VIT馈线自动化及接地、断线隔离VIP

VIT馈线自动化及接地、断线故障隔离1、VIT馈线自动化设备功能选择2、短路、接地故障处理过程演示及定值设置3、运行实际（短路、单相接地）故障案例分享4、测试情况

智能型重合器与分段开关配合，依据稳态、暂态多种判据，综合判断并自动隔离永久性故障（含短路故障、接地故障）区段，恢复对非故障区段的供电。

基于VIT原理的就地型馈线自动化电压(V)、电流(I)、时间(T)特点：1、无论主干、支线，均可快速隔离故障区段2、为用户提供多种方案选择，适应不同的状况需求VIT馈线自动化VIT馈线自动化智能开关重合器(CH)——具有安秒保护特性和自动重合闸功能，具备3次重合闸功能；具备接地故障判断功能；具备2组定值、在潮流方向不同时自适应运行的功能。分段器(F)——分段负荷开关，用于开断正常工作的负荷电流，可以关合故障电流。

1、VIT中的电压型方案中用分段器

具备接地故障判断功能；X时限—开关一侧得电后延时合闸的时间；Y时限—合闸后的故障检测时间；

馈线自动化开关类型及功能

X、Y时间内检测到故障电压脉冲则分段器即分闸并闭锁；具备2组定值、在潮流方向不同时转换组别自适应运行功能；

短时闭锁分闸功能。2、VIT中的电流型方案中用分段器

具备接地故障判断功能；切断过负荷电流——可开断未超过遮断电流的过负荷；反时限动作曲线选择——控制器内置5种IEC反时限曲线，由用户任选；反时限曲线时间刻度选择——保证级间配合的上一级可靠躲过下级分段器分闸动作时间（60ms左右)。

馈线自动化开关类型及功能VIT馈线自动化智能开关VIT馈线自动化智能开关IEC短时间反时限曲线：C5启动电流倍数分闸继保延时时间

分段器反时限曲线时间刻度选择应遵循：上一级开关继保延时时间刻度＞下一级开关继保延时时间+0.06s)。

联络开关(L)——两侧有电压、处于常开状态。

XL时限—一侧无压后延时合闸的时间，延时过程中两侧有压则计时自动归零；

Y时限—合闸后检测故障的时间；

XL、Y时限中，检测到故障电压脉冲则分闸闭锁；具备分段、联络自适应运行功能；具备接地故障判断功能。具备2组定值、在潮流方向不同时转换组别自适应运行的功能。

断路器(D)——具备开断、关合负荷电流和短路电流功能；具备接地故障判断功能。馈线自动化开关类型及功能VIT馈线自动化智能开关

除变电站出口的重合器外，主干线上分段器采用负荷开关断路器(重合器)故障分闸时间t=继保时间t1+断路器机械分闸时间t2+燃弧时间t3

如果F也选择使用断路器，则为了使F3、F2、F1、CH1有相应的动作级差配合

F2的继保延时必须大于(

F3的t时间)

F1的继保时间必须大于(F3的t时间+F2的t时间)

CH1的继保时间必须大于(

F3的t时间+F2的t时间+F1的t时间)

断路器(重合器)的短时耐受额定为20kA/4s或16kA/3s，当线路发生短路故障时，CH1和变电站出口断路器、10kV母线、变压器10kV侧必须耐受较长时间的故障电流？VIT馈线自动化智能开关10kV馈线自动化方案主干短路故障演示支线短路故障演示2支线短路故障演示1主干接地故障演示1主干接地故障演示2支线接地故障演示上杭古田VIT馈线自动化——短路、过流定值及继保延时时限配合运行案例分享装机容量8325kVA，最大负荷电流174A装机容量7915kVA，最大负荷电流185A10kV田文线987馈线上有重要负荷——古田会址，省级乃至国家级重要会议有时会在此召开

龙岩古田田文线987与郭文线919运行期间故障情况汇总

龙岩古田田文线987与郭文线919手拉手线路，于2016年6月初投运VIT馈线自动化系统，至今共发生四次故障。分别于16年7月25日D4枣树桥支线后段发AB相短路故障；16年6月27日凌晨时分（古田局部大风天气），赖坊支线后段黄白分支线#1杆D7断路器后段发生单相接地故障；16年8月1日傍晚时分（古田雷雨大风）赖坊支线#1杆D6断路器后段发生单相接地故障；18年4月17日竹步支线#8、#9杆间百姓伐竹搭裸线BC两相发生短路故障。系统完全自动隔离故障区段，动作准确无误。上杭古田VIT馈线自动化——-失地处理定值配合运行案例分享16年7月25日D4枣树桥支线后段发AB相短路故障案例1短路故障案例分享1

