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浅谈10kV线路自动化开关站电气设计

范文

梁健发

摘? 要：择优配置自动化开关能够在供电线路出现短时过电压、过电流、瞬时接地等故障时，通过自动化开关控制箱的微电脑对故障数据进行分析并作出判断，从而实现自动快速切断故障段线路、恢复供电以及相关通信，实现开关站的自动化、综合化，改善城市配网结构，并最终提高供电可靠性。随着电力改革的深入，电网的自动化运行、智能化运行初见成效，在确保供电稳定与可靠方面发挥了重要作用。该文结合广东省10 kV电力线路的典型接线情况，探讨智能化建设的一大重点——自动化开关的择优配置问题，探讨其在10 kV线路供电中的性能優势，以期提升供电的可靠性与稳定性。

关键词：自动化开关;智能化;10 kV线路;稳定性;供电可靠性

中图分类号：TM726? ? ? ? ? ? 文献标志码：A

1 10 kV线路自动化开关站电气设计分析

1.1 主接线方式

主接线方式设计要综合考虑多种因素。常见的有负荷性质、负荷等级、用电容量、电网接入方式、城市电网规划设计、供电系统性能与规模等。秉承的原则是简单明了，最大限度地减少电能损耗，也方便后期的维护与设备检修。当前，城市10 kV配电网系统供电半径不宜大于3 km，因此开关站主接线建议单母线分段接线，2回进线优选。每个开关站建议采用2回路进线方式设计，以2-1型主接线方式接线，构建多条供电线路的环网系统，确保线路之间的转供稳定[1]。

1.2 回路保护

真空断路器进出线柜都需要有微机保护装置，进行过流保护、速断保护及零序保护，与变电站或者上一级的电源出现回路协作保护。而对于真空负荷开关进出线柜不需要单独设置微机保护装置。高压开关柜对应电动操作结构，负荷开关柜对应48 V的直流电源或者220 V的操作电源，后者采用需要取自进线柜PT二次侧。而不需要安装微机保护装置的真空断路器柜需采用48 V的直流电。通过这样的设置达到回路保护的目的。

1.3 配电自动化

在正常情况下，两路进线需要独立作业，因此断路器设置于断开处，两路进线各自供应一段母线，电源自动化投切设备安装在母线分段开关的位置，起到单独控制的目的。当其中一路进线出现故障，投切设备可以及时发出警示动作，从而快速地切断进线断路器，回路断路器快速闭合。如果是母线发生紧急故障，最直接的后果是分段回路断路器出现错误闭合的情况，通过自动化设备的自切设备短时加速保护功能及时对断路器进行切断处理。关闭自动投切设备后也避免了动作的反复出现。

2 自动化开关站的应用优势

2.1 自动化开关站具备控制作用

整体采用分层操控，从自动化调度中心到站控层到间隔层有明确的层次划分，实际的操作权限也体现层次下放的特点。

2.2 自动化开关监测功效的发挥主要通过网络结构实现

自动化监控系统对应的网络结构属于分层分布的特殊网络结构，这种网络结构主要是由站控层和间隔层构成的。站控层集中在一个计算机系统内，间隔层测控则通过计算机设备运行牵动完成。不同设备分工明确，其中测控设备负责信息的采集，通信口负责信息的传输，站控层自动化设备则完成信息接收工作，并将其传输到一级调度中心。

2.3 不同规模的开关站其自动化通讯程度不同

这也要求其内部通信必须适当选择屏蔽双绞线。选择10 kV的电缆屏蔽层载波实现通信信号的上层传输，使得主站和调度中心及时接收到信息，有效地控制了通信成本[2]。

3 自动化开关在10 kV线路供电中的应用——馈线自动化

传统10 kV线路隔离隐蔽性故障时（巡视不容易直观发现故障点时）往往要通过开关的多次分合闸才能锁定故障线路段。对应的不良连锁效应是非故障区的牵连性停电、反复停电，并影响到系统的性能发挥，反复的冲击也会影响设备寿命。在发生故障后要想检修，必须先进行全线排查，通过分段试供电操作确定故障点。因此，自动化开关的引入与应用具有现实必要性，根据实际情况合理选择重合器类型，如自适应综合型、“电压-时间”型、“电压-电流-时间”型、链式纵联型等，达到不同控制效果。与此同时，还可以根据故障多发类型、控制效果等选择对应控制器，如下所述。

3.1 智能柱上的断路器

基于馈线实际效果配置自动化控制单元及自动化保护单元，进行有效的电流控制和电路保护。切断短路电流，负荷电流，与过流保护器配合作业起到重合闸保护的目的。一般情况下，智能柱上断路器安装在馈线干线与重要支线上。

3.2 智能柱上负荷开关

智能柱上的负荷开关具有有压延时合闸、无压延时分闸的功能，对应的应用效果是故障区域的自动隔离。主要是在传统负荷开关配备自动化控制单元，有效地控制负荷电流、零序电流。其也经常安装在馈线的干线或者支线上。

