10 kV饋線快速保護方案

于立濤，朱中華，王文龍

（1.青島供電公司，山東省青島市，266002；2.南京南瑞繼保電氣有限公司，南京市，211102）

0 引言

2009年底，青島被國家電網公司列為配電自動化試點建設城市之一。目前，饋線自動化系統（feeder automation，FA）能夠隔離故障區域、恢復受故障影響的健全區域供電，對于提高供電可靠性，減小停電面積、縮短停電時間具有重要意義[1-4]。另外還有依靠智能開關設備（重合器和分段器）的相互配合達到隔離故障和恢復健全區域供電的方式[5-7]。青島供電公司本次試點區域將采用2種模式來實現不同區域線路的饋線自動化：一是集中型全自動FA。主站根據各配電終端檢測到的故障報警，結合變電站、開閉所等的繼電保護信號、開關跳閘等故障信息，啟動故障處理程序，確定故障類型和發生位置。采用聲光、語音、打印事件等報警形式，并在自動推出的配網單線圖上，通過網絡動態拓撲著色的方式明確地表示出故障區段，根據需要，主站可提供事故隔離和恢復供電的1個或2個以上的操作預案，輔助調度員進行遙控操作，達到快速隔離故障和恢復供電的目的[8-11]。二是智能分布式FA與配網自動化相結合。配電終端之間通過相互間通信確定故障區域，然后快速實現故障區域的精確隔離，配電終端再將故障定位和隔離的結果上報給配電主站，配電主站根據終端上報的故障信息來恢復非故障區域的供電。

本文以青島配網自動化試點工程為基礎，分析了智能分布式FA與配網自動化相結合的方案，對方案的實施和保護動作邏輯進行了分析說明，提出了一種基于光纖快速通信實現10 kV饋線快速保護的方案。

1 通信模式與饋線終端單元的聯絡關系

為實現饋線網絡保護，饋線終端單元（feeder term inalunit，FTU）與相鄰的FTU之間要具備點對點通信的能力，建立橫向通信聯絡，采用以太網接口，通信介質為光纖，實時交互饋線網絡保護需要的相關信息。

圖1 FTU通信圖Fig.1 Diagram of FTU communication

對于“手拉手”線路的FTU之間，如圖1所示K5與K4、K6開關之間是“手拉手”連接，K5的FTU需要3個通信口，其中K5與K4、K6之間交互網絡保護信息需要2個以太網口；另1個網絡口負責與主站/子站通信。對于“T”接線路的FTU之間，如圖1所示K2、K3、K4之間是“T”接，K2的FTU需要4個通信口，其中K2與K1、K3、K4之間交互網絡保護信息需要3個以太網口；另1個網絡口負責與主站/子站通信。K4的通信口個數與K2相同。

2 試點區域的改動及技術要求

2.1 現狀

變電站側的10 kV線路開關均為斷路器，帶二段式電流保護，配置速斷21A 0 s過流7A 0.3 s（CT變比：400/5）。架空線路配有重合閘。

架空線路主干線路上安裝的柱上開關全部為負荷開關。架空線的用戶側一般采用戶內斷路器或戶外跌落式開關。

2.2 改動及技術要求

變電站側的10 kV線路保護裝置不動，在整定值中取消原電流速斷保護（21 A 0 s），保留過流保護（7A 0.3 s）及重合閘功能。過流保護作為全線的遠后備。變電站側10 kV線路原電流速斷保護功能由FTU實現，參與該條線路的快速保護處理。要求整條線路任1點的主保護動作延時不大于120ms、后備保護動作延時不大于200ms（均包含斷路器機構最大分斷故障電流時間70ms），基于光纖通道傳遞信息，實現全線速動保護。

