铁路10KV贯通自闭线路自动化技术.docx

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铁路10KV贯通自闭线路自动化技术

铁路10KV贯通自闭线路自动化技术

1概述

铁路10KV自闭贯通线路自动化（FA）指利用现代计算机、微电子、通信及网络技术实现贯通、自闭电力线路分段开关的远程监视与控制，故障定位以及故障区段自动隔离、非故障区段的恢复自动供电,同时记录故障信息。

在故障处理完毕以后，系统将故障数据、故障处理过程和处理结果等信息自动生成故障处理报告，保存至数据库，供事后查询、打印作故障分析之用

KH-8000T铁路电力调度自动化系统实现线路自动化主要包括调度主站FA功能模块、贯通自闭线路分段监控器（FTU）科汇公司PZK-1000Z及相关辅助系统构成。

具体功能包括：

1）基本远动功能：

车站高压开关的遥信、遥测和遥控。

2）线路故障检测功能：

包括高压线路相间短路故障、小电流接地故障和高压断相故障的检测和识别以及故障数据记录。

3）快速恢复供电：

能够在跟踪铁路电力故障处理过程的前提下，完成故障自动定位、故障点的隔离以及非故障线段的快速恢复供电。

故障处理过程既可以自动执行也允许人工干预。

4）提供完整的故障处理报告

在故障处理完毕以后，系统将故障数据、故障处理过程和处理结果等信息自动生成故障处理报告，保存至数据库，供事后查询、打印作故障分析之用。

5）适应各供电区间的多种运行模式

能够满足铁路电力系统供电区间的各种运行模式，如备投-重合、重合-备投、单备投及单重合等。

2线路自动化工作原理

KH-8000T系统线路自动化功能主要由KH-FA（KHFeederAutomation）软件模块和科汇公司车站高压开关监控装置（FTU）PZK-1000Z配合实现。

系统工作示意图如图1所示。

甲所（主供）

乙所（备供）

出线保护

出线保护

FTU1

FTU2

FTU3

FTU4

KH-8000T调度自动化主站

故障

图1KH-8000T组成的线路自动化系统示意图

2.1相间短路故障

2.1.1检测原理

相间短路故障发生时，短路电流非常大，特征明显，容易检测。

相间短路故障一般采用过电流检测原理，即判断线路电流是否超过整定值来检测故障。

实际应用中，线路上有些负荷投入运行时“冷启动”电流可能很大，要注意用一动作延时躲开。

2.1.2基于通讯通道的相间短路故障处理的实现

2.1.2.1三种自动化实现方案：

1）人工方式：

故障发生时，由车站高压开关监控装置（FTU）检测到故障并上报主站，主站系统根据各上报报文时间标签对各报文进行分组，然后完成故障定位，并给出提示信息和故障处理报告，供调度员作进一步处理。

