现代农村智能配电网新型现场馈线自动化技术应用

摘要：针对目前我国农村地区的配电网中压线路配置传统的电压-时间型、电压-电流-时间型、自适应综合型等就地馈线自动化技术均需要变电站出线断路器配置2或3次重合闸，而国网系统内变电站出线断路器均只配置1次重合闸的现状，提出应用一种适用于现代化农村智能配电网的新型就地馈线自动化技术方案，该方案只需出线断路器1次重合闸配合即可完成线路故障段的就地定位与隔离，以及非故障区间线路的供电恢复，节约了人力成本，缩短了用户的停电时间。

关键词：现代化农村;智能配电网;就地馈线自动化

近年来，信息技术、电力电子技术、电力自动化技术日新月异，加速推进了智能配电网的建设进程，其中配电自动化是提高供电可靠性的重要手段，也是智能配电网的重要组成部分[1]。先进的配电自动化技术已在城市和重点城区试点或推广应用[2-4]。目前在城市中推广应用的配电自动化技术，在农村环境下推广应用时，会有诸多局限性，例如智能分布式配电自动化技术需要全线敷设光缆，在农村地区的实施条件并不成熟[5-6]。我国农村中压配电线路仍以传统的级差保护为主，少量的配有就地重合式配电自动化技术，但传统的电压-时间型、电压-电流-时间型、自适应综合型等就地馈线自动化技术均需要变电站出线断路器配置2或3次重合闸，国网系统内变电站出线断路器均只配置1次重合闸，在使用效果上存在进一步改进的空间。随着我国经济的发展，全面步入小康社会目标的达成，农村用电负荷对供电可靠性的要求也日益提高，急需一种经济适用、高效可靠的配电自动化技术，用于提高现代化农村用户的用电可靠性，切实降低农村用户的年平均停电时间。

1传统就地馈线自动化技术

就地型重合器式馈线自动化根据不同判据，目前可分为3类：电压-时间型、电压-电流-时间型、自适应综合型[7]。a.电压-时间型馈线自动化。依靠配电终端(feederterminalunit，FTU)检测分段两侧有无电压后做出相应分合闸指令的工作原理，通过变电站出线断路器1次重合闸完成故障段线路的隔离，2次重合闸完成非故障区间线路的供电恢复。

b.电压-电流-时间型馈线自动化。依靠FTU检测分段断路器两侧失压与过流的次数，通过变电站出线断路器的3次重合闸，逐步完成中压线路故障的处理。变电站出线断路器1次重合闸完成线路瞬时性故障的处理，2次重合闸完成故障段线路的隔离，3次重合闸完成非故障区间线路的供电恢复。c.自适应综合型馈线自动化。此类型FTU在a.图1为线路正常供电状态馈线自动化动作逻辑，BC1、BC2为变电站内中压线路出线断路器，BF01、BF02、BF03为中压线路1的分段断路器，BF04、BF05、BF06为中压线路2的分段断路器，BL为线路1和线路2的联络断路器。

具备电压-时间型FTU的工作特性外，同时具备单b.假定BF02与BF03的区间内发生故障，故障电相接地故障选线、选段功能，通过变电站出线断路器2次重合闸控制策略，实现多分段多联络多分支配电网架的故障处理。出线断路器1次重合闸完成故障段线路的隔离，2次重合闸完成非故障区间线路的供电恢复。

以上3种就地馈线自动化均需要变电站出线断路器配置2或3次重合闸，目前国家电网系统内变电站出线断路器均只配置1次重合闸，基于此现状，提出一种只需1次重合闸配合的就地馈线自动化技流超过变电站出线线路保护装置定值，经短延时0.2s后保护装置动作出口，跳开BC1，馈线自动化动作逻辑见图2。

图2BF02与BF03的区间内发生故障馈线自动化动作逻辑术方案。

感受到失压均分闸，馈线自动。

2新型馈线自动化技术方案

设计一种新型馈线自动化技术只需变电站出口断路器1次重合闸配合，即可完成故障区间定位、隔离，以及故障点上游非故障区间的供电，然后通过联络开关合闸恢复故障点下游非故障区段的供电。

当中压馈线发生短路故障时，变电站线路保护装置(设0.2s短延时)可靠动作，跳开出线断路器(circutbreaker，BC)，配电终端FTU检测到分段断路器两侧无电压后跳开分段断路器BF，BC延时合闸，当短路为瞬时故障时，分段断路器在FTU合闸指令下逐级延时合闸，线路恢复供电。当短路为永久故障时，分段断路器逐级检测到电压并延时X时间(检测到电压后的确认时间，可设置5～8s)合闸送出，当合闸至故障区段时，分段断路器立刻启动加速跳闸(0s)，并闭锁在分闸状态，故障点后端开关因感受瞬时来电未保持X时间，也闭锁在分闸状态(残压闭锁)。

