甘南供电公司就地馈线自动化FA控制策略研究

曹 怡，赵和廷，曹旭东，汪丽君

（1.国网江西省电力有限公司九江供电分公司，江西 九江 332000；2.国网甘肃省电力公司甘南供电公司，甘肃 甘南 747000）

0 引言

甘南藏族自治州地理面积为38 521 km2，人口为69.1万，典型的地广人稀之地，10 kV线路平均长度为43.9 km，一条10 kV线路永久性故障可能造成几个乡镇停电。甘南地理位置和网架结构特别适合就地馈线自动化技术的推广，就地实现故障线路自愈，最大程度减少停电范围，故障精准定位，快速恢复故障线路送电[1-2]。电压时间型FA控制策略是通过开关“无压分闸、来电延时合闸”的工作特性，配合变电站出线开关二次合闸来实现，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电，出线开关和分段开关需分合两次[1-3]。

文中根据甘南公司配网实际需求，对电压电流型FA控制策略进行研究，10 kV主干线分段开关为“电压电流型”FA控制策略，通过“无压分闸、来电延时合闸、Y时限检测故障电流快速分闸”方式，配合变电站出线开关重合闸，实现故障定位与自动隔离故障，分支开关与变电站出线开关进行电流大小和时限极差保护配合，快速隔离分支故障。甘南公司正在基于D5000构建配网主站，逐步实现配网线路FTU开关三遥（遥测、遥控、遥信）功能，就地馈线自动化线路改造工作配合甘南配网主站实施。

1 就地馈线自动化线路的选择

公司开展试点配网10 kV线路“就地馈线自动化技术”改造，线路应选择有效单联络线路，负荷能够全面转供，线路应足够长，主干线上有至少两个分段开关，将线路分成三分段，主干线与联络开关均配置FTU开关，通过D5 000接入甘南配电自动化主站，实现三遥，所有分段开关和联络开关尽量选择同一个厂家同型号的设备，优先选择故障频发的郊区线路，避免选择有敏感用户或者重要用户的线路。

选取110 kV合作变10 kV合多线122作为试点线路，与35 kV门浪变10 kV卡加曼线通过联络开关F31连接，2019年底已完成10 kV合多线主线所有分段开关和联络开关的FTU开关更换，FTU自动化终端厂家为南京拢源汇能电力科技有限公司。由110 kV合作变出线算起，此线路总长29.71 km，共计Y129基电杆，18台公变，容量9 675 kVA，主线有变电站出线开关122，三个分段开关（D11、D21、D31），五个线路分支。该线路供电区域属于E类，无重要用户和重要负荷。

2 FA控制策略说明

2.1 常见的名词解释

1）就地型馈线自动化（FA）：指利用配电自动化终端监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、隔离和恢复供电[3-5]。

2）X时限：指开关合闸时间，若开关一侧来压持续时间没有超过X时限线路失压，则启动X闭锁，在来电时反向送电不合闸。可理解为X时限用于检测开关电源侧是否存在故障[1，4，6]。

3）Y时限：指故障检测时间，开关合闸后，如果Y时限内一直可以检测到电压，则Y时间后即使发生失电分闸，开关也不闭锁。合闸后，如果没有超过Y时限，线路有故障，则开关分闸，并保持在闭锁状态，正向送电不合闸。可理解为Y时限用于检测开关负荷侧是否存在故障[1，4，6]。

2.2 整定原则

2.2.1 分段开关及联络开关

1）在整定分段断路器的X时限时，应遵循任何时刻只允许仅有1台断路器合闸的原则，同一时刻不能有2台及以上开关合闸，以避免多个开关同时闭锁导致故障隔离区间扩大；

2）所有分段开关的X时限、Y时限推荐设置为7 s、5 s；若变电站仅配置一次重合闸且不能调整时且调度人员不参与出线开关遥控，第一个分段开关的Xs时限设置为21 s，其余分段开关设置7 s；

3）联络开关的合闸方式可采用手动方式、遥控操作方式（具备遥控条件时）或者自动延时合闸方式。采用自动延时合闸方式的联络开关X时限大于其两侧配电线路发生永久故障后，经重合器与分段器的第一次重合将电送到故障区段导致重合器再次跳闸的最长持续时间。为简化计算，X时限（XL）可设置为分段数（N）乘以15 s，即XL=N×15，Y时限仍设置为5 s。

