铁路10KV贯通自闭线路自动化技术

铁路铁路 10KV10KV 贯通自闭线路自动化技术贯通自闭线路自动化技术 1 概述概述 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（KH Feeder Automation）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。 图 1 KH-8000T 组成的线路自动化系统示意图 2.12.1 相间短路故障相间短路故障 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。 甲所（主供）乙所（备供） 出线保护出线保护FTU1FTU2FTU3FTU4 KH-8000T 调度自动化主站 故障 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。 2.22.2 小电流接地故障小电流接地故障 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 400Hz1500Hz 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（50Hz300Hz）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 400Hz1500Hz 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 3U 0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。 图 2 小电流接地故障定位方法示意图 2.32.3 高压断相故障高压断相故障 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 暂态 3I0值 装置位置车站 1 车站 2 车站 3 车站 3 接地点 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：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实例分析实例分析 3.13.1 背景背景 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 工作站 （A） 工作站 （B） 数据库服务器 SWITCH 前置机 （A） 前置机 （B） 多串口服务器 ADAM4520ADAM4520 信丰 FTU 大塘 FTU 铁石口 FTU 小江 FTU 冠朝 FTU 沙村 FTU 营盘上 FTU 高兴 FTU 信丰配电所 龙南配电所 兴国 FTU 井冈山所 兴国配电所 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 相间短路（过流）试相间短路（过流）试 验验 高压断相试验高压断相试验单相接地试验单相接地试验 区间区间 结果结果原因原因结果结果原因原因结果结果原因原因 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 信 丰 至 龙 南 24 日 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 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。 1）定位、 自动分段 成功 1）定位 成功 2）瞬时 故障，定 位成功。 贯调跳闸2）定位 成功 3）定位 成功 井 冈 山 至 兴 国 26 日 4）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。 信 丰 至 龙 补作接地 试验 2 次 成功定位 南 27 日 3.23.2 相间短路故障试验相间短路故障试验 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）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）瞬时性故障 分两种情况： （1）备投成功）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）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）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 过流故障值（过流故障值（A）FTU 位位 置置 故障时间故障时间 IaIbIc 定位分析定位分析 沙村13：26：57.4725745725 营盘上13：26：57.47958655785 高兴13：26：57.4835895910 兴国13：26：57.457596595 故障点主 供侧第一 次感受到 故障 冠朝13：26：57.9709595956备投侧感 受到故障 沙村13：26：59.0335755680 营盘上13：26：59.03858055770 高兴13：26：59.0235895755 兴国13：26：59.015582599 主供侧第 二次感受 到故障 结论结论 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 过流故障值（过流故障值（A）FTU 位位 置置 故障时间故障时间 IaIbIc 定位分析定位分析 沙村13：34：41.92757755740 营盘上13：34：41.91458605770 故障点主 供侧第一 高兴13：34：41.9185905880 兴国13：34：41.91459555965 次感受到 故障 冠朝13：34：42.41394309530备投侧感 受到故障 结论结论 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。 3.33.3 高压断相故障试验高压断相故障试验 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 电压值（电压值（V）FTU 位位 置置 故障时间故障时间 U1U2U3 定位分析定位分析 信丰10：46：29.783Uc=50 大塘10：46：35.158Uac=121Ubc=127 铁石口 小江 沿供电方 向断相点 下游侧 FTU 电压 满足断相 判据。 结论结论 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。 3.43.4 单相（小电流）接地故障试验单相（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 400Hz1500Hz 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 暂态 3I0值 FTU 位置信丰 大塘 铁石口 小江 接地点 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 暂态暂态 3I0值值FTU 位位 置置 故障时间故障时间 1/8 周波周波1/4 周波周波全周波暂态全周波暂态 信丰 大塘11：20：07.11109（反向）0701 铁石口11：20：07.11470（正向）5504 小江11：20：07.10455（正向）4202 定位分析定位分析大塘-铁石口之间 实例实例 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 暂态暂态 3I0值值FTU 位位 置置 故障时间故障时间 1/8 周波周波1/4 周波周波全周波暂态全周波暂态 信丰 大塘11：28：43.13503（正向）0400 铁石口11：28：43.10163（反向）5303 小江11：28：43.10347（反向）3602 定位分析定位分析大塘-铁石口之间 3.53.5 前几次实验失败的原因分析及技术改进措施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）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：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：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）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）与断相故障自动分段发生冲突导致失败 原因分析：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：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）作短路试验用的