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为提高无功补偿效益，无功补偿装置作为无功电源，最好是安装在无功负荷点附近的低压线路上。

但是低压台区的配电线路节点多，支路多、未知因数多，如何合理配置补偿容量和补偿点，从而最大限度的降低线损和提高用户端电压合格率并达到较高的效费比是现在低压台区线路无功补偿急需解决的问题。

通过集抄系统和GIS系统获得台区无功负荷在线路上的分布情况，制定多个待选的补偿方案，包括：

1）台区线路补偿总容量

2）补偿点数及补偿点位置

3）各补偿点容量和级数

4）补偿方式的选取：

三相共补、分相补偿和混合补偿（共补+分补）、不平衡补偿

5）投切定值设定：

投切阈值Q、时间、投入电压、切除电压等

对各补偿方案进行潮流计算，并根据台区线损率和用户端电压合格率两项指标对各方案进行评估，评估该台区是否适合采取无功补偿方式实现降低线损和提高用户端电压合格率的目标，并从中选择适合该台区的无功补偿方案。

4柜内元件

4.1负荷开关

高压负荷开关是一种功能介于高压断路器和高压隔离开关之间的电器，高压负荷开关常与高压熔断器串联配合使用；

用于控制电力变压器。

高压负荷开关具有简单的灭弧装置，因为能通断一定的负荷电流和过负荷电流。

但是它不能断开短路电流，所以它一般与高压熔断器串联使用，借助熔断器来进行短路保护。

4.2断路器

断路器按其使用范围分为高压断路器和低压断路器。

低压断路器又称自动开关，俗称"

空气开关"

也是指低压断路器，它是一种既有手动开关作用，又能自动进行失压、欠压、过载、和短路保护的电器。

它可用来分配电能，对电源线路及电动机等实行保护，当它们发生严重的过载或者短路及欠压等故障时能自动切断电路。

4.3隔离开关

隔离开关的作用是在线路上基本没有电流时，将电气设备和高压电源隔开或接通。

由于有明显的断开点，比较容易判断电路是否已经切断电源。

如检修时就常用隔离开关把电源断开，检修好后再接通，以保证工作上的安全。

有的隔离开关在闸刀打开后能自动接地，以确保检修人员的安全，这种隔离开关称为带接地刀的隔离开关.

1.负荷开关是可以带负荷分断的，有自灭弧功能，但它的开断容量很小很有限。

2.隔离开关一般是不能能带负荷分断的，结构上没有灭弧罩，也有能分断负荷的隔离开关，只是结构上与负荷开关不同，相对来说简单一些。

3.负荷开关和隔离开关，都可以形成明显断开点，大部分断路器不具隔离功能，也有少数断路器具隔离功能。

4.隔离开关不具备保护功能，负荷开关的保护一般是加熔断器保护，只有速断和过流

5.断路器的开断容量可以在制造过程中做的很高。

主要是依靠加电流互感器配合二次设备来保护。

可具有短路保护、过载保护、漏电保护等功能。

4.4三位置开关、

4.5T接开关

4.6V型开关

4.7熔丝

一般变压器配备双敏熔丝+后备熔丝2组熔断器保护。

也有的配负荷开关加熔断器组保护

双敏熔丝从电流和温度两方面对变压器低压侧故障或过载进行保护，可以防止由于过载或环境温度所导致的变压器长期升温。

双敏熔丝装于插入式熔断器内，更换熔丝方便，安装方式简单，运行可靠，因此广泛用于美式箱变的高压侧保护。

插入式熔断器是喷射式熔断器，为过载保护用，低压侧短路或过载时，由其开断，更换容易；

后备保护熔断器是限流式熔断器，当变压器遇到内部短路或雷击过电流等严重情况时，后备保护限流式熔断器提供保护。

国内有些熔断器厂家为了简单起见，推荐后备保护熔断器额定电流=变压器额定电流1.5倍，根据使用环境温度（40度）每升高1度，降容1%;

插入式熔断器额定电流=变压器额定电流1.1~1.4倍。

4.8电流互感器

电流互感器原理是依据电磁感应原理的。

电流互感器是由闭合的铁心和绕组组成。

它的一次绕组匝数很少，串在需要测量的电流的线路中，因此它经常有线路的全部电流流过，二次绕组匝数比较多，串接在测量仪表和保护回路中，电流互感器在工作时，它的2次回路始终是闭合的，因此测量仪表和保护回路串联线圈的阻抗很小，电流互感器的工作状态接近短路。

