甘南供電公司就地饋線自動化FA控制策略研究

曹 怡，趙和廷，曹旭東，汪麗君

（1.國網江西省電力有限公司九江供電分公司，江西 九江 332000；2.國網甘肅省電力公司甘南供電公司，甘肅 甘南 747000）

0 引言

甘南藏族自治州地理面積為38 521 km2，人口為69.1萬，典型的地廣人稀之地，10 kV線路平均長度為43.9 km，一條10 kV線路永久性故障可能造成幾個鄉鎮停電。甘南地理位置和網架結構特別適合就地饋線自動化技術的推廣，就地實現故障線路自愈，最大程度減少停電范圍，故障精準定位，快速恢復故障線路送電[1-2]。電壓時間型FA控制策略是通過開關“無壓分閘、來電延時合閘”的工作特性，配合變電站出線開關二次合閘來實現，一次合閘隔離故障區間，二次合閘恢復非故障段供電，出線開關和分段開關需分合兩次[1-3]。

文中根據甘南公司配網實際需求，對電壓電流型FA控制策略進行研究，10 kV主干線分段開關為“電壓電流型”FA控制策略，通過“無壓分閘、來電延時合閘、Y時限檢測故障電流快速分閘”方式，配合變電站出線開關重合閘，實現故障定位與自動隔離故障，分支開關與變電站出線開關進行電流大小和時限極差保護配合，快速隔離分支故障。甘南公司正在基于D5000構建配網主站，逐步實現配網線路FTU開關三遙（遙測、遙控、遙信）功能，就地饋線自動化線路改造工作配合甘南配網主站實施。

1 就地饋線自動化線路的選擇

公司開展試點配網10 kV線路“就地饋線自動化技術”改造，線路應選擇有效單聯絡線路，負荷能夠全面轉供，線路應足夠長，主干線上有至少兩個分段開關，將線路分成三分段，主干線與聯絡開關均配置FTU開關，通過D5 000接入甘南配電自動化主站，實現三遙，所有分段開關和聯絡開關盡量選擇同一個廠家同型號的設備，優先選擇故障頻發的郊區線路，避免選擇有敏感用戶或者重要用戶的線路。

選取110 kV合作變10 kV合多線122作為試點線路，與35 kV門浪變10 kV卡加曼線通過聯絡開關F31連接，2019年底已完成10 kV合多線主線所有分段開關和聯絡開關的FTU開關更換，FTU自動化終端廠家為南京攏源匯能電力科技有限公司。由110 kV合作變出線算起，此線路總長29.71 km，共計Y129基電桿，18臺公變，容量9 675 kVA，主線有變電站出線開關122，三個分段開關（D11、D21、D31），五個線路分支。該線路供電區域屬于E類，無重要用戶和重要負荷。

2 FA控制策略說明

2.1 常見的名詞解釋

1）就地型饋線自動化（FA）：指利用配電自動化終端監視配電網的運行狀況，及時發現配電網故障，進行故障定位、隔離和恢復供電[3-5]。

2）X時限：指開關合閘時間，若開關一側來壓持續時間沒有超過X時限線路失壓，則啟動X閉鎖，在來電時反向送電不合閘。可理解為X時限用于檢測開關電源側是否存在故障[1，4，6]。

3）Y時限：指故障檢測時間，開關合閘后，如果Y時限內一直可以檢測到電壓，則Y時間后即使發生失電分閘，開關也不閉鎖。合閘后，如果沒有超過Y時限，線路有故障，則開關分閘，并保持在閉鎖狀態，正向送電不合閘。可理解為Y時限用于檢測開關負荷側是否存在故障[1，4，6]。

2.2 整定原則

2.2.1 分段開關及聯絡開關

1）在整定分段斷路器的X時限時，應遵循任何時刻只允許僅有1臺斷路器合閘的原則，同一時刻不能有2臺及以上開關合閘，以避免多個開關同時閉鎖導致故障隔離區間擴大；

2）所有分段開關的X時限、Y時限推薦設置為7 s、5 s；若變電站僅配置一次重合閘且不能調整時且調度人員不參與出線開關遙控，第一個分段開關的Xs時限設置為21 s，其余分段開關設置7 s；

3）聯絡開關的合閘方式可采用手動方式、遙控操作方式（具備遙控條件時）或者自動延時合閘方式。采用自動延時合閘方式的聯絡開關X時限大于其兩側配電線路發生永久故障后，經重合器與分段器的第一次重合將電送到故障區段導致重合器再次跳閘的最長持續時間。為簡化計算，X時限（XL）可設置為分段數（N）乘以15 s，即XL=N×15，Y時限仍設置為5 s。

