10 kV农网架空线路的智能化提升实践案例

毛之俊，何官清

（国网浙江省电力有限公司衢州供电公司，浙江 衢州 324000）

由于农村电网中10 kV架空线路覆盖广阔，运行环境较为复杂，引起开关动作因素多、跳闸停电率高。传统的10 kV馈线方式故障判断困难、隔离故障点时间长，需要通过反复的人工拉合开关试送进行缩小范围、确定故障点[1]。原先采用SF6柱上开关，虽然提高配电网的供电可靠性，但跳闸后不能自动重合，各个柱上开关之间跳闸电流和时间无法配合，对瞬时性故障，反而扩大停电范围[2]；同时缺少通信功能，难以为故障排查提供信息辅助。类似雷击、用户侧设备故障、风雨天的树木碰线、小动物误登杆等瞬时故障停电原因，需要在故障范围内，逐基登杆进行检查，往往耗费了大量人力和时间的情况下，却很难精确查明故障点或故障原因。

2017年国家电网有限公司正式发布了Q/GDW 10370—2016《配网技术导则》[3-4]，对配电网继电保护和自动装置、配电自动化及信息化进行了重新明确和重要规定，对未来配电自动化系统的建设与应用具有重要指导意义[5]。馈线自动化[6-7]作为配电自动化系统最为重要的功能之一，对快速处理配电网故障、提升供电可靠性与抢修效率具有重要作用，其实现方式主要包括集中型和就地型两种方式[8-9]。

在架空线路上安装具有自动化功能的柱上开关（统称智能开关），发生故障时柱上开关能自动隔离故障区域，缩短故障查找的事件，迅速恢复非故障区域的正常停电，是馈线自动化的主要实施理念[10]

智能开关重合闸功能的正常投运，是馈线自动化功能实现的主要基础。现阶段用于判别瞬时故障和永久故障、进行缩小故障隔离范围、提升供电可靠性和用户满意度的重要措施。未来是网格内联络网架故障智能诊断和供电自适应恢复的重要节点。

本文立足衢州地区的多丘陵地形特点，选择最具代表性的35 kV荆溪变电站10 kV学院Q512线为实践对象，通过2019—2020年的运行故障数据分析，罗列不同原因引起的停电次数进行分类，并横向查找衢州地区同类原因引起停电时的瞬时过电流值清单，确定引起智能开关动作的过电流停电故障主要原因。通过对统计的大数据进行比对分析，推导与现象相适应的计算公式，在不违反智能开关重合闸整定值的相关规定的前提下，得到相对理想的瞬时动作和重合闸整定的取值。

借助Ⅳ区主站系统的远程操作功能，将测算出的理想智能开关重合闸整定值及重合闸时间值录入，替换原值并投入试运行。同时监测统计在雷击、用户侧设备故障、风雨天的树木碰线、小动物误登杆等因素，瞬时故障引起的停电，实现自动重合闸整定的效果，在对2020年整定取值调整前后运行状况的比对分析后，提出较为适合多丘陵地形的重合闸整定值和时间设置，最终通过现场数据实测验证计算公式的合理性。

1 整定值调整前运行状况

1.1 故障事件情况

1.1.1 故障原因分析

10 kV学院Q512线自2018年9月进行柱上开关智能化改造后至2020年9月底，共累计发生停电事件12起，引起停电事件的原因分析归类，如表1所示。

表1 10 kV学院Q512线停电事件的原因分类

根据不同原因引起的停电次数进行分类后发现，雷击引起的瞬时过电流、小动物和树木碰线引起的相间短路过电流是引起10 kV学院Q512线跳闸的主要原因。

1.1.2 故障原因次数统计

2018年9月—2020年9月底，衢州地区柯山片区6个网格因同类型故障原因引起停电的次数54起，如表2所示。

表2 柯山片区停电事件的原因分类

同时段因雷击引起的瞬时过电流、小动物和树木碰线引起的相间短路过电流，是引起停电事件的主要原因。

1.2 参考整定值动作情况

根据原智能开关的出厂整定，主线分段开关的过流动作设整定值都默认为400 A，动作时间500 ms；一级分支线，整定值都默认为300 A，动作时间400 ms；二级分支线，整定值都默认为200 A，动作时间300 ms。鉴于农村电网运维环境的复杂性，以及供电安全角度，因此分支线上的智能开关自动重合闸功能一直未发挥作用。