如果線路上的故障在200ms內未切除，則由原線路保護0.3 s動作切除變電站側10 kV線路開關。

原負荷開關需要更換為斷路器，具備饋線故障電流分斷能力。斷路器要具備電動操作機構，可通過開閉所終端單元（distribution term inal unit，DTU）或FTU遙控分/合閘。要求其電動操作機構能在70ms時間內分斷線路故障電流（從電動操作機構接收到外部分閘電信號開始計算時間）。建議斷路器內置三相保護級電流互感器。

要求FTU具備對線路過流故障（兩相短路、三相短路）的檢測能力；三相涌流檢測能力。能準確檢測空投變壓器、帶電動機重合等情況，避免誤動；具備饋線網絡保護功能，實現饋線的故障區段準確定位，在40ms以內切除區段故障，實現故障隔離（不含斷路器機構分斷故障電流時間）；具備重合閘功能，排除線路上的瞬時性故障；具備近后備保護功能，在故障點臨近開關拒動時，由上級開關的FTU近后備保護切除故障。

3 保護動作基本邏輯分析

3.1 F1處故障

配電網結構如圖2所示。K6檢測到故障電流（開關在合位），K7沒有檢測到故障電流（開關在合位），故障信息1個有1個無，即認為故障點在這2個開關之間。K5檢測到故障電流（開關在合位），K6也檢測到故障電流（開關在合位），2個都有故障信息，即認為故障點在這2個開關的區域外。

3.2 F2處故障

圖2 配網結構圖Fig.2 Structure of distribution network

K6和K7都沒有檢測到故障電流（開關在合位），2個都沒有故障信息，即認為故障點在這2個開關之外。

3.3 F3處故障

K7檢測到故障電流（開關在合位），L1沒有檢測到故障電流（開關在分位），故障信息1個有1個無，即認為故障點在這2個開關之間。

3.4 F4處故障

K1檢測到故障電流（開關在合位），K2沒有檢測到故障電流（開關在合位），K3沒有檢測到故障電流（開關在合位），3個中只有1個有故障信息，即認為故障點在“T”接點上。

3.5 F5處故障

K1檢測到故障電流（開關在合位），K3檢測到故障電流（開關在合位），K2沒有檢測到故障電流（開關在合位），3個中有2個有故障信息，即認為故障點在“T”接點之外。

3.6 F6處故障

K1、K2、K3都沒有檢測到故障電流（開關在合位），3個都沒有故障信息，即認為故障點在“T”接點之外。變電站的出線開關A的FTU檢測到故障電流，K1沒有檢測到故障電流，即認為故障點在出線開關A和K1之間。K1和變電站的出線A開關斷開，F6故障被隔離。主站遙控合閘聯絡開關L1，出線A的非故障區域負荷轉由出線B供電。

3.7 F7處故障

K8開關為線路末端開關，如果K8檢測到故障電流，直接判定K8下游有故障。是否“末端開關”，可作為裝置定值進行整定。

由上述分析可知，以上邏輯對故障的判定并不依賴于故障電流的方向。

4 重合閘投入時的保護邏輯分析

4.1“手拉手”開關重合閘

如圖2中F1點故障：K6、K7處的DTU（或FTU）通過饋線網絡保護在故障定位完成后，檢測到故障電流的K6處DTU（或FTU），先保護動作出口，跳閘K6開關；K7開關先不動作。

在K6合閘儲能完成的條件下經固定延時（可整定），重合閘K6。

如果F1為永久性故障，K6處DTU（或FTU）再次檢測到故障電流，重合閘后加速動作，直接跳閘K6；在重合閘后加速動作的同時，K6處DTU（或FTU）向K7處發送重合閘后加速動作信息，K7處DTU（或FTU）收到該信息，直接跳閘K7。至此，F1點被隔離。

如果F1為瞬時性故障，K6重合閘后，DTU（或FTU）沒有再檢測到故障電流，重合閘成功，瞬時性故障排除。

4.2 “T”接點開關重合閘

如圖2中F4點故障：K1、K2、K3處的DTU（或FTU）通過饋線網絡保護在故障定位完成后，檢測到故障電流的K1處DTU（或FTU），先保護動作出口，跳閘K1開關；K2、K3開關先不動作。在K1合閘儲能完成的條件下經固定延時（延時可整定），重合閘K1。