调度员可按照人工确认故障区间、手动分闸故障两侧断路器隔离故障、手动合闸主/备供配电所线路出线开关恢复非故障区间供电三个步骤完成故障处理工作。

2）半自动方式：

故障发生时，由车站高压开关监控装置（FTU）检测到故障并上报主站，主站系统根据各上报报文时间标签对各报文进行分组，然后完成故障定位。

自动生成：

确认线路失电及故障区间、是否下发遥控命令断开故障线段两侧的开关隔离故障点、主/备供配电所线路出线开关是否合闸恢复非故障区间的步骤提示。

供电段调度员可根据提示信息进行选择处理，由系统自动下发遥控命令。

供调度员处理过程可进行人工干预，任意阶段可根据需要选择至人工方式处理。

故障处理后，系统将给出完整的故障处理报告。

3）全自动方式：

故障发生时，由车站高压开关监控装置（FTU）检测到故障并上报主站，主站系统根据各上报报文时间标签对各报文进行分组，然后完成故障定位。

在确认线路失电的情况下，自动遥控断开故障线段两侧的开关隔离故障点。

然后自动下发遥控命令闭合主/备供配电所线路出线开关，恢复非故障线段的供电，并给出提示信息和故障处理报告。

供调度员作进一步分析。

处理过程可进行人工干预。

2.1.2.2适用范围：

适用于备投-重合、重合-备投、单备投、单重合等各种线路运行模式下瞬时性故障和永久性故障的判断。

2.1.2.3异常处理：

1）故障信息不全时

一个供电臂中的各车站高压开关监控装置（FTU）有时会因为通讯原因而漏报故障信息，或者由于信号检测原因没有监测到故障信息。

在此类情况发生时，处理过程会自动转换为人工方式，将故障信息报告给调度员，由调度员进行人工干预处理。

2）多点故障及重复性瞬时性故障

由于恶劣天气造成的多点和多次瞬时性重复故障将影响故障区间的自动判断。

在此类情况发生时，处理过程会自动转换为人工方式，将故障信息报告给调度员，由调度员进行人工干预处理。

2.2小电流接地故障

2.2.1检测原理

对于10kV线路中性点一般采用中性点不接地、经消弧线圈或大电阻接地运行方式。

当发生单相接地故障时，对于中性点不接地或大电阻接地系统稳态零序电流值（3I0）非常小；对于经消弧线圈接地的系统，通常采用过补偿方式运行零序电流稳态值甚至小于正常运行时的3I0值。

再加上有时故障零序电流信号极不稳定，给故障监测和定位带来许多困难。

发生单相接地故障时，系统由故障前的稳态变化到故障后的稳态有一个过渡过程，又叫暂态过程。

在暂态过程中，故障相电压突然降低引起分布电容对地放电，称为放电暂态；非故障相电压突然升高使分布电容充电，称为充电暂态。

由于放电电流只需经过母线构成回路，而充电回路必须经过电源（变压器），因此放电过程比充电过程频率高、衰减快。

单相接地故障时所产生的零序电流暂态信号特征比较明显，幅值一般为稳态值的几倍到十几倍，频率在400Hz～1500Hz范围内，而且故障点两侧的暂态零序电流方向相反。

当发生单相接地故障时，利用故障时特征比较明显的暂态零序电流信号来检测小电流接地故障，是一种比较有前途的方法；对于中性点经消弧线圈接地的运行方式，因为消弧线圈一般工作在工频范围（50Hz～300Hz）内，不会对高频的暂态信号产生影响，因此这种方法也适用于经消弧线圈接地的运行方式。

利用暂态信号监测、判断小电流接地故障需要考虑以下几个关键技术因素：

1）PZK-1000Z装置的硬件技术基础

单相接地故障时所产生的零序电流暂态信号频率在400Hz～1500Hz范围内，根据香农定理装置的采样频率至少应为2倍的原始信号频率，从工程化角度考虑，采样频率应为4倍的原始信号，即6000Hz左右；另外，为了对暂态信号进行各种加工处理，装置还需要具有较强的运算处理能力，一般应采用DSP（数字信号处理器）专用芯片等。

2）故障处理程序的启动

（a）零序电压3U0

由开口三角形取得3U0电压作为故障监测的启动元件，是一种比较可靠的方法。

本系统能够取得3U0值，因此优先作为故障启动条件，并上传至主站作为是否发生单相接地故障的另一判据或辅助判据。

（b）暂态零序电流

对于电缆线路一般采用零序CT监测暂态3I0；对于架空裸线可以采用三相CT监测三相暂态电流的矢量信号，通过计算三相暂态电流的矢量和获得暂态3I0。

由于暂态3I0特征比较明显，因此可以作为辅助启动条件。

本系统中主站能够取得3U0值，因此优先将3U0作为故障处理程序启动的条件，而3I0仅作为辅助启动条件。

2.2.2故障定位原理

单相接地故障定位的方法是：

1）当故障发生时，查找故障区间内所有装置的暂态3I0值，找到最大值所在的装置，则故障点位于该装置相邻的某一侧。

2）然后比较该装置两侧的暂态3I0值，找到较大者，并比较最大值与较大值暂态零序电流的方向，如果相同，则故障点位于最大值装置的另一侧；如果相反，则故障点位于两者之间。

3）另外，还可以利用暂零序电流方向作为另一种独立判据。

4）利用3U0值作为故障处理的启动条件和闭锁条件，提高故障检测和定位的准确性。

如图2所示。

暂态3I0值

装置位置

车站1车站2车站3车站3

接地点

图2小电流接地故障定位方法示意图

2.3高压断相故障

高压断相故障的检测和启动：

主站系统根据装置上报的线路电压数据，检测到线路上某相电压低于整定上限值、而且大于整定的下限值时，就认为发生了断相故障。

高压断相监测和定位的前提条件是在同一个供电区间内，车站开关监控使用三相PT或三相变压器，或者开关两侧使用单相变压器但必须跨接在不同的两相上，即每个开关都能得到三相电压的大小或反映三相电压大小的状态。

这样在已知供电方向的情况下，在某个供电区间上，高压断相故障的位置应该在第一个出现任意线电压或相电压低于断相故障电压上限门槛值（如＜180V），而且大于断相电压下限门槛值（不为0，如＞30V）的开关和与其相邻的上游开关之间。