田文线枣树桥支线D4后段AB相短路故障，D4断路器跳闸，其他支线及主干线运行未受干扰。18年4月17日竹步支线D6后段发BC相短路故障案例2短路故障案例分享2

田文线竹步支线D1后段,因百姓砍伐竹子，竹段搭在BC裸导线上，导致BC相短路故障，D1断路器跳闸，其他支线及主干线运行未受干扰。16年6月27日黄白分支线

单相接地故障案例1单相接地故障案例分享1

除故障区段（赖坊支线后段黄白分支线#1杆后的线路，D7后段)停电外，其他非故障区段全部正常供电。经古田所人员现场巡线，发现白莲塘配变线路走廊#21杆处挂有枯树枝

黄白分支线#1杆开关事件记录单相接地故障案例分享2

除故障区段（赖坊支线#1杆后的线路)停电外，其他非故障区段全部恢复供电。经古田所人员巡线，发现赖坊线配变支线#3～#4杆间风力较高时极会发生高树压线赖坊支线#1杆开关事件记录16年8月1日赖坊支线

接地故障案例2

龙岩古田田文线987与郭文线919

16年的9月15日超强台风莫兰蒂登录厦门、9月28日17号台风鲇鱼登录惠安时，龙岩地区风力极大。但通过16年8月上旬对以上7月底、8月初发生单相接地故障的两处进行清障处理后，该条馈线在两次大台风肆虐期间并未发生任何故障。以上两处接地故障点经清障处理，其后两个月内在两次大台风正面登陆时未发生接地故障单相接地故障案例分享2016年7月6日要维修某段线路时，手合L1前、后的CH2开关潮流方向改变，合环后电流35-36A合环电流案例分享1合环操作时CH2记录拉手开关合闸动作记录约7点23分CH2反向电流35A约7点23分CH2运行组2记录7点23分F3运行组2转为组1的记录

龙岩古田田文线与郭文线L1合环时动作记录

手合L1前、后的潮流情况分析合环操作前馈线潮流方向组1组1组1组1组1合环操作后实际潮流方向

龙岩古田田文线与郭文线L1合环时环流分析合环电流案例分享12016年7月26日维修完CH2至F2之间的线路后，先手合F2,再手合CH2，在手合CH2时刻，CH2开关运行组2，反向电流61-66A20点22分手合F2后，F2一直保持组2运行20点26分，CH2组2反向电流记录26分手合CH2瞬间，CH2自动运行组220点22分到26分，F3始终保持组2运行

龙岩古田田文线987与郭文线919合环动作记录合环电流案例分享2维修区段2016年7月26日维修完CH2至F2之间的线路后，先手合F2后，再手合CH2时刻，CH2开关运行组2，反向电流61-66A组1组1组2组2组2组2组2组1组1线路维护中的潮流方向线路维护完成手合F2后线路潮流方向合F2完成手合CH2瞬间的线路潮流方向合环运行瞬间，线路是否有电源间的环流存在、合环电流的大小及其持续时间的长短，与合环操作时刻双侧电源的幅值、角度差的大小有关

龙岩古田田文线987与郭文线919合环动作分析合环电流案例分享2测试情况1试验接线方案测试点选择在10kV馈线的后四分之一、（双杆）分段开关处；

该条馈线的出线变电站10kV母线中性点运行方式为消弧欠补偿；

用接地故障模拟开关模拟断线、断线后电源侧接地、断线后负荷侧接地。武夷山测试环境与方案测试情况1在重合器后端通过加以下接地故障，检测相关参量的变化情况并录波分析：

1、断线后，双侧悬空

2、断线后电源侧接地断线后电源侧金属性接地，通过干燥泥土、干草、石块、枯树枝、灌木树枝、水泥地接地，以及通过调整电阻箱断线后通过01kΩ、2kΩ、8kΩ、20kΩ、40kΩ、50kΩ电阻接地3、断线后负荷侧接地武夷山测试过程测试情况1

开关后端如发生断线后电源侧金属性接地，通过干燥泥土、枯树枝、灌木树枝、水泥地接地，1kΩ、2kΩ、8kΩ、20kΩ、40kΩ、50kΩ电阻接地，断线后负荷侧接地，一二次融合的柱开成套设备通过传感器采集及稳态数据运算分析、暂态波形分析等多种判据，完全可以判断出接地故障的发生区段，进而自动进行接地故障隔离及非故障区段的恢复供电。但负荷电流仅为1A左右的线路末端断线后双侧悬空，以及断线后电源侧导线坠至干草堆、柏油路、石块上时，仅依靠馈线首端的重合器判断线路的接地故障发生区段会比较困难。

武夷山测试分析结果测试情况2

1、分别在A、B、C相加入单相接地故障；

2、分别在四种（不接地、经10Ω电阻接地、经消弧线圈欠补接地、经消弧线圈过补接地）10kV母线中性点运行方式下；

3、线路断线电源侧接地，接地点接地方式：间歇性弧光放电间歇性电缆放电经1kΩ、1.5kΩ、2kΩ、2.5kΩ接地水泥地干土地柏