實現饋線自動化的新模式

沈梓正，秦立軍

(華北電力大學現代電力研究院，北京102206)

0 引言

隨著經濟的快速發展，各項經濟指標的達成均要求提供優質的供電質量，而設備老舊、改造施工和氣候影響等對電網供電的破壞性影響日益加劇。因此，通過饋線自動化實現故障的快速定位、隔離和恢復，減少停電時間、縮小停電范圍對確保配電網正常運行具有重要的現實意義［1］。

1 饋線自動化現有模式

饋線自動化作為配電自動化系統中最核心的組成部分，其功能主要是在饋線發生故障時迅速獲取故障信息，實現對故障區域的準確定位與快速隔離，并在最短時間內恢復對非故障區域的供電。由于配電網供電半徑短，發生線路故障時，流過各分段開關的短路電流差別小，無法設置多級差保護，因此早期的饋線故障處理只是簡單地利用變壓器出口電流速斷保護斷路器切斷故障，擴大了故障范圍，缺乏故障判斷能力。目前隨著通信技術以及開關設備自動化技術的發展，饋線自動化形成了三種故障處理模式，下面分別介紹各種模式的原理及優缺點。

1.1 基于重合器的就地處理模式

該模式所需的主要設備為重合器和分段器，現場的FTU可以自行進行故障判斷和隔離，不需要通信系統和主站的建設，根據配合方式的不同主要有3種。

1)重合器與電壓時間型分段器配合［2］:根據變電站出線斷路器驗出故障跳閘后，開關檢測到線路失壓跳閘。重合器到達整定時間后重合，沿線開關逐一合閘，合到故障位置，與故障點相連的開關檢測到失壓，開關跳開且閉鎖在分閘狀態。

2)重合器與過流脈沖計數型分段器［2］:開關檢測到故障電流，并根據變電站出線重合閘開斷故障電流動作次數確定故障區域，隔離故障線段，原理簡單。

3)重合器與重合器配合:故障時，變壓器出現斷路器跳閘，重合失敗后，沿故障線路的斷路器依次按照預先的整定值進行分合操作，若重合成功則停止動作，若重合失敗則重合器閉鎖在分閘位置。

總之，就地處理模式原理簡單，不需要通信和主站建設，節約投資。在故障處理方面，對于瞬時故障，恢復時間較長，需要借助開關依次閉合判斷;對于永久性故障，經歷一次重合閘和數次開關合閘才能完成故障區域判定，不能一次性實現故障的切除與隔離。設備需要根據電網結構而設定參數配合，適用于運行方式簡單的網絡。斷路器的多次重合閘對設備和網絡的沖擊很大。

1.2 基于智能終端的快速保護模式

在這種模式中［3］，饋線開關配置的智能電子設備與兩端相鄰的設備交換故障信息和故障拒動信息，即智能電子設備間可以相互通信。

石油行業具有勘探、開發、石油工程、生產保障、后勤服務等多兵種作戰、多系統集合的特點，從全省高度客觀系統記述石油行業的發展本身就有難度。二輪修志面臨的客觀現實更加復雜：改革力度大，調整重組多，機構變化快，單位關系雜，業務拓展多，資料保存難，文秘人員少，加之修志周期長，涉及面廣，工作量大，抽調修志人員難，按時高質量完成山東省部署的石油工業志編纂任務，單靠只手難負重任，需要油田上下各條戰線方方面面密切配合，唯有“眾手”才能成志。

如圖1所示的一個典型配電網。當開關CHT處于斷開狀態，即系統開環運行時，當饋線Z2發生故障時，開關CB1的智能電子設備采集到的CB1、CH1都流過故障電流的信息，表示故障不在Z1上。開關CH1的智能電子設備采集到CB1、CH1過流，CH2沒有過流，判斷出故障發生在Z2上，CH1跳閘。同理CH2也跳閘，CHT檢測到CB1所在的饋線失壓但是未采集到CH2流過故障電流，判斷出故障不在Z3上，經過一定的延時，CHT自動合閘，恢復對饋線Z3的供電。

當CHT處于閉合狀態，即系統閉環運行時，同樣是Z2發生故障。開關CB1的智能電子設備采集到的CB1、CH1都流過故障電流的信息，但是CH1的故障功率方向是指向饋線Z1外部，說明故障點不在Z1上。CH1采集到CB1、CH1和CH2都有故障電流流過，而且CH1、CH2的故障功率方向都指向線路Z2，判斷出Z2故障。CH1和CH2跳閘隔離故障。同理，其他開關不動作。

圖1 典型配電網

這種模式的故障處理具有相對的獨立性，可以縮短故障處理的速度，故障一般不會擴展到非故障區，而且對系統沒有沖擊，但是對設備的要求高，終端設備間的通信網絡建設復雜，費用投入較大;而且沒有充分考慮分支線路和多電源閉環運行的情況。

1.3 基于FTU的集中式故障處理模式

在這種模式中［4－5］，需要在各開關上裝設饋線終端單元。在故障發生時，各饋線終端單元記錄下故障前及故障時的重要信息，如最大故障電流和故障前的負荷電流、最大故障功率等，并將上述信息傳至控制中心，經計算機系統分析后確定出故障區段和最佳供電恢復方案，最終以遙控方式隔離故障區段，恢復健全區段供電。這種基于通信的饋線自動化方案綜合了電流保護、RTU遙控及重合閘功能，能夠快速切除故障，在幾秒到幾十秒內實現故障隔離，在幾十秒到幾分鐘內實現恢復供電。集中模式完全避免了上述兩種模式的缺點，但對配電網通信的依賴性強，沒有將配電自動化的正常運行和緊急控制相分離。