注意：

1）高压断相故障的判定条件是：

相电压小于180V而且大于30V。

大于30V是为了躲开线路失压的情况。

2）此种判据下的输出结果并不唯一，可能是断相故障，也可能是PT断线。

也就是说，系统对断相故障和PT断线故障不作区分，作为同一种故障处理。

3）供电方向监测可以自动检测，也可以人工置入。

3．实例分析

3.1背景

原赣州水电段采用科汇公司的铁路水电调度自动化主站系统（简称主站系统）完成所辖供电区间的SCADA监控和线路自动化功能。

为了确保系统能够达到预定的自动化目标，赣州水电段与科汇公司联合于2001年10月15日、24日、26日、27日分别在大洋洲-新干、信丰-龙南、井冈山-兴国三个区间作了线路自动化试验，包括相间短路故障试验、高压断相故障试验、单相接地故障试验。

下面就试验情况包括试验过程、故障判据、工作原理等作一总结，并就部分典型的试验数据做出分析和判断。

3.1.1系统配置，如图3所示：

图3赣州电力调度自动化系统（线路自动化）示意图

3.1.2试验情况

下面就24日信丰-龙南试验、26日井冈山-兴国试验情况，以及27日补作信丰-龙南接地试验情况总结如下，详见表1：

表1贯通线路自动化试验情况总结

区间

相间短路（过流）试验

高压断相试验

单相接地试验

结果

原因

结果

原因

结果

原因

信

丰

至

龙

南

24日

1）瞬时故障，定位成功。

接地熔丝熔断，未执行备投过程

1）定位、自动分段、备投成功

第1、2、3、4、5、6次试验均未成功，小江3I0均最大。

小江与龙南所之间接有两组电抗器，判据中没有考虑。

2）瞬时故障，定位成功。

备投侧上级保护跳闸

2）定位、自动分段、备投成功

井

冈

山

至

兴

国

26日

1）定位、自动分段成功

1）定位成功

用1/8周波暂态3I0作为比较大小的依据，避免了电抗器对零序电流稳态分量的影响。

2）瞬时故障，定位成功。

贯调跳闸

2）定位成功

3）定位成功

4）定位成功

信

丰

至

龙

南

27日

补作接地试验2次成功定位

3.2相间短路故障试验

3.2.1判据

采用过电流检测原理，即判断线路电流是否超过整定值来检测故障。

故障电流可以用一周波傅立叶积分的方法计算，而电流整定值的选择原则是躲过最大负荷电流值。

线路上有些负荷投入运行时“冷启动”电流可能很大，要注意用一动作延时躲开。

3.2.2故障定位方法

相间短路故障的定位判据是：

1）永久性故障

对于永久性故障，经过完整的备投-重合过程之后，感受到两次故障的FTU和感受到一次故障的FTU之间为永久性故障点。

2）瞬时性故障

分两种情况：

（1）备投成功

故障时，备投成功，感受到一次故障的FTU与没有感受到故障的FTU之间为暂时性故障点。

（2）重合成功

故障时备投失败，主供方出线开关经过重合闸时间后合闸成功，此时，故障点两侧的FTU均感受到一次故障。

故障定位的方法是：

沿线路方向，在备投时间内（＜150ms）感受到故障的FTU作为故障点的一侧，在备投时间外（≥150ms）感受到故障的FTU作为故障点的另一侧。

3.2.3自动分段处理

1）定义

主站系统在完成相间短路故障定位后，自动通过遥控方式断开故障点两侧的车站开关从而隔离故障线段，称为线路自动化自动分段，简称自动分段。

2）自动分段的闭锁条件

自动分段责任重大，为了确保电力生产的安全，主站系统采用了严格的闭锁条件：

（1）故障自动分段仅限于处理永久性相间短路故障，即故障时供电区间发生了完整的备投-重合过程，区间内线路处于失电状态。

（2）该供电区间上的所有FTU的状态必须正常（反校正常，FTU状态正常，各FTU的故障数据齐全）。

（3）不能确定故障点位置的不能进行自动分段处理。

注意：

（1）自动分段是一个可选项，任何一个供电区间都可以选择使用或不使用自动分段来处理相间短路故障。

（2）另外，在自动处理过程中，调度员可以随时终止自动处理过程，改为人工处理。

3.2.4实例分析

实例1：

1）试验区间：

井冈山-兴国，兴国主供

2）时间：

26日13：

26：

57

3）故障类型：

永久性相间短路故障，完整的备投-重合过程。

4）故障处理分析

FTU位置

故障时间

过流故障值（A）

定位分析

Ia

Ib

Ic

沙村

13：

26：

57.472

57．4

57．25

故障点主供侧第一次感受到故障

营盘上

13：

