实现馈线自动化的新模式

沈梓正，秦立军

(华北电力大学现代电力研究院，北京102206)

0 引言

随着经济的快速发展，各项经济指标的达成均要求提供优质的供电质量，而设备老旧、改造施工和气候影响等对电网供电的破坏性影响日益加剧。因此，通过馈线自动化实现故障的快速定位、隔离和恢复，减少停电时间、缩小停电范围对确保配电网正常运行具有重要的现实意义［1］。

1 馈线自动化现有模式

馈线自动化作为配电自动化系统中最核心的组成部分，其功能主要是在馈线发生故障时迅速获取故障信息，实现对故障区域的准确定位与快速隔离，并在最短时间内恢复对非故障区域的供电。由于配电网供电半径短，发生线路故障时，流过各分段开关的短路电流差别小，无法设置多级差保护，因此早期的馈线故障处理只是简单地利用变压器出口电流速断保护断路器切断故障，扩大了故障范围，缺乏故障判断能力。目前随着通信技术以及开关设备自动化技术的发展，馈线自动化形成了三种故障处理模式，下面分别介绍各种模式的原理及优缺点。

1.1 基于重合器的就地处理模式

该模式所需的主要设备为重合器和分段器，现场的FTU可以自行进行故障判断和隔离，不需要通信系统和主站的建设，根据配合方式的不同主要有3种。

1)重合器与电压时间型分段器配合［2］:根据变电站出线断路器验出故障跳闸后，开关检测到线路失压跳闸。重合器到达整定时间后重合，沿线开关逐一合闸，合到故障位置，与故障点相连的开关检测到失压，开关跳开且闭锁在分闸状态。

2)重合器与过流脉冲计数型分段器［2］:开关检测到故障电流，并根据变电站出线重合闸开断故障电流动作次数确定故障区域，隔离故障线段，原理简单。

3)重合器与重合器配合:故障时，变压器出现断路器跳闸，重合失败后，沿故障线路的断路器依次按照预先的整定值进行分合操作，若重合成功则停止动作，若重合失败则重合器闭锁在分闸位置。

总之，就地处理模式原理简单，不需要通信和主站建设，节约投资。在故障处理方面，对于瞬时故障，恢复时间较长，需要借助开关依次闭合判断;对于永久性故障，经历一次重合闸和数次开关合闸才能完成故障区域判定，不能一次性实现故障的切除与隔离。设备需要根据电网结构而设定参数配合，适用于运行方式简单的网络。断路器的多次重合闸对设备和网络的冲击很大。

1.2 基于智能终端的快速保护模式

在这种模式中［3］，馈线开关配置的智能电子设备与两端相邻的设备交换故障信息和故障拒动信息，即智能电子设备间可以相互通信。

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如图1所示的一个典型配电网。当开关CHT处于断开状态，即系统开环运行时，当馈线Z2发生故障时，开关CB1的智能电子设备采集到的CB1、CH1都流过故障电流的信息，表示故障不在Z1上。开关CH1的智能电子设备采集到CB1、CH1过流，CH2没有过流，判断出故障发生在Z2上，CH1跳闸。同理CH2也跳闸，CHT检测到CB1所在的馈线失压但是未采集到CH2流过故障电流，判断出故障不在Z3上，经过一定的延时，CHT自动合闸，恢复对馈线Z3的供电。

当CHT处于闭合状态，即系统闭环运行时，同样是Z2发生故障。开关CB1的智能电子设备采集到的CB1、CH1都流过故障电流的信息，但是CH1的故障功率方向是指向馈线Z1外部，说明故障点不在Z1上。CH1采集到CB1、CH1和CH2都有故障电流流过，而且CH1、CH2的故障功率方向都指向线路Z2，判断出Z2故障。CH1和CH2跳闸隔离故障。同理，其他开关不动作。

图1 典型配电网

这种模式的故障处理具有相对的独立性，可以缩短故障处理的速度，故障一般不会扩展到非故障区，而且对系统没有冲击，但是对设备的要求高，终端设备间的通信网络建设复杂，费用投入较大;而且没有充分考虑分支线路和多电源闭环运行的情况。

1.3 基于FTU的集中式故障处理模式

在这种模式中［4－5］，需要在各开关上装设馈线终端单元。在故障发生时，各馈线终端单元记录下故障前及故障时的重要信息，如最大故障电流和故障前的负荷电流、最大故障功率等，并将上述信息传至控制中心，经计算机系统分析后确定出故障区段和最佳供电恢复方案，最终以遥控方式隔离故障区段，恢复健全区段供电。这种基于通信的馈线自动化方案综合了电流保护、RTU遥控及重合闸功能，能够快速切除故障，在几秒到几十秒内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。集中模式完全避免了上述两种模式的缺点，但对配电网通信的依赖性强，没有将配电自动化的正常运行和紧急控制相分离。