采用智能終端與集中處理的配合的模式，這種模式以通信為基礎，無論是終端的智能電子設備與終端的智能電子設備之間，還是終端的智能電子設備與主站之間都可以相互進行信息傳遞。一方面它可以不依賴于通信系統實現饋線自動化功能，另一方面它可以為集中控制方式提供一種后備措施。汲取兩種控制方式的優點，利用就地控制的優點彌補遠方集中控制在線路故障等特殊情況下的不足，力求達到完善的控制。但是關鍵性技術通信網絡的故障將會導致故障處理功能的癱瘓。

2 饋線自動化新模式的探索

由前所述可知，現有的三種故障處理模式都有一定的局限性，利用三級級差保護可以將主干線、分支線與用戶線等線路故障利用設定的延時時差相區分，不會造成全線的動作，再配合電壓時間型分段器將故障有選擇的切除。

2.1 三級級差保護的實現

永磁操作機構通過工作參數的設計和配合，分閘時間可做到10 ms左右。無觸點電子式分合閘驅動電路延時時間可以小于1 ms，快速保護算法可在10 ms左右完成故障判斷。綜上，快速斷路器可在30 ms將故障切除。此快速斷路器安裝在如圖2所示的B1－B4處。考慮一定的時間裕度，上一級饋線開關可設置100～150 ms的保護動作延時時間，即A5與A6處。變壓器出口的斷路器S1正常在故障后0.5 s跳閘，仍有200～250 ms的級差。

2.2 三級極差保護的配置原理

三級級差保護的典型配置一般有兩種情況。

1)變電站出線開關、饋線分支開關與用戶之間的三級級差保護，如圖2所示。時間如上文所述。

圖2 變電站出線開關，饋線分友開關與用戶之間的典型三級級差保護

圖3 變電站出線開關，環網柜出線開關與中間某一級環網柜的進線開關之間的典型三級級差保護

2.3 新模式的故障處理機制

當主干線路發生故障時，由于線路類型的不同，處理方式略有區別。

主干線路為全架空線路，故障處理的策略為:

1)饋線故障后，變壓器出線斷路器動作跳閘切除故障點。

2)0.5 s的延時后，變壓器出線斷路器重合閘，若重合閘成功則為瞬時性故障;若重合閘失敗則為永久性故障。

3)若為永久性故障沿著主干線路的電壓時間型分段器依次重合找出故障位置。

4)主站經過分析計算后，遙控故障區域附近的聯絡開關，完成負荷轉移，恢復非故障區的供電。

主干線路為全電纜線路，故障處理的策略為:

1)饋線發生故障即一定為永久性故障，變壓器出線斷路器動作跳閘切除故障點。

2)若為永久性故障沿著主干線路的電壓時間型分段器依次重合找出故障位置。

3)主站經過分析計算后，遙控故障區域附近的聯絡開關，完成負荷轉移，恢復非故障區的供電。

當饋線分支或用戶分支發生故障時見圖2，故障處理的策略為:

1)相應的斷路器動作跳閘切除故障點。

2)若跳閘開關所在線路為架空線路，則經過0.5延時后啟動重合閘。若重合閘成功則為瞬時性故障，重合失敗則為永久性故障。若跳閘開關所在線路為電纜線路，則直接確定為永久性故障。

3)若為永久性故障沿著主干線路的電壓時間型分段器依次重合找出故障位置。

4)主站經過分析計算后，遙控故障區域附近的聯絡開關，完成負荷轉移，恢復非故障區的供電。

當饋線發生故障時，通過三級級差保護和電壓時間型分段器實現故障區域快速的有選擇性的切除，不受通信網絡的限制。故障隔離后，主站通過判斷分析FTU上傳的故障信息，無論任何網絡結構都可以給出非故障區故障恢復方案。

3 結論

本文主要介紹了饋線自動化現有的三種實現方案的原理以及優缺點。并針對智能終端模式及集中式故障處理模式對通信系統的依賴性強而基于重合器的就地處理模式使得故障的切除和隔離相分離，故障恢復沒有選擇性、時間長等缺陷，提出了三級級差保護與集中式故障處理的配合的饋線自動化新模式，實現了對故障區域的準確定位與快速隔離及在最短時間內恢復對故障區域的供電。

［1］李軍.韓國配電網自動化系統的發展(一)［J］.江蘇電機工程，1999，18(3):53 －55.

［2］楊紹軍.基于智能開關設備的配電網線路自動化技術［J］.電力設備，2007，8(12):6 －9.

［3］劉海濤，沐連順，蘇劍.饋線自動化系統的集中智能控制模式［J］.電網技術，2007，31(23):17 －2.

［4］劉健，程紅麗，李啟瑞.重合器與電壓－電流型開關配合的饋線自動化［J］.電力系統自動化，2003，27(22):68－71.

［5］周念成，賈延海，趙淵.一種新的配電網快速保護方案［J］.電網技術，2005，29(23):68－73.