10_kV配电网自动化断路器定值问题分析及改进_于兴林.pdf

第31卷2023年第4期农村电工农电技术农网智能化NONGCUN DIANGONG主持：杨留名为降低10 kV线路故障的影响，供电企业对10 kV配电网从网架结构、设备选型、自动化改造和日常运维等方面采取不同措施来缩短停电时间。在这些措施中，自动化断路器改造可以较好地兼顾经济性、实用性和时效性。目前各地配电网中已安装大量的自动化断路器。而且随着主站自愈技术的发展，10 kV 配电网已能自主隔离故障区间，自主恢复非故障区间供电，故障停电时间和现场处置时间进一步缩短。但在实际运维中发现，10 kV 配电网自动化断路器的部分定值整定不合理会导致故障区间无法确定，进而导致配电网自动化主站自愈不成功，同时，也不能给现场运维人员提供支持，不能缩短现场运维人员的查找故障时间，影响客户的停电时间。1存在的问题在农村和部分城市 10 kV 配电系统中，电缆化率低，线路中通常配置自动化断路器，每台自动化断路器配置一台自动化控制器，即FTU或DTU。在实际运行中，根据自动化断路器所起的作用不同，FTU（DTU）选择投入逻辑功能或保护功能。根据自动化断路器在线路中起的作用又可以分为分段自动化断路器、分支自动化断路器和联络自动化断路器。现以典型10 kV线路馈线组为例，具体分析 10 kV配电网自动化断路器定值存在的问题，图1所示为典型10 kV线路馈线组接线示意图。图 1 中，每条10 kV 线路分为 4段，两条 10 kV 线路末端联络。GB1为 10 kV 甲 线 路变电站内出线断路器，FS1，FS2，FS3为10 kV 甲线路第一、第二、第三个分段断路器，FTU投入逻辑功能；ZB1为10 kV甲线路第一个分支断路器，FTU 投入保护功能；GB2为 10 kV乙线路变电站内出线断路器，FS4，FS5，FS6为10 kV 乙线路第一、第二、第三个分段断路器，FTU投入逻辑功能；ZB2为 10 kV 乙线路第一个分支断路器，FTU 投入保护功能；LS为联络断路器，FTU投入保护功能，退出重合闸。在图1中，LS断路器为分位，其他断路器均为合位。当 FS2断路器和 FS3断路器之间的线路发生故障时，GB1断路器通过一次重合闸来实现故障区间的辨识，即FS2断路器在Y时限内分闸，同时上报闭锁合闸信号；FS3断路器检测到残压，同时报闭锁合闸信号，配电网自动化主站依据这两个断路器的闭锁合闸信号，辨识出线路故障区间为FS2和FS3断路器之间；GB1断路器通过第二次重合闸恢复FS2断路器前段线路送电，配电网自动化主站启动自愈逻辑功能控制LS断路器合闸，此时FS3断路器后段线路恢复送电。上述自愈过程，通过配电网自动化断路器和配电网自动化主站，快速实现 10 kV线路故障区段的辨识、隔离和非故障区段送电。但在现场运行中存在以下2个方面问题。（1）残压定值整定原则不明确，现场残压定值整定不统一。以图1馈线组为例，当FS3断路器FTU残压定值设置不合理时，FS3断路器 FTU 不会报闭锁合闸信号，导致配电网自动化主站无法辨识出故障区间，进而无法启动自愈逻辑功能，导致FS3断路器后段线路不能快速复电。（2）联络断路器不投入重合闸功能，在FS3断路器后段线路再次发生瞬时故障时会导致LS断路器跳闸，FS3断路器后段线路无法快速复电。2残压分析2.110 kV电磁式电压互感器残压10 kV 电磁式电压互感器在故障发生 12 ms 内二次侧电压与一次侧电压有明显区别，二次侧电压存在振荡过程。而10 kV线路重合与故障加速跳闸的时间在 50100 ms，远大于 10 kV 电磁式电压互感器在故障时刻的暂态过程时间，因此在断路器加速跳闸时间内，10 kV电磁式电压互感器可以看作为稳态过程。此时电压互感器检测到的残压是故障点的电压。2.2故障点电压分析故障点的电压与故障点的过渡电阻有关。当过渡电阻为零时，电压互感器检测到的残压为零。现以图2所示10 kV线路故障示意图为例，对故障点电压进行分析。图 2 中，EA为10 kV电源系统，该系统通过接地变经小电阻RA接地，GB为变电1010101010101010101010101010101010101010101010101010101010101010 kVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkVkV 配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器配电网自动化断路器定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进定值问题分析及改进（516600）广东电网有限责任公司汕尾供电局于兴林李慧敏GB1FS1FS2FS3GB2FS4FS5FS6ZB1ZB2LS甲乙图1典型10 kV线路馈线组接线示意图EAGBFS1KMFS2图210 kV线路故障示意图37DOI:10.16642/ki.ncdg.2023.04.023农村电工第31卷2023年第4期农电技术农网智能化主持：杨留名NONGCUN DIANGONG站内断路器，FS1为变电站外第一个分段自动化断路器，投入逻辑功能；FS2为站外第二个分段自动化断路器，投入逻辑功能；K点为故障点，M点为FS2断路器电源侧电压互感器的安装位置。GB断路器至故障点 K间的线路阻抗为Z。