CT/TA

4.9电压互感器

电压互感器是发电厂、变电所等输电和供电系统不可缺少的一种电器。

精密电压互感器是电测试验室中用来扩大量限，测量电压、功率和电能的一种仪器。

电压互感器是一个带铁心的变压器，它主要由一、二次线圈、铁心和绝缘组成

二次输出一般为100V（计量）或220V（电源）

VT/TV/PT

4.10绝缘子

4.11避雷器

避雷器通常接于带电导线与地之间，与被保护设备并联。

当过电压值达到规定的动作电压时，避雷器立即动作，流过电荷，限制过电压幅值，保护设备绝缘；

电压值正常后，避雷器又迅速恢复原状，以保证系统正常供电。

高压避雷器、低压避雷器

氧化锌避雷器-当电压没有波动时氧化锌呈高阻态，当电压出现波动达到压敏电阻的启动电压时压敏电阻迅速呈现低阻态，将电压限制在一定范围内。

4.12带电指示器

带电显示器是一种直接安装在室内电气设备上，直观显示出电气设备是否带有运行电压的提示性安全装置。

当设备带有运行电压时，该显示器显示窗发出闪光，警示人们高压设备带电，无电时则无指示。

一般安装在进线母线、断路器、主变、开关柜、GIS组合电器及其它需要显示的是否带电的地方，防止电气误操作。

美式环网柜、箱变用

欧式环网柜、箱变用

4.13故障指示器

故障指示器是用来检测短路及接地故障的设备。

短路及接地故障指示器由以下部分构成：

1）三个短路故障传感器

2）一个接地故障传感器

3）一个读数仪表

4）连接导线是电缆和/或光缆

面板型

故障指示器功能

1）短路报警指示：

短路传感器时刻检测供电线路中电流，当其值达到或超过短路电<

流启动报警整定值时（此值可根据用户要求出厂前整定），短路传感器发出报信号主机通过光纤接收到此信号后，产生报警指示信号（指示灯快闪）。

2）接地报警指示：

当接地传感器检测到接地线路中电流达到或超过接地电流启动报警不足定值时（此值可根据用户要求出厂前整定），发了报警信号，主机通过电缆或光纤接收到此信号后，产生相应的报警指示信号（指示灯快闪）。

3）电池低电量报警指示：

当指示器内电池电压从3.6V降至2.7V时，产生报警信号，以提示维修人员更换电池。

4）报警信息远传：

指示器主机可根据不同报警指示信号驱动相应继电器动作，用以进行信号的远程传输。

5）自动复位：

当指示器产生报警后，在整定的时间内，若无人工进行复位，指示器可自动进行复位。

6）测试及复位：

当指示器产生报警且故障消除后（指示灯慢闪），此时可通过按下指示器主机面板上的按钮清除报警状态。

在正常状态下（无报警信号），可按偏住前面板的按钮并保持1秒，面板上的短路、接地报警指示灯闪烁，故障远传继电器吸合，说明工作状态正常，在变成慢闪后（2秒后）再按此钮可恢复成常态。

4.14电流表

4.15电压表

4.16智能电表

1）不需要人工抄表，有利于现代化管理。

智能电表的使用避免人工抄表上门收费给客户带来的诸多不便，且历史购电数据均可以保存，便于客户查询。

2）充分体现了电力的商品属性。

实行先买电后用电，客户可以根据自己的实际需要有计划地购电、用电，不会因欠费而发生滞纳金，增加不必要的开支。

3）解决了收费难的问题。

能很好地解决零散居民客户、临时用电客户、经常欠费客户的收费问题。

4）预购电量，传递数据，实现数据回读，包括：

回读总电量，剩余电量，表内累积购电量，总购电次数等信息。

5）储存表常数、初始值、用户住址、姓名等信息。

6）超负荷报警断电、剩余电量报警，提醒用户及时购电。

4.17剩余动作电流保护器

其铁芯包绕了一电气回路的全部载流导体，在磁芯内产生的磁通在一瞬间都与这些导体电流的算术和有关;

