配电网自动化系统中馈线保护的配置

郭 辉，魏红英

(1.徐水供电有限责任公司，河北 徐水 072550；2.河北大学，河北 保定 071002）

1 传统的馈线保护方式

1.1 传统的电流保护

过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护。电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。

1.2 重合器方式的馈线保护

实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式。目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。

2 馈线自动化基本功能及原理

馈线自动化其主要功能有：正常情况下，对馈电网进行监控和数据采集，包括相应馈线柱上开关状态、馈线电流电压等；故障时进行故障记录，遥控馈线柱上开关的合闸、分闸，在配电自动化系统综合分析故障信息后遥控执行自诊断、隔离、恢复功能。根据负荷均衡情况实现配电网的优化与重构[2]。

馈线自动化就是监视馈线的运行方式和负荷。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。

2.1 线路故障区段查找的基本原理

目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：(1)电流保护切除故障；(2)集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；(3)集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。

3 馈线系统保护基本原理

随着中国经济的发展，电力用户对电能的依赖性越来越大，提高供电可靠性和改善供电质量也成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也体现在提高供电质量上，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电[3]。本文以“手拉手”供电网为研究对象，就馈线自动化中故障自动隔离功能的解决方案进行分析探讨。

3.1 基本原理

馈线系统保护实现的前提条件如下：快速通信；控制对象是断路器；终端是保护装置，而非TTU。

在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。

参见图1所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图开关1、2、3、4、5、6、7、8为手拉手供电中的分段开关。

图1 手拉手供电线路示意图

当线路故障发生在e区段，开关1、2、3、处将流过故障电流，开关4处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：

Step1：1#、2#、3#、4#断路器保护起动；

Step2：保护计算故障区段信息；

Step3：相邻保护之间通信；

Step4：3#、4#动作切除故障；

Step5：3#重合。如重合成功，转至Step9；

Step6：3#重合于故障，再跳开；

Step7：4#在△T内未测得电压恢复，通知5#合闸；

Step8：5#合闸，恢复e段供电，转至Step10；

Step9：4#在△T时间内测得电压恢复，4#重合；

Step10：故障隔离，恢复供电结束。

3.2 故障区段信息

定义故障区段信息如下：

逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，

逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。

当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。

为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。

3.3 系统保护动作速度及其后备保护

为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端设限时电流保护，建议整定时间内0.2s，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。

在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40～100ms。这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。

3.4 馈线系统保护的应用前景

馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高[4]。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：（1）快速处理故障，不需多次重合；（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。

4 应注意的几点问题

4.1 畅通的网络通讯系统。

对于县城电网来讲，将馈线系统自动化和地理信息及调度自动化系统有机结合，使其成为自动化的强有力的组成部分。

4.2 设备的稳定性

馈线自动化对线路上的断路器等设备要求很高，一旦有事故必须保障断路器动作迅速准确，不能出现误动作。

4.3 对调度及人员的要求

由于实现自动化的线路往往是双电源供电，这就对调度运行及人员提出了更高要求。首先，双电源供电的相序一定要正确；其次，对断路器的日常巡视和管理，特别是联络断路器处在何种状态、计量状况是否良好等；以上示例为联络断路器处于热备用状态，在实际工作中，联络断路器处于热备用还是冷备用，具体如何操作应制定严格的制度，保证线路的安全运行。

[1]吴欢．探讨配电网自动化系统及继电保护的关键技术[J]．广东科技，2009，20：51-53．

[2]王海燕．配电网中的馈电自动化技术发展综述[DB/OL]．电力资料网，2007-8-17/2007-10-25.

[3]苗俊杰，张智远．配电网中馈线保护模式的分析比较[J]．河北电力技术．2008，27（5）：6-8．

[4]吴宁;许扬;陆于平;分布式发电条件下配电网故障区段定位新算法,电力系统自动化，2009，（14）：56-60.