分析分布智能型馈线自动化实现10kV电缆故障快速复电技术

杨涌新

摘  要：该文介绍了分布智能型馈线自动化（以下简称FA），实现在10 kV配网电缆线路上开关配置远方终端单元（以下简称FTU），FTU具备智能控制和无线通信功能。通过设置主、从FTU，由主FTU收集主、从FTU检测的稳态故障电流和暂态零序电流，由主FTU智能控制器判断故障范围后，向相应的配网开关发出跳、合闸信号，从而实现故障的隔离及非故障线路段的送电，分析了相间短路、相间短路接地和三相短路等动作情况以及应用零序暂态电流分析单相接地时的动作情况。最后，总结出了调度员处理事故的基本方法。

关键词：馈线自动化;FTU;零序暂态电流

中图分类号： TM73           文献标志码：A

0 引言

近年来，广泛地应用了“时间—电压”型馈线自动化，该种馈线自动化采用二次重合闸来判断故障范围，但是对于电缆故障，一般均为永久性故障，二次冲击可能严重损坏电缆和设备，因此10 kV全线电缆线路不宜采用“时间—电压型”馈线自动化[1]。另外，对于中性点经消弧线圈接地的10 kV系统中，电缆线路上如果采用单纯故障指示器判断故障范围，当出现单相接地时，由于消弧线圈感性电流的补偿作用，故障点的接地电流很小，不利于故障指示器判断故障范围。对于中性点经消弧线圈接地系统的10 kV电缆线路，提出了采用FTU智能控制和无线通信功能，利用短路故障电流和零序暂态电流分析法，对10 kV电缆线路发生各种故障时，可实现故障的快速隔离和非故障段的快速复电。

1 分布智能型馈线自动化的技术方案

1.1 方案的总体设置

10 kV电缆线路上电缆分接箱或开关站的自动化负荷开关设置单元柜、智能控制器、无线通信，在进出线开关装有三相CT、PT和零序CT。当流过的故障电流或零序暂态电流超过设定值Id，FTU可判断该开关的后段线路有故障，且主FTU的智能控制器可接受各主、从FTU的信息，根据收集的信号判断故障范围，从而向故障段两侧开关发跳闸且闭锁合闸信号。故障隔离后，主FTU根据拓扑情况判断是否向联络开关发合闸信号，并向配网自动化系统实时信号窗口发出故障范围判断的信息，调度员据此可以判断是否强送变电站开关。

1.1.1 保护配置

1.1.1.1 变电站10 kV出线开关

采用FA模式，变电站内保护配置不变，配置电流速断和过流保护，全线电缆不投重合闸。在接收到配网主站下达的合闸指令后，可由调度员进行一次人工遥控变电站开关进行送电。

1.1.1.2 环进、环出和联络开关

开关柜为负荷开关，在跳闸线路失电后隔离故障，无需保护配置。

1.1.2 智能型开关柜成套设备配置

成套设备由4间隔组成，包括环进和环出负荷开关间隔、手动开关间隔和PT间隔，环进和环出负荷开关间隔配置智能控制器FTU;PT间隔设置2组单PT，同时为FTU提供工作电源。

1.1.3 通信网络和通信模块配置

采用无线通信网络，一台FTU配置一块通信模块，设立2个完全独立的数据通信通道，一个通道作为与配电主站的自动化监控数据传输，一个通道作为智能FTU之间的分布智能FA保护数据传输。

1.2 故障隔离及非故障段恢复的策略及过程分析

1.2.1 故障隔离策略

由主FTU综合各FTU的故障信息，使用分布智能方法定位故障，故障两侧开关分闸隔离故障。1）短路故障隔离：主从FTU检测稳态故障电流，从FTU将故障信息通过无线网络传送至主FTU，主FTU根据拓扑运算分析，将分析的结果发送给从FTU，然后从FTU再根据开关的分合闸位置及其他相关条件隔离故障，从FTU将故障隔离后的确认信息再上传至主FTU和配电网自动化系统。2）接地故障隔离：主从FTU检测暂态零序故障电流、零序电压，从FTU将故障信息通过无线网络传送至主FTU，主FTU拓扑运算分析，将分析的结果发送给从FTU，然后从FTU再根据其他相关条件隔离故障。由于消弧线圈接地的10 kV系统发生接地故障后变电站开关不会立即保护跳闸，因而需要与人工拉线进行配合。拉线的快慢可能会出现以下2种情况。1） 拉到故障线路前故障点两端的从FTU已直接启动跳闸，实现隔离，此时站内的线路接地故障告警消失。2）在拉到故障线路后，此时整条线路处于无压无流状态，故障点两端的从FTU启动跳闸，实现隔离。

1.2.2 负荷侧非故障段恢复供电策略

由联络开关合闸恢复供电。主FTU收到故障两端从FTU发送的故障隔离成功的确认信息后，将分析的结果送给联络开关LS的FTU，该FTU再根据自身的其他相关条件恢复故障负荷侧非故障区段的供电。