2.2.2 分支開關

分支開關投瞬時過流和限時過流保護，不參與FA控制策略，應保證分支及用戶線路可先于出線開關跳閘，防止越級跳閘。

2.3 對開關要求

2.3.1 變電站出線斷路器CB1要求

斷路器CB1保護采用瞬時電流（I段）和過電流（III段），一次重合閘。

2.3.2 主線分段開關要求

線路分段點（分段開關）FA設置為“分段”模式，采用“無壓分閘、來電延時合閘、Y時限檢測故障電流快速分閘”邏輯方式，X時限內檢測到有壓后又無壓、反向閉鎖合閘；Y時限內檢測到有故障電流時快速分閘并正向閉鎖合閘，檢測到電源側有壓、無故障電流時閉鎖分閘，檢測到負荷側有壓、無故障電流時不閉鎖分閘，并設置兩側有壓閉鎖合閘邏輯[2，4]。配網主站能遠程投退FTU分/合閘出口軟壓板，遠程復歸FTU（有復歸信號上傳主站）、解除閉鎖邏輯，遙分遙合分段開關、遙分遙合相當于解除閉鎖邏輯。單相接地故障只告警不跳閘。

2.3.3 聯絡開關要求

聯絡點（聯絡開關）FA設置為“L（聯絡）”模式，采用“單側失壓長延時合閘、Y時限檢測故障電流快速分閘、瞬時來電閉鎖合閘”邏輯方式，XL時限內檢測到有壓、閉鎖合閘，Y時限內檢測到有故障電流快速分閘，并設置兩側有壓閉鎖合閘[2，4]。配網主站能遠程投退FTU分/合閘出口軟壓板，遠程復歸FTU（有復歸信號上傳主站）、解除閉鎖邏輯，遙分遙合分段開關、遙分遙合相當于解除閉鎖邏輯。

3 就地饋線自動化FA故障處理邏輯

主干線開關電壓電流型FA控制策略，配合變電站出線開關重合閘，實現故障定位與隔離自適應。Y時限內只判斷故障電流快速分閘，不判無壓，出線開關速斷時限設置為0.2 s，從而避免出線開關重復跳閘。分支線開關通過級差保護和一次重合閘，快速隔離故障。10 kV合多線開關保護配置如表1所示。

表1 10 kV合多線開關保護配置

3.1 D31與F31之間永久故障

1）D31與F31之間發生永久故障，如圖1所示。

圖1 D31與F31之間永久性故障

2）CB1保護跳閘，D11、D21、D31失壓分閘，F31啟動XL時限，如圖2所示。

圖2 永久故障CB1、D11、D21、D31分閘

3）CB1在4 s后重合閘，如圖3所示。

圖3 永久故障CB1重合閘

4）D11啟動X時限計時，D11在21 s后合閘，Y時限內未檢測到故障電流，閉鎖分閘，如圖4所示。

圖4 永久故障D11合閘

5）D21啟動X時限計時。D21在7 s后合閘，Y時限內未檢測到故障電流，閉鎖分閘，如圖5所示。

圖5 永久故障D21合閘

6）D31啟動X時限計時，D31在7 s后合閘，如圖6所示。

圖6 永久故障D31合閘

7）由于是永久性故障，D31故障電流加速分閘并正向閉鎖合閘。F31瞬時加壓閉鎖，保持分閘狀態，如圖7所示。

圖7 永久故障D31、F31閉鎖合閘

3.2 D31與F31之間瞬時故障

1）D31與F31之間發生瞬間故障，如圖8所示。

圖8 D31與F31之間瞬時性故障

2）CB1保護跳閘，D11、D21、D31失壓分閘，F31啟動XL時限，如圖9所示。

圖9 瞬時故障CB1、D11、D21、D31分閘

3）CB1在4 s后重合閘。CB1重合閘成功，D11來電啟動X時限計時，如圖10所示。

圖10 瞬時故障CB1重合閘

4）D11在21 s后合閘，Y時限內未檢測到故障電流，閉鎖分閘。D21來電啟動X時限計時，如圖11所示。

圖11 瞬時故障D11合閘

5）D21在7 s后合閘，Y時限未檢測到故障電流，閉鎖分閘。D31來電啟動X時限計時，如圖12所示。

圖12 瞬時故障D21合閘

6）D31在7 s后合閘，Y時限未檢測到故障電流，閉鎖分閘。F31在XL時限內檢測到來電，不合閘，如圖13所示。

圖13 瞬時故障D31合閘、閉鎖F31延時合閘

4 結語

從上述FA故障處理邏輯中可以得出結論，改進型的電壓電流型FA控制策略，出線開關和分段開關分合閘一次就可以實現故障隔離，相比電壓時間型FA，在縮短隔離故障時間的同時，減少開關分合閘次數，延長開關壽命。甘南公司正結合D5 000甘南配網主網的建立，穩步推進就地饋線自動化技術的實施，提升配網停電時長等指標，提高供電可靠性，優質服務，踐行人民電業為人民的企業宗旨。