2.2.2 分支开关

分支开关投瞬时过流和限时过流保护，不参与FA控制策略，应保证分支及用户线路可先于出线开关跳闸，防止越级跳闸。

2.3 对开关要求

2.3.1 变电站出线断路器CB1要求

断路器CB1保护采用瞬时电流（I段）和过电流（III段），一次重合闸。

2.3.2 主线分段开关要求

线路分段点（分段开关）FA设置为“分段”模式，采用“无压分闸、来电延时合闸、Y时限检测故障电流快速分闸”逻辑方式，X时限内检测到有压后又无压、反向闭锁合闸；Y时限内检测到有故障电流时快速分闸并正向闭锁合闸，检测到电源侧有压、无故障电流时闭锁分闸，检测到负荷侧有压、无故障电流时不闭锁分闸，并设置两侧有压闭锁合闸逻辑[2，4]。配网主站能远程投退FTU分/合闸出口软压板，远程复归FTU（有复归信号上传主站）、解除闭锁逻辑，遥分遥合分段开关、遥分遥合相当于解除闭锁逻辑。单相接地故障只告警不跳闸。

2.3.3 联络开关要求

联络点（联络开关）FA设置为“L（联络）”模式，采用“单侧失压长延时合闸、Y时限检测故障电流快速分闸、瞬时来电闭锁合闸”逻辑方式，XL时限内检测到有压、闭锁合闸，Y时限内检测到有故障电流快速分闸，并设置两侧有压闭锁合闸[2，4]。配网主站能远程投退FTU分/合闸出口软压板，远程复归FTU（有复归信号上传主站）、解除闭锁逻辑，遥分遥合分段开关、遥分遥合相当于解除闭锁逻辑。

3 就地馈线自动化FA故障处理逻辑

主干线开关电压电流型FA控制策略，配合变电站出线开关重合闸，实现故障定位与隔离自适应。Y时限内只判断故障电流快速分闸，不判无压，出线开关速断时限设置为0.2 s，从而避免出线开关重复跳闸。分支线开关通过级差保护和一次重合闸，快速隔离故障。10 kV合多线开关保护配置如表1所示。

表1 10 kV合多线开关保护配置

3.1 D31与F31之间永久故障

1）D31与F31之间发生永久故障，如图1所示。

图1 D31与F31之间永久性故障

2）CB1保护跳闸，D11、D21、D31失压分闸，F31启动XL时限，如图2所示。

图2 永久故障CB1、D11、D21、D31分闸

3）CB1在4 s后重合闸，如图3所示。

图3 永久故障CB1重合闸

4）D11启动X时限计时，D11在21 s后合闸，Y时限内未检测到故障电流，闭锁分闸，如图4所示。

图4 永久故障D11合闸

5）D21启动X时限计时。D21在7 s后合闸，Y时限内未检测到故障电流，闭锁分闸，如图5所示。

图5 永久故障D21合闸

6）D31启动X时限计时，D31在7 s后合闸，如图6所示。

图6 永久故障D31合闸

7）由于是永久性故障，D31故障电流加速分闸并正向闭锁合闸。F31瞬时加压闭锁，保持分闸状态，如图7所示。

图7 永久故障D31、F31闭锁合闸

3.2 D31与F31之间瞬时故障

1）D31与F31之间发生瞬间故障，如图8所示。

图8 D31与F31之间瞬时性故障

2）CB1保护跳闸，D11、D21、D31失压分闸，F31启动XL时限，如图9所示。

图9 瞬时故障CB1、D11、D21、D31分闸

3）CB1在4 s后重合闸。CB1重合闸成功，D11来电启动X时限计时，如图10所示。

图10 瞬时故障CB1重合闸

4）D11在21 s后合闸，Y时限内未检测到故障电流，闭锁分闸。D21来电启动X时限计时，如图11所示。

图11 瞬时故障D11合闸

5）D21在7 s后合闸，Y时限未检测到故障电流，闭锁分闸。D31来电启动X时限计时，如图12所示。

图12 瞬时故障D21合闸

6）D31在7 s后合闸，Y时限未检测到故障电流，闭锁分闸。F31在XL时限内检测到来电，不合闸，如图13所示。

图13 瞬时故障D31合闸、闭锁F31延时合闸

4 结语

从上述FA故障处理逻辑中可以得出结论，改进型的电压电流型FA控制策略，出线开关和分段开关分合闸一次就可以实现故障隔离，相比电压时间型FA，在缩短隔离故障时间的同时，减少开关分合闸次数，延长开关寿命。甘南公司正结合D5 000甘南配网主网的建立，稳步推进就地馈线自动化技术的实施，提升配网停电时长等指标，提高供电可靠性，优质服务，践行人民电业为人民的企业宗旨。