1.2.3 电源侧非故障段恢复供电策略

故障隔离成功信息上传至配网主站，由配网主站对CB下达合闸指令或人工合闸操作，恢复电源侧非故障段供电。

1.2.4 动作过程分析

典型配网环网图，如图1所示。1）假设如图1所示F1发生故障。2）CB1检出故障电流后跳闸，K1～K4检测到故障电流，K5没有检测到故障电流，主控制器FTU（K1）收到 K1～K5信息后，拓扑算法判断故障在K4、K5之间。3）主FTU（K1）向K4、K5发出分析结果信息，K4、K5在接收到信息后结合运行状态，隔离故障。4）K4、K5把故障隔离信息传到主FTU。5）主FTU接收到信息后向联络开关LS发出分析结果信息，LS在接收到命令后結合运行状态进行合闸，恢复故障点后段非故障区供电。变电站出线断路器CB1由配网主站下达合闸指令，恢复电源侧非故障区域的正常供电。

1.3 该方案特点

FA功能就地实现故障段的自动快速隔离和非故障段的自动恢复。

采用无线通信方式，通信网络建设和维护简单，对通信网络的要求不高，即使某个FTU通信失效，使用相邻FTU远后备保护也能快速隔离故障;当一次开关设备故障拒动时，也可使用相邻开关远后备保护快速隔离故障。

2 关键问题分析

2.1 变电站CB与K1线路故障处理及对CB的控制操作问题

为了实现对变电站出线断路器CB和CB之后的线路第1台开关K1之间的故障进行快速隔离，需要通过配网主站获取CB的开关状态及CB的保护动作信息。目前采用新增一台转发服务器的方式，与配网主站III区相连，获取自动化线路的CB信息。

对电源侧非故障段的恢复供电涉及对变电站CB的控制操作问题。线路故障隔离成功后，配网主站接收到故障已被成功隔离的信息，可由配网主站对CB下达合闸指令或现场人工合闸操作。

2.2 远后备保护问题

当故障区段两侧开关通信模块或一二次设备异常时，由相邻的分段开关作为远后备保护。

2.3 如何利用零序暂态电流的分析方法判断单相接地时的故障范围

2.3.1 中性点经消弧线圈零序稳态电流分析

变电站的消弧线圈普遍采用过补偿的方式，流经故障线路的零序电流将大于本身的电容电流，而电容性无功功率的实际方向仍然是由母线流向线路，和非故障线路的方向一样，因此，首先无法利用功率方向的差别来判别故障线路，其次一般过补偿的容量不大，也很难像中性点不接地系统那样，利用零序电流的大小的不同来找出故障线路。

2.3.2 分析中性点经消弧线圈零序暂态电流分析

由于电网中绝缘被击穿引起的单相接地故障，经常发生在电压接近最大值的瞬间。因此，可以将暂态电容电流看成是以下2个电流之和（如图2所示）。1）由于故障相电压突然降低而引起的放电电容电流，此电流在图1中以“箭头+横线”表示，它通过母线而流向故障点，放电电流衰减很快，其振荡频率高达数千Hz，频率主要决定于线路的参数（电阻R和电抗L的数值）、故障点的位置以及过渡电阻的数值。2）由非故障相电压突然升高而引起的充电电容电流，在图2中以“箭头”表示，它要通过电源而成回路。由于整个流通回路的电感较大，充电电流的衰减较慢，振荡的频率也较低（一般仅为数百Hz）。

经消弧线圈接地的电网，由于暂态电感电流的最大值应出现在接地故障发生在相电压经过零值的瞬间，而当故障发生在相电压接近最大值的瞬间时，IL约等于0，因此暂态电容电流比暂态电感电流大很多。在过渡过程中，零序暂态电流比零序稳态电流大几倍到几十倍。因此，可以根据零序暂态电流的波形和数值的大小来判断故障段。

当然，如果故障是发生在电压瞬时值为零的附近时（例如野蛮施工外界机械的原因而引起的单相接地），则电容电流的暂态分量很小，此种情况下就很难通过装置判断故障范围，但是电缆已有明显故障点，较容易通过巡线判断故障点。

3 在调度运行中的应用

当装有A的全线电缆线路发生短路故障跳闸后，由FA判断故障范围，并将信号上送至配网自动化系统的实时窗口中，调度员可根据故障范围信号作出相应的判断是否合上变电站开关，如故障点不在变电站出线电缆上，可待检查变电站一二次设备正常后，遥控合上變电站开关[2]。最后，通知维护单位人员检查处理故障且巡视故障点线路段范围之外的前段和后段线路的恢复供电情况。

FA的全线电缆线路单相接地故障后，调度员无需急于断开故障线路开关，让FA判断故障范围并隔离，并实现非故障段的恢复供电。最后，通知维护单位人员检查处理故障且巡视故障点线路段范围之外的前段和后段线路的恢复供电情况。

4 结语

分布智能型FA投运，缩短了中性点经消弧线圈接地的10 kV系统中全线电缆线路的故障处理时间，从而提高了配网的供电可靠性，是一种极具前途的馈线自动化装置。

参考文献

[1]罗毅，丁毓山，李占柱.配电网自动化实用技术[M].北京：中国电力出版社，1999.

[2]贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社，1998.