采用智能终端与集中处理的配合的模式，这种模式以通信为基础，无论是终端的智能电子设备与终端的智能电子设备之间，还是终端的智能电子设备与主站之间都可以相互进行信息传递。一方面它可以不依赖于通信系统实现馈线自动化功能，另一方面它可以为集中控制方式提供一种后备措施。汲取两种控制方式的优点，利用就地控制的优点弥补远方集中控制在线路故障等特殊情况下的不足，力求达到完善的控制。但是关键性技术通信网络的故障将会导致故障处理功能的瘫痪。

2 馈线自动化新模式的探索

由前所述可知，现有的三种故障处理模式都有一定的局限性，利用三级级差保护可以将主干线、分支线与用户线等线路故障利用设定的延时时差相区分，不会造成全线的动作，再配合电压时间型分段器将故障有选择的切除。

2.1 三级级差保护的实现

永磁操作机构通过工作参数的设计和配合，分闸时间可做到10 ms左右。无触点电子式分合闸驱动电路延时时间可以小于1 ms，快速保护算法可在10 ms左右完成故障判断。综上，快速断路器可在30 ms将故障切除。此快速断路器安装在如图2所示的B1－B4处。考虑一定的时间裕度，上一级馈线开关可设置100～150 ms的保护动作延时时间，即A5与A6处。变压器出口的断路器S1正常在故障后0.5 s跳闸，仍有200～250 ms的级差。

2.2 三级极差保护的配置原理

三级级差保护的典型配置一般有两种情况。

1)变电站出线开关、馈线分支开关与用户之间的三级级差保护，如图2所示。时间如上文所述。

图2 变电站出线开关，馈线分友开关与用户之间的典型三级级差保护

图3 变电站出线开关，环网柜出线开关与中间某一级环网柜的进线开关之间的典型三级级差保护

2.3 新模式的故障处理机制

当主干线路发生故障时，由于线路类型的不同，处理方式略有区别。

主干线路为全架空线路，故障处理的策略为:

1)馈线故障后，变压器出线断路器动作跳闸切除故障点。

2)0.5 s的延时后，变压器出线断路器重合闸，若重合闸成功则为瞬时性故障;若重合闸失败则为永久性故障。

3)若为永久性故障沿着主干线路的电压时间型分段器依次重合找出故障位置。

4)主站经过分析计算后，遥控故障区域附近的联络开关，完成负荷转移，恢复非故障区的供电。

主干线路为全电缆线路，故障处理的策略为:

1)馈线发生故障即一定为永久性故障，变压器出线断路器动作跳闸切除故障点。

2)若为永久性故障沿着主干线路的电压时间型分段器依次重合找出故障位置。

3)主站经过分析计算后，遥控故障区域附近的联络开关，完成负荷转移，恢复非故障区的供电。

当馈线分支或用户分支发生故障时见图2，故障处理的策略为:

1)相应的断路器动作跳闸切除故障点。

2)若跳闸开关所在线路为架空线路，则经过0.5延时后启动重合闸。若重合闸成功则为瞬时性故障，重合失败则为永久性故障。若跳闸开关所在线路为电缆线路，则直接确定为永久性故障。

3)若为永久性故障沿着主干线路的电压时间型分段器依次重合找出故障位置。

4)主站经过分析计算后，遥控故障区域附近的联络开关，完成负荷转移，恢复非故障区的供电。

当馈线发生故障时，通过三级级差保护和电压时间型分段器实现故障区域快速的有选择性的切除，不受通信网络的限制。故障隔离后，主站通过判断分析FTU上传的故障信息，无论任何网络结构都可以给出非故障区故障恢复方案。

3 结论

本文主要介绍了馈线自动化现有的三种实现方案的原理以及优缺点。并针对智能终端模式及集中式故障处理模式对通信系统的依赖性强而基于重合器的就地处理模式使得故障的切除和隔离相分离，故障恢复没有选择性、时间长等缺陷，提出了三级级差保护与集中式故障处理的配合的馈线自动化新模式，实现了对故障区域的准确定位与快速隔离及在最短时间内恢复对故障区域的供电。

［1］李军.韩国配电网自动化系统的发展(一)［J］.江苏电机工程，1999，18(3):53 －55.

［2］杨绍军.基于智能开关设备的配电网线路自动化技术［J］.电力设备，2007，8(12):6 －9.

［3］刘海涛，沐连顺，苏剑.馈线自动化系统的集中智能控制模式［J］.电网技术，2007，31(23):17 －2.

［4］刘健，程红丽，李启瑞.重合器与电压－电流型开关配合的馈线自动化［J］.电力系统自动化，2003，27(22):68－71.

［5］周念成，贾延海，赵渊.一种新的配电网快速保护方案［J］.电网技术，2005，29(23):68－73.