2.1新型馈线自动化动作逻辑

2.1.1主干线瞬时故障处理逻辑g.BF03感受来电并延时X时间(可设置5～8s)后自动合闸，恢复全线供电，馈线自动化动作逻辑见图7。

2.1.2主干线永久故障处理逻辑

当发生永久性故障时，步骤a—e与发生瞬时故障时一致，当进行第f步时BF02感受来电并延时X时间(可设置5～8s)后自动合闸，BF02合闸于故障点，启动加速跳闸(0s)，同时BF02闭锁在分闸状态;BF03感受到残压(有压时间少于X时间)，BF03闭锁在分闸状态，完成故障段隔离，馈线自动化动作逻辑见图8。

联络断路器BL合闸，完成故障点下游非故障段供电。联络断路器的合闸方式可采用自动延时合闸方式、人工就地操作方式、遥控操作方式(具备遥控条件时)，馈线自动化动作逻辑见图9。

2.1.3分支故障处理逻辑

在农村中压线路的大分支处设置一台断路器代替原有的负荷开关，并配置瞬时速断保护(0s)和1次重合闸。当分支线路发生瞬时性故障时，由于变电站线路保护装置设有0.2s短延时，分支断路器瞬时速断保护(0s)优先动作出口跳开分支断路器，图9完成故障点下游非故障段供电馈线自动化动作逻辑并经2～3s延时后重合闸，分支断路器重合成功，分支线路供电恢复。当分支发生永久性故障时，分支断路器瞬时速断保护(0s)优先动作出口跳开分支断路器，并经2～3s延时后重合闸，重合于故障点，启动加速跳闸(0s)，实现故障隔离，在此期间变电站线路保护装置始终未动作出口跳闸，保证了主干线路上其他用户的供电可靠性。

2.2新型馈线自动化技术方案相关配置原则

2.2.1布点原则

a.中压主干线路的分段与联络断路器不再选用负荷开关，均选用成套断路器，主干线路上的分段断路器数量设置在4个以内。

b.中压线路的大分支处配置一台分支断路器，同样采用成套断路器，并为其配置瞬时速断保护(0s)和1次重合闸，与变电站线路保护装置(0.2s)设定级差配合。

c.在终端大用户与分支线路间配置分界断路器，避免用户界内的故障造成整条中压线路停电。2.2.2断路器动作时限a.X时限：延时合闸时限或开关合闸时间。FTU检测到开关一侧有电压后开始计时，计时超过X时限后，FTU发出合闸命令，开关自动合闸。若FTU检测到开关一侧有电压并开始计时后，计时未达到X时限，FTU检测到再次失压，FTU启动残压闭锁，之后当FTU再检测到另一侧有电压时，不再启动计时，闭锁在分闸状态。

b.合闸故障后加速跳闸：若断路器合闸于故障点，FTU监测到故障电流后，立刻启动0s跳闸，并闭锁在分闸状态。

c.短延时速断保护：变电站出线保护装置投入短延时速断保护(保护延时定值设0.2s)，并配置1次重合闸。

2.2.3配电自动化终端选用原则a.配套“二遥”动作型配电自动化FTU，具备通信条件的，可采用无线公网通信方式将采集信息上传至配电自动化主站。

b.由于主干线上采用的配电自动化终端不具备单相接地故障检测功能，配合暂态录波型故障指示器协助判断接地故障位置。在线路首段加装故障指示器1套，实现接地选线功能。在无馈线自动化的分支线路上可加装故障指示器，完善配电自动化主站线路信息。

2.3新型馈线自动化技术方案优势

新型馈线自动化动作逻辑不依赖于通信和主站，仅需要变电站出线断路器配置1次重合闸即可完成线路故障段的就地定位与隔离，以及非故障区间线路的供电恢复，大大节约人力成本，瞬时故障和永久故障处理速度快，动作可靠，运行维护简单，分段开关全部选用断路器，后期升级改造具备更大灵活性。

与新型馈线自动化相比，传统的电压-时间型和自适应型均需要变电站中压出线断路器配置2次重合闸，电压-电流-时间型需要变电站中压出线断路器配置3次重合闸，才能完成线路故障的就地定位与隔离，以及非故障区间线路的供电恢复。

目前10kV电压等级的负荷开关与真空断路器的造价成本相差不大，选用全断路器方案的投资成本与选用负荷开关方案的投资相差不大。

本文阐述了传统的电压-时间型、电压-电流-时间型、自适应综合型等就地馈线自动化技术的技术特点，传统的级差保护均需要变电站出线断路器配置2或3次重合闸，而国网系统内变电站出线断路器大都只配置1次重合闸，基于此现状，提出应用一种只需出线断路器1次重合闸配合，且适用于现代化农村智能配电网的新型就地馈线自动化技术方案，节约了人力成本，缩短了用户的停电时间。

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