在一方向流过的电流假设为正（I1），则在相反方向流过的电流就为负（I2）。

在无故障的正常回路中I1+I2=0，在磁芯内没有磁通，线圈内的电动势为零。

接地故障电流Id穿过磁芯流向故障点，但却经大地或经TN系统的保护线返回电源。

穿过磁芯的诸导体的电流因此不再平衡，电流差在磁芯内产生了磁通。

此电流被称作“剩余”电流，这一原理也被认作，“剩余电流”原理。

在磁芯内产生的变磁通在绕组内感应出一电动势，这样就有电流I3流过使脱扣器动作的线圈。

如果剩余电流大于能使脱扣器动作的电流值，不论是直接动作的还是经电子，继电器动作的，断路器就要跳闸。

由低压塑壳断路器派生的剩余电流断路器，适合于专业人员使用。

国内生产的主要型号有DZ15L、DZL25、DZ20L和SL系列及类似的产品。

基本上都是电子式的剩余电流断路器。

这类产品额定电流较大，除了漏电保护外，还具有过载和短路保护，可作为工厂车间、农村等配电装置主干线、分支线的漏电和过载短路保护装置。

4.18塑壳断路器

低压用，低压总出口、分支安装，过载、短路保护。

4.19肘型头

5配网自动化

5.1架空线自动化

摘要：

分析10kV馈线保护的二次重合闸与柱上真空开关（PVS）的配合，实现10kV架空线配电自动化系统的初级阶段——电压型馈线自动化，即当发生故障时，及时准确地确定故障点，方便维修人员处理，自动隔离故障点，恢复非故障区间供电，减小客户停电时间和停电范围。

同时介绍了广州电力局电压型馈线自动化的应用实例。

关键词：

配网自动化系统重合闸柱上真空开关

1　前言

　　广州电力局10kV架空线路大量采用了SF6柱上开关。

这种柱上开关虽然能提高配电网的供电可靠性，但它无法判断瞬时性和永久性故障，跳闸后不能自动重合，而各个柱上开关的跳闸电流和时间无法配合，对于瞬时性故障，反而扩大停电范围，增加客户停电时间。

为了进一步提高配电网的供电可靠性，1999年广州局引入配电自动化系统，经技术经济比较，采用配电自动化系统的初级阶段——电压型馈线自动化，并在110kV江村变电站10kV馈线（架空线）F6试运行（辐射网）。

2　配网自动化系统的基本概念

　　配电自动化系统是通过自动或手动方式，遥控和监测高压配电线上的开关设备和线路参数，以便实现自动隔离故障区间，以最佳的方式恢复非故障区域供电，为用户提供经济、可靠、稳定的电力供应。