如果F4為永久性故障，K1處DTU（或FTU）再次檢測到故障電流，重合閘后加速動作，直接跳閘K1；在重合閘后加速動作的同時，K1處DTU（或FTU）向K2、K3處發送重合閘后加速動作信息，K2、K3處DTU（或FTU）收到該信息，直接跳閘K2、K3。至此，F1點被隔離。如果F1為瞬時性故障，K1重合閘后，DTU（或FTU）沒有再檢測到故障電流，重合閘成功，瞬時性故障排除。

5 防開關拒動邏輯分析

如圖2中F1點故障：K6、K7處的DTU（或FTU）通過饋線網絡保護在故障定位完成后，K6有故障電流流過，會立即發“故障定位在本處”的信息給臨近的K5處DTU（或FTU），K5處DTU（或FTU）即啟動近后備保護功能（K5與K6同時檢測到故障電流）。

K5臨近的DTU（或FTU）在變電站饋線開關處，因為K5不是故障臨近點開關，給變電站饋線開關處DTU（或FTU）發送“故障定位不在本處”的信息，不啟動近后備保護。

K5從檢測到故障電流開始計算時間，在固定時延之后（時間可整定，在本方案中可整定為120ms）仍然檢測到故障電流（如K6拒動），近后備保護動作出口，直接跳閘K5開關。K6開關因拒動，DTU（或FTU）會發送“拒動”信息給K7，讓K7直接跳閘。

6 應用實例分析

6.1 實例配網接線

35 kV軟件園站的10 kV軟學線與35 kV辛家莊站的10 kV大學線建立了“手拉手”關系，KG5為聯絡開關，正常在斷開位置，其他開關正常在閉合位置。如圖3所示。模擬瞬時性故障，故障點位于KG1與KG2之間；故障前有1A（二次電流）的負荷電流；裝置的重合閘功能投入。

6.2 KG1跳閘情況分析

圖4為KG1處FTU采集的本裝置以及接收到相鄰裝置保護信息的事件報告，采用各裝置SOE事件的相對時標可計算時間差。“回路1”為本回路即KG1，“鄰開關”為相鄰開關KG2。根據該報告可以看出，序號7的事件為“回路1過流3段動作”時間為08：45：21.785；序號12的事件為“回路1網絡保護上游動作”，時間為08：45：21.797，因此，可以看出12 ms KG1判定本側FTU位于故障點上游并發跳閘命令給KG1斷路器。

6.3 KG2跳閘情況分析

根據事件報告可以看出，序號9的事件為“鄰開關1網絡保護啟動”，時間為08：45：21.790；序號13的事件為“鄰開關1判定為下游”，時間為08：45：21.800，因此，可以看出10ms KG2判定本側FTU位于故障點下游，KG2開關不動作。

6.4 試驗結果

KG1判定位于故障點相鄰上游（簡稱“上游”），跳閘后重合成功；KG2判定位于故障點相鄰下游（簡稱“下游”），但不跳閘。由于通信采用點對點直接互聯方式中間環節僅有光纖，故通道延時可忽略。以上可以看出從保護動作時間12ms加上開關固有動作時間40ms，故障切除時間可縮短到52ms。

7 結論

結合配網自動化的實施，提出了基于光纖通信的饋線快速保護的技術方案。當保護動作時，實現故障的準確定位與隔離的同時，可發送命令到配網自動化主站系統，由主站系統實現網絡重構與恢復。本方案是針對青島地區典型配網供電模式設計的保護自動化解決方案，基于高速的光纖通信網絡進行信息傳遞，自動識別故障位置，準確的隔離故障，經驗證這種饋線快速保護動作時間短，選擇性好，靈敏度高，解決了繼電保護的整定配合問題，為提高配電網的供電可靠性提供了有效的技術支撐。

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