电电流，当配电线路发生故障，负荷开关需要等待变电站出线断路器跳闸隔离故障后，才能跳闸就近隔离故障；
所述第一母线L1上有开关房1、开关房2、开关房3，所述第二母线L2上有开关房5、开关房4； FB1- FB 3位于开关房1，FB 1为进线负荷开关，FB 2为支线负荷开关，FB 3为出线负荷开关；FB 4- FB 6位于开关房2，FB4为进线负荷开关，FB5为支线负荷开关，FB6为出线负荷开关；FB7-FB9位于开关房3，FB7为进线负荷开关，FB8为支线负荷开关，FB9为出线负荷开关；FB10-FB12位于开关房4，FB12为进线负荷开关，FB11为支线负荷开关，FB10为出线负荷开关，FB10为CB1、CB2这个两个电源的断开点，处于常开状态；FB13-FB15位于开关房5，FB15为进线负荷开关，FB14为支线负荷开关，FB13为出线负荷开关；
当开关房2与开关房3之间主干线发生故障时，其特征在于故障自动判断及控制的方法包括以下步骤：
S11：CB1检测到故障，主动跳闸；CB1跳闸之前，进出线负荷开关FB1、FB3、FB4、FB6检测到故障，支线负荷开关FB2、FB5未检测到故障，开关房3所有负荷开关未检测到故障，以环网柜为统一节点考虑，出线开关FB3、FB6、进线开关FB7失压后延时跳闸隔离区外故障；
S12：变电站出线断路器CB1延时一次重合，出线负荷开关FB3、FB6依次有压延时合闸；若为线路瞬时故障，稍后进线FB7有压延时合闸，线路重合成功，全线恢复供电；若为线路永久故障，变电站出线断路器CB1检测到故障再主动跳闸；出线负荷开关FB6合于故障，闭锁合闸，准备跳闸；进线负荷开关FB7检测到残压，闭锁合闸；出线负荷开关FB3未合于故障，闭锁跳闸；出线开关FB6检测到失压延时跳闸；变电站出线断路器CB1延时二次重合，进线开关FB7因已闭锁合闸不再动作；至此，故障定位、故障隔离及非故障区域恢复供电完成。
2.一种全负荷开关环网柜供电的配电网故障自动判断及控制的方法，其中全负荷开关环网柜供电的配电网包括出线断路器CB1、CB2，若干开关房，第一母线L1，第二母线L2，它们依次顺序连接构成环形配电网络；CB1、CB2是为变电站线路保护的出线断路器，作为配电网络的端电源；CB1顺序向第一母线L1上的开关房供电，CB2顺序向第二母线L2上的开关房供电；每个开关房都包括一个进线负荷开关、一个出线负荷开关和一个支负荷开关；
所述负荷开关仅能开断数百安培的额定供电电流，当配电线路发生故障，负荷开关需要等待变电站出线断路器跳闸隔离故障后，才能跳闸就近隔离故障；
所述第一母线L1上有开关房1、开关房2、开关房3，所述第二母线L2上有开关房5、开关房4； FB1- FB 3位于开关房1，FB 1为进线负荷开关，FB 2为支线负荷开关，FB 3为出线负荷开关；FB 4- FB 6位于开关房2，FB4为进线负荷开关，FB5为支线负荷开关，FB6为出线负荷开关；FB7-FB9位于开关房3，FB7为进线负荷开关，FB8为支线负荷开关，FB9为出线负荷开关；FB10-FB12位于开关房4，FB12为进线负荷开关，FB11为支线负荷开关，FB10为出线负荷开关，FB10为CB1、CB2这个两个电源的断开点，处于常开状态；FB13-FB15位于开关房5，FB15为进线负荷开关，FB14为支线负荷开关，FB13为出线负荷开关；
当开关房2支线发生故障时，其特征在于故障自动判断及控制的方法包括以下步骤：
S21：变电站出线断路器CB1检测到故障，主动跳闸；CB1跳闸之前，进出线负荷开关FB1、FB3、FB4检测到故障，出线负荷开关FB6未检测到故障，支线负荷开关FB2未检测到故障，支线开关FB5检测到故障，开关房3所有开关未检测到故障，以环网柜为统一节点考虑，出线开关FB3失压后延时跳闸隔离区外故障，支线负荷开关FB5失压后延时跳闸隔离区内故障，进线负荷开关FB7未检测到故障失压后延时跳闸；
S22：；变电站出线断路器CB1延时一次重合，出线负荷开关FB3、进线负荷开关FB7、支线负荷开关FB5依次有压延时合闸；若为线路瞬时故障，线路重合成功，全线恢复供电；若为线路永久故障，变电站出线断路器CB1检测到故障再主动跳闸，支线负荷开关FB5合于故障，闭锁合闸，失压后延时跳闸，出线负荷开关FB3、进线负荷开关FB7未合于故障，闭锁跳闸，变电站出线断路器CB1延时二次重合，至此故障定位、故障隔离完成。
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