　　配电自动化系统分三个阶段实施：

馈线自动化、遥测遥控自动化、计算机辅助配电自动化。

　　第一阶段一般采用电压型馈线自动化设备，由PVS（柱上真空开关），SPS（电源变压器）、FDR（故障搜查控制器）、FSI（故障指示器）组成。

具有自动隔离故障区间，恢复非故障区域供电的功能。

　　第二阶段在第一阶段的基础上，增加RTU（带检测功能的遥控终端单元）和通讯设备，实现各柱上开关的监控功能（遥控、遥测、遥信、遥调）。

　　第三阶段在第二阶段的基础上，完善配电自动化调度端，实现配网的全面计算机管理。

　　第二、第三阶段需要有可靠的通讯手段支持，这方面投资大，而第一阶段投资小，见效快。

3　电压型馈线自动化

3．1　电压型馈线自动化设备工作原理及整定

（1）PVS（柱上真空开关）

　　具有失压瞬时脱扣功能，并能够与控制器配合实现自动合闸。

（2）FDR（故障搜查控制器）

PVS的控制元件，有两个时间参数需要整定。

　　X时间：

真空开关的自动合闸时间，指从柱上开关电源侧有压至该柱上开关合闸的时延。

X时间整定范围：

7×

N（s），N＝1，2，3，…，12。

　　Y时间：

故障检测时间，指柱上开关合闸后，若在未超过Y时限的时间内又失压，则该柱上开关分闸并被闭锁在分闸状态，待下一次电源侧有压时不再自动重合；

若超过Y时限，柱上开关可以进行再一次重合。

Y时间整定范围：

5s或10s，现整定为5s。

维持时间：

（3．5±

0．5）s，供电源故障确认用。

（3）SPS（电源变压器）

　　小型干式变压器，给FDR提供工作电源、PVS提供操作电源。

（4）FSI（故障指示器）

　　根据10kV馈线开关的分合时间，判断线路故障范围。

　　由于广州局的110kV变电站都是无人值班站，已实现了监控，可以不安装FSI。

利用监控中记录的10kV馈线第一次重合与第二次跳闸之间的时间，来判断故障区间。

3．2　10kV馈线二次重合闸的工作原理及整定

　　10kV馈线架空线一般只要求重合一次，重合时　　间整定为1s。

为配合电压型馈线自动化，通过修改微机保护的软件，实现二次重合闸，具体如下。

3．2．1　第一次重合闸时间T1

　　由于FDR维持时间为（3．5±

0．5）s，为了保证FDR可靠工作，T1取5s。

而且10kV架空线第一次重合闸成功率在70％以上，T1取5s可以尽快恢复供电。

3．2．2　第二次重合闸时间T2

　　为了保证10kV馈线发生永久故障，二次重合闸失败后，10kV馈线开关动作时间范围在开关额定操作循环之内，T2取180s。

开关额定操作循环：

0～0．3s～CO～180s～CO，对于弹簧操作机构，储能时间约15s。

T2要求大于储能时间。

3．2．3　第二次重合闸闭锁时间T3

　　在第一段（馈线开关至第一台柱上开关之间）发生故障时，其短路水平很高。

为防止大电流对开关及变压器的冲击，在第一段发生永久故障时，一次重合失败后应该闭锁第二次重合闸。

柱上开关最小合闸时间为7s，如馈线在第一次重合后再跳闸的延时小于5s，说明在第一段发生永久故障，应该闭锁第二次重合闸。

故障点在第一个柱上开关以外时，馈线在第一次重合后再跳闸的时间大于7s，不会闭锁第二次重合闸。

T3取5s。

3．2．4　重合闸充电时间T

　　二次重合成功后，在180s之内，如再发生故障跳闸，馈线开关不再重合，以保证10kV馈线开关动作时间范围在开关额定操作循环之内。

T取180s。

　　另一方面，当两条支路同时发生永久故障时，会造成10kV馈线三次重合；

最靠近永久故障点的柱上开关闭锁失灵时，会造成10kV馈线无限次重合。

为了防止多次重合，二次重合要求具有闭锁功能：

当二次重合后，闭锁重合闸，如果馈线开关在合闸状态（二次重合成功）持续180s（重合闸充电时间）后自动解除重合闸闭锁，再次投入重合闸。

而全线送电时间（10kV馈线开关合闸至最后一台柱上开关合闸的时间）不能大于重合闸充电时间，避免柱上开关闭锁失灵时造成无限次重合。

对于辐射网最多安装25台柱上开关（180s／7s），对于开环网最多各安装12台柱上开关。

3．3　馈线保护重合闸与PVS配合的过程（辐射网）

　　当10kV馈线故障后，馈线保护动作跳闸，线路失压，各柱上开关失压脱扣跳闸。

5s后馈线第一次重合，对于瞬时性故障，各柱上开关按靠近电源点的先后次序和X时间合闸。

对于永久性故障，如故障点在第一段，馈线保护再一次动作跳闸，第二次重合闸被闭锁；

如故障点不在第一段，各柱上开关依次合闸，当最靠近故障点的柱上开关合闸后，馈线保护再次动作跳闸，各柱上开关失压脱扣跳闸，最靠近故障点的柱上开关被闭锁，180s后馈线第二次重合，各柱上开关依次合闸，由于最靠近故障点的柱上开关被闭锁，故障点被隔离，故障点前的区间恢复送电。

调度值班员根据馈线保护第一次重合后再跳闸的延时，迅速判断故障点所在的区间。

4　江村站F6电压型馈线自动化的实例

4．1　有关设备

（1）馈线开关

　　真空开关，电磁操作机构。

0～0．3s～CO～180s～CO。

（2）柱上真空开关

　　VSP5－15JSAT，珠海许继电气有限公司引进东芝技术生产。

该产品采用模块式结构，具有良好扩展性，通过增加元件，方便地从第一阶段发展到第三阶段，而不浪费前一阶段的投资。

（3）馈线保护

　　ISA－1H（L－2A），南瑞深圳所生产。

经厂家修改保护程序，具有二次重合闸功能。

馈线重合闸的整定按前所述。

　　F6保护定值：

限时速断0．3s，定时过流1．0s，零序过流1．0s。

4．2　F6系统一次接线（见图1）

4．3　F6柱上开关定值（见表1）

　　利用监控中记录的10kV馈线第一次重合与第二次跳闸的时间间隔和保护动作方式，判断故障区间，它们之间的关系如表2所示（没有考虑开关跳闸固有时间、开关辅助触点变位时间、从站端到调度端信号传输及处理时间等）。