26：

57.479

58．65

57．85

高兴

13：

26：

57.483

58．9

59．10

兴国

13：

26：

57.457

59．6

59．5

冠朝

13：

26：

57.970

95．95

95．6

备投侧感受到故障

沙村

13：

26：

59.033

57．5

56．80

主供侧第二次感受到故障

营盘上

13：

26：

59.038

58．05

57．70

高兴

13：

26：

59.023

58．9

57．55

兴国

13：

26：

59.015

58．2

59．9

结论

1）故障点在一、二次之间，即冠朝-沙村之间。

2）自动遥控断开冠朝、沙村分段开关，隔离故障区段，自动分段成功。

实例2：

1）试验区间：

井冈山-兴国，兴国主供

2）时间：

26日13：

34：

41

3）故障类型：

永久性相间短路故障，但因为贯调开关被顶掉，备投失败后没有重合，线路感受到的实际上是瞬时性故障。

4）故障定位分析

FTU位置

故障时间

过流故障值（A）

定位分析

Ia

Ib

Ic

沙村

13：

34：

41.927

57．75

57．40

故障点主供侧第一次感受到故障

营盘上

13：

34：

41.914

58．60

57．70

高兴

13：

34：

41.918

59．0

58．80

兴国

13：

34：

41.914

59．55

59．65

冠朝

13：

34：

42.413

94．30

95．30

备投侧感受到故障

结论

1）故障点两侧感受到故障的时间差大于150ms，即故障点位于冠朝-沙村之间。

2）因贯调开关被顶掉，备投失败后没有重合，不是完整的备投-重合过程，不能自动分段。

3.3高压断相故障试验

3.3.1判据和定位方法

高压断相的条件是在同一个供电区间内，使用三相变压器，或者开关两侧使用单相变压器但必须跨接在不同的两相上，即每个开关都能得到三相电压大小或反映三相电压大小的状态。

这样在已知供电方向的情况下，在某个供电区间上，高压断相故障的位置应该在第一个出现任意线电压或相电压低于断相故障电压上限门槛值（＜180V），而且大于断相电压下限门槛值（不为0，如＞30V）的开关和与其相邻的上游开关之间。

注意：

1）高压断相故障的判定条件是：

相电压小于180V而且大于30V。

大于30V是为了躲开线路失压的情况。

2）此种判据下的输出结果并不唯一，可能是断相故障，也可能是PT断线。

3.3.2自动分段处理

1）定义

高压断相故障定位后，自动遥控断开故障点两侧远离主供方向一侧的分段开关。

自动分段后，备投开关作出备投动作，从断相点的另一侧恢复供电。

2）自动分段的闭锁条件

分段开关有足够的遮断容量可以直接跳闸。

3.3.3实例分析

1）试验区间：

信丰-龙南，龙南主供

2）时间：

24日10：

46：

29.783

3）故障类型：

高压断相故障

4）故障定位分析

FTU位置

故障时间

电压值（V）

定位分析

U1

U2

U3

信丰

10：

46：

29.783

Uc=50

沿供电方向断相点下游侧FTU电压满足断相判据。

大塘

10：

46：

35.158

Uac=121

Ubc=127

铁石口

小江

结论

1）故障点位于大塘-铁石口之间。

2）自动遥控断开大塘车站开关，分段成功，备投开关投送恢复另一侧供电。

3.4单相（小电流）接地故障试验

3.4.1判据

对于10KV线路中性点一般采用不接地或经消弧线圈接地运行方式，当发生单相接地故障时的稳态零序电流值（3I0）非常小，甚至小于正常运行时的3I0值，极难监测。

单相接地故障时所产生的零序电流暂态信号特征比较明显，幅值一般为稳态值的几倍到十几倍，频率在400Hz～1500Hz范围内，而且故障点两侧的暂态零序电流方向相反。

利用暂态信号监测、判断小电流接地故障具有良好的发展前景。

3.4.2定位方法

图4故障定位方法示意图

接地故障定位的方法是：

1）当故障发生时，查找故障区间内所有FTU的暂态3I0值，找到最大值所在的FTU，则故障点位于该FTU相邻的某一侧。

2）然后比较该FTU两侧的暂态3I0值，找到较大者，并比较最大值与较大值暂态零序电流的方向，如果相同，则故障点位于最大值FTU的另一侧；如果相反，则故障点位于两者之间。