当线路的 L1相在 K点发生经过渡电阻 Rg接地故障时，K 点的复合序网如图 3 所示，通常线路的正序阻抗 Z1等于线路的负序阻抗Z2。由对称分量法可以求出故障点K处的三相电压分别为UKU=IKURg=3Rg3Rg+3RU+2Z1+Z0UKU0UKV=UKV0+Z1-Z03Rg+3RU+2Z1+Z0UKU0UKW=UKW 0+Z1-Z03Rg+3RU+2Z1+Z0UKU0因为在 FS1断路器重合到故障加速跳开的全过程中，FS2断路器一直在分位，此时线路M点的电压互感器一次侧电压与 K点的电压相等。从式中可知，K点故障相电压与过渡电阻Rg成正相关，当过渡电阻为零时，K点故障相电压为零，即M点的残压为零。但K点非故障相电压的幅值稍有变化。当线路发生两相短路接地时，故障点K的三相电压情况与单相接地故障时相似，即K点的故障相电压与过渡电阻Rg成正相关，当过渡电阻Rg为零时，K点故障相电压为零，即M点的残压为零。但K点非故障相电压的幅值稍有变化。当线路发生两相短路时，故障点K的非故障相电压保持原有的幅值，两故障相电压幅值等于非故障相电压幅值的一半。当线路发生三相短路时，故障点K的三相电压为UKU=IKURg=RgZUUUKV=IKVRg=RgZUVUKW=IKWRg=RgZUWK点各相电压均与故障点的过渡电阻 Rg有关，当Rg为零时，K点故障相电压为零，即M点的残压为零。三相短路的过渡电阻在大多数情况下是电弧电阻，弧压降基本是稳定的，一般不大于额定电压的5%。通过以上分析可知，在发生接地故障或相间短路故障时，故障点非故障相电压较大，几乎为额定相电压。但故障相电压可能为零。当三相短路时，故障点电压与过渡电阻有关，通常不大于额定电压的5%。3改进措施3.1残压判据及故障区间辨识策略通过分析，10 kV 电压互感器检测到的残压等于故障点处的电压。除在三相短路的情况下，10 kV 电压互感器检测到的非故障相电压会接近额定电压，检测到的故障相电压变化范围广。针对故障点电压的规律，同时考虑保护装置和电压互感器的采样误差，残压判据设定如下。断路器在分位，电压互感器检测到三相电压中任一相电压大于阈值Uc，同时该电压持续时间小于Y时限。Uc取额定相电压的20%30%。当过渡电阻Rg较小时，三相短路情况下，10 kV电压互感器检测到的各相电压均无法达到阈值。此时单靠一台 FTU 或 DTU 将无法辨识故障区间。此时通过如下策略来解决故障区间识别问题（以图2所示系统为例）。（1）各FTU均投入过流告警、零序过流告警功能。即FS1断路器和FS2断路器过流告警、零序告警值设置为GB断路器最小过流跳闸、零序跳闸定值的90%；FS1断路器和 FS2断路器过流告警、零序告警时间设置为GB断路器过流跳闸、零序跳闸时间减少0.15 s。（2）配电网自动化主站检测到FS1断路器上报“闭锁合闸”信号，同时该断路器在站内断路器保护跳闸的同时有报“过流告警”，距离上报“闭锁合闸”信号的FS1断路器最近的一个没有上报“过流告警”信号的为FS2断路器，而且FS2断路器在分位，则判定故障区间为FS1断路器和FS2断路器之间。3.2联络断路器定值整定策略运行经验表明，当10 kV线路为架空线路时，线路发生的故障大多是瞬时性故障。当线路有联络断路器转供电时，联络断路器的功能和站内断路器的功能相似，此时应投入重合闸，以提高线路的供电可靠性。当10 kV 线路后段为电缆线路时，发生永久性故障的概率较大，但在 10 kV小电阻接地系统中，10 kV电缆发生单相接地的故障表象不明显，故障查找时间过长，需要借助特定仪器将故障点击穿。如果断路器投入重合闸，则可以对故障点形成二次冲击，故障表象容易暴露，便于故障查找。考虑故障定位时效，10 kV电缆线路也可投入重合闸。因此10 kV联络断路器应投入重合闸功能。4仿真分析用 Matlab/simulink 搭建仿真系统，如图 4 所示为10 kV 线路故障仿真模型，系统中 E 为 220 kV 理想电压源，变压器为三绕组变压器，容量为250 MVA，频率为50 Hz，高压侧额定电压为220 kV、中压侧额定电压为 115 kV（图中忽略了该支路）、低压侧额定电压为10.5 kV。三侧支路阻抗均为 0.005+j0.08。励磁阻抗为 500+j500。GB为 10 kV线路站内断路器，FS1和 FS2Z1+Rg3RAZ2+RgZ0+RgUK1UK2UK0UK0+-+-+-+-IK1=IK2=IK0图3K点的复合序网38第31卷2023年第4期农村电工农电技术农网智能化NONGCUN DIANGONG主持：杨留名近年来，绿色电源的大量接入和应用，输变电系统的接入和送出越来越重要，高电压、大容量、高阻抗变压器应用越来越多。这些高阻抗变压器的励磁涌流数值很大，且衰减慢，可能导致保护装置误认为是故障电流而动作。同时励磁涌流会对变压器绕组形成冲击，从而影响变压器使用寿命。高阻抗、大容量变压器的励磁涌流对变压器保护的可靠性和快速性提出了更高的要求。保护如何正确动作并躲开高阻抗变压器励磁涌流的影响，对提高变压器保护动作的正确率及改善系统的供电质量有着重要的意义。1高阻抗变压器的特性分析本文以额定容量为 240 MVA、额定频率为 50 Hz高阻抗变压器为例进行试验分析高阻抗变压器的特性，其绝缘结构为高压内置，以实现高阻抗。计算条件按最苛刻的条件设置，即系统为无穷大，单台变压器高压额定挡位空载合闸，合闸角为0，分别按剩磁50%，80%进行计算。结果表明，剩磁越大，励磁涌流越大。剩磁