4．5　F6实际动作试验

　　由于广州局第一次采用馈线自动化，为积累运行经验，在投运前，对江村F6进行实际动作试验。

试验前，已对馈线保护的二次重合闸测试，第一、二次重合闸、第二次重合闸闭锁、重合闸充电满足上述要求。

为避免F6开关多次分合闸，影响客户的设备，将F6线路上的配变断开，只剩下空载的线路。

在江村站和各柱上开关，专人用秒表记录F6和各柱上开关分合闸时间，用无线对讲机协调。

试验结果表明，F6馈线自动化系统能确定和自动隔离故障点，恢复非故障区间供电。

4．5．1　柱上开关合闸时间

　　测试F6开关合闸后，各柱上开关的合闸时间（如表3），判断各柱上开关是否按设定的X时间合闸。

4．5．2　模拟瞬时性故障

F6开关在合闸状态，重合闸充电完毕，用保护跳开F6开关，5s后第一次重合闸动作，F6开关合闸，从而模拟瞬时性故障。

测试各柱上开关从跳闸到合闸的时间间隔，判断各柱上开关是否按设定的X时间合闸（见表4）。

4．5．3　模拟永久性故障

F6开关在指定时间进行合分闸操作，模拟永久性故障，确定柱上开关被闭锁的情况（见表5），判断各柱上开关是否自动隔离故障点，恢复非故障区间供电。

4．6　F6实际动作分析

　　2001年，F6发生18次故障，其中1次永久故障如下：

调度端记录：

Jun12200118：

10：

12．238　江村站　F6零序过流动作

17．353　江村站　F6一次重合动作

47．659　江村站　F6零序过流动作

13：

45．657　江村站　F6二次重合动作

　　分析：

F6第一次跳闸后，5．115s第一次重合；

F6第一次重合后，30．306s第二次跳闸；

F6第二次跳闸后，177．998s第二次重合。

　　判断：

从第一次重合与第二次跳闸之间的时间差30．306s，故障点应在⑤区间，如果是永久故障，柱上开关D被闭锁。

　　结果：

经实际查线，发现双雅联＃09－1杆B相避雷器爆烂（双雅联在水沥支＃02杆），柱上开关D被闭锁。

　　结论：

分析与线路查线结果相符。

5　结论

　　经过一年多的试运行，江村站F6电压型馈线自动化达到设计要求，积累了运行经验。

试运行中，发现第二次重合闸、重合闸充电时间180s太长，不利于迅速恢复供电。

　　第二次重合闸、重合闸充电时间180s，是为了二次重合闸失败后，10kV馈线开关动作时间范围在开关额定操作循环之内；

避免最靠近永久故障点的柱上开关闭锁失灵时，造成10kV馈线无限次重合，也间接决定线路上柱上开关台数。

在实际应用中，辐射网安装8台柱上开关，开环网各安装4台，已满足需要，即全线送电时间8×

7＝56（s）。

而开关额定操作循环（0～0．3s～CO～180s～CO）标准制定的背景是针对少油开关的，真空开关额定操作循环可以采用60s。

60s也大于馈线开关弹簧操作机构的储能时间。

改为60s后，10kV馈线电磁型保护可以采用许继的ZSC－4三相三次重合闸继电器，因为其第二、三次重合闸时间只有2～99s。

　　对于10kV馈线真空开关，广州局现将第二次重合闸、重合闸充电时间改为60s，并采用开环网的电压型馈线自动化，在10kV架空线路上广泛应用，进一步提高配电网的供电可靠性。

参考文献：

〔1〕　刘健，倪建立，邓永辉．配电自动化系统（第一版）〔M〕．北京：

中国水利水电出版社，1999，1．

5.2电缆网自动化

抚顺电缆网自动化工程

5.2.1监控范围

六个开闭所、与站前电缆网相连的八个柱上分歧开关和62台箱变。

开闭所二次设备配置：

每个开闭所配置一个集中式DTU，最多可支持18路开关的监控（15路出线柜、2个进线柜、1个母联柜、母联边柜手动，仅监视其位置信号），配置1kVAUPS电源，12V100Ah电池4块。

柱上开关二次设备配置：

每个柱上开关配置一个柱上FTU，工作电源取自开闭所AC220VUPS电源，后备电源为12V14Ah电池2块。

箱变二次设备配置：

每个箱变配置一个TTU，工作电源为箱变低压出口220V电源，后备电源为法拉电容。

5.2.2监控方案

通信方案采用单模双环自愈网，一个开闭所配一个通信柜。

6个开闭所和抚顺局通信所组成一个单模双环自愈主干网，62个箱式变的TTU及8个柱上开关的FTU通过光纤连接至最近的开闭所，组成多个单模双环自愈子网，通过串口与DTU连接，FTU和TTU的数据由DTU转发。

主干网在西七路配电子站处采用单模光纤点对点方式与抚顺局配电自动化主站端前置机相连，两端各有两组光纤收发器，提供两个10/100M以太网接口，互为备用。

5.2.3运行方案

提出了集中控制与分散智能相结合的原则来进行电缆网的故障检测隔离与恢复。

集中控制：

开闭所DTU以外的故障、FTU检测到的故障、TTU检测到的故障上报主站集中处理。

分散智能：

DTU处理开闭所进线电缆以后的故障，FTU和TTU分别处理自己检测到的故障。