3.3 分支用户分界断路器

分支用户分界线断路器根据实际需求，整定保护定值，实现馈线出路断路器与干线自动化断路器的作业配合，在应对用户侧相间短路和单相接地故障方面优势明显。自动切除故障避免上一级设备与线路的牵连跳闸，能有效减少停电区域。

3.4 智能控制器

智能控制器主要是由链接断路器、负荷开关、重合闸等主体构成的，能起到参数控制，通信传输的作用。智能控制器实现了多种保护功能的配置，最主要的是配置带时限的过电流和速断保护，配置零序保护。因此，基于实际线路的功能诉求，选择最合适的自动化开关能进行10 kV馈线的动态监测，有效控制。辅助以故障分离技术，降低变电站开关跳闸的频率，减少事故损失，减少负荷开关的动作次数，更快地确定故障点。

目前，我国10 kV配网主要采用综合型馈线自动化系统，包括集中型、就地型和故障定位型3种形式。其中，集中型馈线系统主要通过配电主站与自动化终端配合，对10 kV配网中的运行数据进行分析，确定故障区间并进行隔离。该过程中一旦线路装置故障，两端保护开关跳闸并发出故障告警信息，其他开关运行正常。根据信息源，馈线自动化终端可以直接确定故障区域，并配合自动化开关进行故障区隔离与非故障区重新上电。而就地型馈线自动化和故障定位型馈线自动化系统成本投入低、检测效益好，能够根据10 kV配网开关逻辑、故障指示器等直接定位故障点，快速地识别和隔离故障区间，为检修维护提供了更多的便利。

在上述综合型馈线自动化系统中，10 kV线路柱上自动化开关配置时应按照主干线和分支线具体情况分别设置，前者一般选用柱上负荷开关，后者可按装置特性选择智能柱上断路器。配置时主干线5 km以内可以使用1台自动化开关分两段，保证两侧配变均在5台以上。超过5 km后按照每5 km增加1段的原则增设1台自动化开关。而分支线配置时应保证支线与主干线T接处安装1台自动化开关。分支线过长、配变数超过10台等，可以酌情增设自动化开关，保证区间控制满足综合型馈线自动化中的各项要求。

基础的自动化开关控制系统构建完成后，应在分段环网节点内设置配电自动化终端，由该系统实现区域自动化开关数据的全面采集和监控，形成综合型馈线自动化模式。与此同时，还需要对自动化开关的重合时间进行设定。一般来说，馈线自动化系统中往往选用具有2次重合功能的重合器。其中，第一次重合时间一般较短，大约为10 s左右;第二次重合时间较长，大约为60 s左右。前者主要是在故障后通过配电终端失压分闸、有压延时合闸逻辑等来判定故障点的位置，后者主要是跳过故障点实现全区段重新供电。这样才能够从根本上缩短区域故障引起的故障停电时间，有效地进行故障点的定位和事故抢修，最大限度地提升10 kV配网运行的安全性和可靠性。

4 一组数据的效果说明及自动化开关的应用分析

自动化开关配置在提升10 kV线路供电可靠性方面优势明显，能够快速隔离故障段线路并缩小停电区域。自动化通信能帮助维修人员快速确定故障点，大大提高了故障处理的效率。因此择优配置自动化开关，可以大大提升10 kV线路供电可靠性，提升电力运作的稳定性。

以某供電局为例，2017年该供电局客户年故障停电时间达到2.3 h/户，而采用馈线自动化技术后，2018年客户年故障停电时间缩短至0.4 h/户。这主要是由于在故障发生后，自动化开关能够瞬时重合，做到瞬时故障不停电，永久故障时将停电范围缩小。与此同时，还能够通过系统中的各项信息快速判断故障点，第一时间开展对应处理，提升了输配电的可靠性和稳定性。

从某供电局2018年全年馈线自动化技术中自动化开关动作的统计表，不难看出，在使用自动化开关，监测控制效果明显。馈线自动化开关累计动作756次，隔离永久故障126例，共计减少了425次出现跳闸率，见表1。

因此，在10 kV配电网建设过程中可以采用全自动型馈线自动化策略，因地制宜，合理设置集中型、就地型、故障型馈线自动化装置;运用“二遥”动作型配电终端结合无线通信方式，开展对应自动化管理，从根本上改善10 kV配电网的经济性和可靠性[3-4]。

5 结语

自动化开关站优势显而易见，功能的综合到结构的微机化到操作屏幕的可视化到运用管理的智慧化，其在故障快速隔离，停电区域控制，故障位置监测，故障原因排查等方面发挥了重要的作用。在今后的电力系统运行过程中，必须重视自动化开关的择优配置，以自动化开关站建设奠定10 kV线路用电的可靠性与稳定性。

参考文献

[1]胡贵超.10kV配网线路故障分析处理及预防措施[J].装备维修技术，2020（2）：9.

[2]刘亚东，张新东，王恒超，等.10 kV线路保护拒动引起主变越级跳闸的原因分析[J].农村电气化，2020（4）：31.

[3]贺伟，林明诗.10kV线路设备运行维护技术要点分析[J].中小企业管理与科技（中旬刊），2019（12）：170，172.

[4]陈扬.10kV线路智能化开关的规划和应用[J].科技资讯，2018，16（29）：23，25.

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