現代化農村智能配電網新型就地饋線自動化技術應用研究

叢樹安，王騰龍，檀 悅，蔡世超，曹建春

(中國電力工程顧問集團東北電力設計院有限公司，長春 130021)

近年來，信息技術、電力電子技術、電力自動化技術日新月異，加速推進了智能配電網的建設進程，其中配電自動化是提高供電可靠性的重要手段，也是智能配電網的重要組成部分[1]。先進的配電自動化技術已在城市和重點城區試點或推廣應用[2-4]。目前在城市中推廣應用的配電自動化技術，在農村環境下推廣應用時，會有諸多局限性，例如智能分布式配電自動化技術需要全線敷設光纜，在農村地區的實施條件并不成熟[5-6]。我國農村中壓配電線路仍以傳統的級差保護為主，少量的配有就地重合式配電自動化技術，但傳統的電壓-時間型、電壓-電流-時間型、自適應綜合型等就地饋線自動化技術均需要變電站出線斷路器配置2或3次重合閘，國網系統內變電站出線斷路器均只配置1次重合閘，在使用效果上存在進一步改進的空間。隨著我國經濟的發展，全面步入小康社會目標的達成，農村用電負荷對供電可靠性的要求也日益提高，急需一種經濟適用、高效可靠的配電自動化技術，用于提高現代化農村用戶的用電可靠性，切實降低農村用戶的年平均停電時間。

1 傳統就地饋線自動化技術

就地型重合器式饋線自動化根據不同判據，目前可分為3類：電壓-時間型、電壓-電流-時間型、自適應綜合型[7]。

a.電壓-時間型饋線自動化。依靠配電終端(feeder terminal unit，FTU)檢測分段兩側有無電壓后做出相應分合閘指令的工作原理，通過變電站出線斷路器1次重合閘完成故障段線路的隔離，2次重合閘完成非故障區間線路的供電恢復。

b.電壓-電流-時間型饋線自動化。依靠FTU檢測分段斷路器兩側失壓與過流的次數，通過變電站出線斷路器的3次重合閘，逐步完成中壓線路故障的處理。變電站出線斷路器1次重合閘完成線路瞬時性故障的處理，2次重合閘完成故障段線路的隔離，3次重合閘完成非故障區間線路的供電恢復。

c.自適應綜合型饋線自動化。此類型FTU在具備電壓-時間型FTU的工作特性外，同時具備單相接地故障選線、選段功能，通過變電站出線斷路器2次重合閘控制策略，實現多分段多聯絡多分支配電網架的故障處理。出線斷路器1次重合閘完成故障段線路的隔離，2次重合閘完成非故障區間線路的供電恢復。

以上3種就地饋線自動化均需要變電站出線斷路器配置2或3次重合閘，目前國家電網系統內變電站出線斷路器均只配置1次重合閘，基于此現狀，提出一種只需1次重合閘配合的就地饋線自動化技術方案。

2 新型饋線自動化技術方案

設計一種新型饋線自動化技術只需變電站出口斷路器1次重合閘配合，即可完成故障區間定位、隔離，以及故障點上游非故障區間的供電，然后通過聯絡開關合閘恢復故障點下游非故障區段的供電。

當中壓饋線發生短路故障時，變電站線路保護裝置(設0.2 s短延時)可靠動作，跳開出線斷路器(circut breaker，BC)，配電終端FTU檢測到分段斷路器兩側無電壓后跳開分段斷路器BF， BC延時合閘，當短路為瞬時故障時，分段斷路器在FTU合閘指令下逐級延時合閘，線路恢復供電。當短路為永久故障時，分段斷路器逐級檢測到電壓并延時X時間(檢測到電壓后的確認時間，可設置5～8 s)合閘送出，當合閘至故障區段時，分段斷路器立刻啟動加速跳閘(0 s)，并閉鎖在分閘狀態，故障點后端開關因感受瞬時來電未保持X時間，也閉鎖在分閘狀態(殘壓閉鎖)。

2.1 新型饋線自動化動作邏輯

2.1.1 主干線瞬時故障處理邏輯

a. 圖1為線路正常供電狀態饋線自動化動作邏輯， BC1、BC2為變電站內中壓線路出線斷路器， BF01、BF02、BF03為中壓線路1的分段斷路器， BF04、BF05、BF06為中壓線路2的分段斷路器， BL為線路1和線路2的聯絡斷路器。

圖1 線路正常供電狀態饋線自動化動作邏輯

b.假定BF02與BF03的區間內發生故障，故障電流超過變電站出線線路保護裝置定值，經短延時0.2 s后保護裝置動作出口，跳開BC1，饋線自動化動作邏輯見圖2。

圖2 BF02與BF03的區間內發生故障饋線自動化動作邏輯

c. BF01、BF02、BF03感受到失壓均分閘，饋線自動化動作邏輯見圖3。

圖3 BF01、BF02、BF03感受到失壓均分閘饋線自動化動作邏輯

d.3 s后，變電站BC1自動重合閘，饋線自動化動作邏輯見圖4。

圖4 BC1自動重合閘饋線自動化動作邏輯

e. BF01感受來電并延時X時間(可設置5～8 s)后自動合閘，饋線自動化動作邏輯見圖5。

圖5 BF01感受來電并延時X時間后自動合閘，饋線自動化動作邏輯

f.BF02感受來電并延時X時間(可設置5～8 s)后自動合閘，由于是瞬時故障，此時故障消失， BF02合閘后無故障電流， BF02合閘成功，饋線自動化動作邏輯見圖6。