如图2所示。

3.4.4实例分析

实例1：

1）试验区间：

信丰-龙南，信丰主供

2）时间：

27日11：

20：

07.104

3）故障类型：

单相接地故障

4）故障定位分析

FTU位置

故障时间

暂态3I0值

1/8周波

1/4周波

全周波暂态

信丰

大塘

11：

20：

07.111

0．9（反向）

0．7

0．1

铁石口

11：

20：

07.114

7．0（正向）

5．5

0．4

小江

11：

20：

07.104

5．5（正向）

4．2

0．2

定位分析

大塘-铁石口之间

实例2：

1）试验区间：

信丰-龙南，信丰主供

2）时间：

27日11：

28：

43.101

3）故障类型：

单相接地故障

4）故障定位分析

FTU位置

故障时间

暂态3I0值

1/8周波

1/4周波

全周波暂态

信丰

大塘

11：

28：

43.135

0．3（正向）

0．4

0．0

铁石口

11：

28：

43.101

6．3（反向）

5．3

0．3

小江

11：

28：

43.103

4．7（反向）

3．6

0．2

定位分析

大塘-铁石口之间

3.5前几次实验失败的原因分析及技术改进措施

3.5.1相间短路故障失败分析

1）故障定位失败

试验时间：

10月15日

试验区间：

大洋洲-新干

现象：

短路故障失败

原因分析：

当短路故障发生时，主站系统接到第一个FTU的故障数据后，需要召唤该区间内所有FTU的数据，这个过程随FTU数量的变化和上报信息的多少而变化，一般应在30S以上。

15日试验时，召唤故障数据等待时间设置为20S，因此，主站启动故障定位判据时还收不全故障数据，因而定位出错。

改进措施：

24日、26日试验时，召唤故障数据等待时间设置为60S，定位正确。

2）短路故障自动分段失败

（a）与断相故障自动分段发生冲突导致失败

原因分析：

原来断相故障的判据是电压值低于180V门槛值，即启动断相故障定位和暂的分段处理。

而相间短路故障发生时，也满足断相条件，相间短路和高压断相两个线程同时启动自动分段遥控一个开关，因而失败。

改进措施：

将断相故障的启动条件改为电压值低于180V同时大于30V，当小于30V时即为线路失压，因此，相间短路故障发生时不会误产生高压断相故障。

（b）作短路试验用的熔丝被熔断

原因分析：

作短路试验用的熔丝试验时迅速熔断，从而产生的故障属于瞬时性故障，虽然主站定位准确，但不会进行自动分段处理。

属正常情况。

（c）配电所出线开关的上级保护越级跳闸

原因分析：

作短路试验时，配电所主供侧或备供侧的出现开关保护没有动作，而其上级保护越级跳闸，从而导致备投-重合过程不完整，主站监测不到完整的备投-重合过程启动自动分段闭锁条件，不执行自动分段处理。

属正常情况。

3.5.224日信丰-龙南单相接地故障定位失败分析

现象：

接地故障定位错误

原因分析：

信丰-龙南区间电缆线路较多，在正常运行情况下为了补偿过大的负荷电流，水电段在小江站和龙南所之间接有两组38KVar的电抗器，其实际效果是该区间线路运行方式并非中性点不接地，而是相当于中性点经消弧线圈接地，因而包含稳态分量的全周波暂态零序电流3I0值特征不明显，表现出来的现象是：

靠近电抗器的FTU（小江站FTU）采集到的3I0值总是最大，所以接地故障定位失败。

井冈山-兴国情况大体类似。

改进措施：

认识到这一问题后，我们改进了FTU监测接地故障的判据和算法，具体措施包括：

1）因为1/8周波或1/4周波的频率范围在400Hz以上，而电抗器主要工作在工频范围内（低于300Hz），所以1/8周波或1/4周波暂态零序电流值受电抗器的影响很小，可以忽略不计。

将1/8周波或1/4周波暂态零序电流值作为比较3I0的依据，判断的准确性大大提高，井冈山-兴国四次接地试验以及信丰-龙南补作的两次接地试验全部定位成功。

具体应用时，是选择1/8周波还是1/4周波，与区间的线路特性有关，最好是通过试验确定。

2）将原来全周波暂态3I0值剔除稳态分量，作为故障分析的辅助判据。

3.6结论

1）相间短路故障的自动定位、自动分段比较准确，可以投入使用。

2）高压断相目前情况下的处理是正确的，可以投入使用，但是高压断相与PT断线故障的细分有待进一步研究。

3）单相接地故障的处理可能存在误报和漏报，建议赣州水电段和科汇公司能够进一步合作，通过大量试验进一步完善接地故障处理。