圖6 BF02合閘成功饋線自動化動作邏輯

g.BF03感受來電并延時X時間(可設置5～8 s)后自動合閘，恢復全線供電，饋線自動化動作邏輯見圖7。

圖7 恢復全線供電饋線自動化動作邏輯

2.1.2 主干線永久故障處理邏輯

當發生永久性故障時，步驟a—e與發生瞬時故障時一致，當進行第f步時BF02感受來電并延時X時間(可設置5～8 s)后自動合閘， BF02合閘于故障點，啟動加速跳閘(0 s)，同時BF02閉鎖在分閘狀態； BF03感受到殘壓(有壓時間少于X時間)，BF03閉鎖在分閘狀態，完成故障段隔離，饋線自動化動作邏輯見圖8。

圖8 完成故障段隔離時饋線自動化動作邏輯

聯絡斷路器BL合閘，完成故障點下游非故障段供電。聯絡斷路器的合閘方式可采用自動延時合閘方式、人工就地操作方式、遙控操作方式(具備遙控條件時)，饋線自動化動作邏輯見圖9。

圖9 完成故障點下游非故障段供電饋線自動化動作邏輯

2.1.3 分支故障處理邏輯

在農村中壓線路的大分支處設置一臺斷路器代替原有的負荷開關，并配置瞬時速斷保護(0 s)和1次重合閘。當分支線路發生瞬時性故障時，由于變電站線路保護裝置設有0.2 s短延時，分支斷路器瞬時速斷保護(0 s)優先動作出口跳開分支斷路器，并經2～3 s延時后重合閘，分支斷路器重合成功，分支線路供電恢復。當分支發生永久性故障時，分支斷路器瞬時速斷保護(0 s)優先動作出口跳開分支斷路器，并經2～3 s延時后重合閘，重合于故障點，啟動加速跳閘(0 s)，實現故障隔離，在此期間變電站線路保護裝置始終未動作出口跳閘，保證了主干線路上其他用戶的供電可靠性。

2.2 新型饋線自動化技術方案相關配置原則

2.2.1 布點原則

a.中壓主干線路的分段與聯絡斷路器不再選用負荷開關，均選用成套斷路器，主干線路上的分段斷路器數量設置在4個以內。

b.中壓線路的大分支處配置一臺分支斷路器，同樣采用成套斷路器，并為其配置瞬時速斷保護(0 s)和1次重合閘，與變電站線路保護裝置(0.2 s)設定級差配合。

c.在終端大用戶與分支線路間配置分界斷路器，避免用戶界內的故障造成整條中壓線路停電。

2.2.2 斷路器動作時限

a.X時限：延時合閘時限或開關合閘時間。FTU檢測到開關一側有電壓后開始計時，計時超過X時限后，FTU發出合閘命令，開關自動合閘。若FTU檢測到開關一側有電壓并開始計時后，計時未達到X時限，FTU檢測到再次失壓，FTU啟動殘壓閉鎖，之后當FTU再檢測到另一側有電壓時，不再啟動計時，閉鎖在分閘狀態。

b.合閘故障后加速跳閘：若斷路器合閘于故障點，FTU監測到故障電流后，立刻啟動0 s跳閘，并閉鎖在分閘狀態。

c.短延時速斷保護：變電站出線保護裝置投入短延時速斷保護(保護延時定值設0.2 s)，并配置1次重合閘。

2.2.3 配電自動化終端選用原則

a.配套“二遙”動作型配電自動化FTU，具備通信條件的，可采用無線公網通信方式將采集信息上傳至配電自動化主站。

b.由于主干線上采用的配電自動化終端不具備單相接地故障檢測功能，配合暫態錄波型故障指示器協助判斷接地故障位置。在線路首段加裝故障指示器1套，實現接地選線功能。在無饋線自動化的分支線路上可加裝故障指示器，完善配電自動化主站線路信息。

2.3 新型饋線自動化技術方案優勢

新型饋線自動化動作邏輯不依賴于通信和主站，僅需要變電站出線斷路器配置1次重合閘即可完成線路故障段的就地定位與隔離，以及非故障區間線路的供電恢復，大大節約人力成本，瞬時故障和永久故障處理速度快，動作可靠，運行維護簡單，分段開關全部選用斷路器，后期升級改造具備更大靈活性。

與新型饋線自動化相比，傳統的電壓-時間型和自適應型均需要變電站中壓出線斷路器配置2次重合閘，電壓-電流-時間型需要變電站中壓出線斷路器配置3次重合閘，才能完成線路故障的就地定位與隔離，以及非故障區間線路的供電恢復。

目前10 kV電壓等級的負荷開關與真空斷路器的造價成本相差不大，選用全斷路器方案的投資成本與選用負荷開關方案的投資相差不大。

3 結論及建議

本文闡述了傳統的電壓-時間型、電壓-電流-時間型、自適應綜合型等就地饋線自動化技術的技術特點，傳統的級差保護均需要變電站出線斷路器配置2或3次重合閘，而國網系統內變電站出線斷路器大都只配置1次重合閘，基于此現狀，提出應用一種只需出線斷路器1次重合閘配合，且適用于現代化農村智能配電網的新型就地饋線自動化技術方案，節約了人力成本，縮短了用戶的停電時間。