2 整定值调整方案的论证

2.1 整定调整依据

根据Ⅳ区主站系统中的统计数据可以发现，2019年1月1日至2020年4月30日，10 kV学院Q512线共发生智能开关跳闸引起的停电事件5次，且均为10 kV学院Q512线49#杆分支线上智能开关动作，其中引起主线停电事件4起，发生概率80%。如表3所示。

针对这一现象做进一步原因分析发现，是由于分支开关与上一级分段开关动作电流值设定相同，且动作延时时间大于分段开关，因而出现分支线故障不跳分支开关、跳主线分段开关的现场。

因此，本文选定49#杆智能开关作为重合闸整定取值调整的实践对象。

从理论上要实现分支线开关整定值调整，需要对四个相关因素进行数据查找和分析，包括：变电站内过流整定值和重合闸时间、主线分段开关的整定值及时间、智能开关后段挂接用户的负荷情况、后段开关重合闸动作时间。

35 kV荆溪变电站内对10 kV学院Q512线Ⅱ段过流整定值为540 A，过流Ⅱ段时间800 ms（49#杆属于线路后段，如图1所示），重合闸时间0 s。

主线分段开关21#杆和36#杆为柱上开关（非智能开关），过流整定值为600A，过流时间400 ms。

10 kV学院Q512线49#杆分支线上配变负荷4650 kVA。

10 kV学院Q512线49#杆分支线后段的开关，都是柱上开关，未设定重合闸功能，因此本文中忽略该因素。

表3 Ⅳ区主站系统10 kV学院线故障统计

图1 荆溪变电站10 kV学院Q512线单线图

2.2 整定调整方案

2.1.1 动作整定取值

根据上述四个已知的因素，对10 kV学院Q512线49#杆分支智能开关的级差保护设置，设定动作电流值和动作时间应小于上一级开关的动作值。根据智能开关的设置原理，结合现场情况和历史运维数据的分析，经测算后数字取整，得到Q512线49#杆分支智能开关理想整定取值应为500A。

由于现有49#杆已安装的智能开关最大整定值仅有400 A，结合该线路上配变都未出现重过载情况，因此对负荷总额值进行适当调整，同时提高裕量，经测算后数字取整，得到的理想整定取值应为400A。

根据上下级保护事件级差的配合原则[10]：相间故障时，断路器跳闸时间值计算：根据智能开关自身的取值设定规则，确定立项取值为300 ms。

2.1.2 重合闸时间取值

根据《国网衢州供电公司配网保护配置及整定（征求意见稿）》第13条规定：对于变电站过流I段投入且动作时限为0 s的线路，一级分支重合闸时间建议取20 s，二级分支线重合闸时限取25 s。

对照线路单线图可知，10 kV学院Q512线49#杆分支属于一及分支，根据文件要求对智能开关的重合闸时限设定为20 s，调整前后的整定值和动作时间配置情况如表4所示。

表4 10 kV学院Q512线49#杆智能开关参数设置

表5 荆溪变电站10 kV学院Q512线智能开关安装后故障停电情况

3 整定值调整后运行状况

3.1 整定方案的实施效果

10 kV学院Q512线49#智能开关安装后，自2019年1月1日—2020年9月30日，共发生停电事件7起，系统数据如表5所示。

2020年4月30日—9月30日，10 kV学院Q512线49#杆智能开关调整后，共发生停电事件2起、重合闸成功2次，重合闸成功率100%，未造成主线停电事件。

自2020年4月30日对10 kV学院Q512线49#杆智能开关整定值调整后，10 kV学院Q512线49#杆后段分支线供经历了两次故障停电事件，均为瞬时过电流事件，原因分别是用户侧故障1次、雷击过电流1次。两次事件均未造成主线停电，并且在避开过电流后自动重合闸成功，实现了正常送电。重合闸成功率如表6所示。

表6 10 kV学院Q512线49#杆参数调整后效果

4 结束语

通过2020年5—9月的运行检测，尤其是迎峰度夏期间（7—9月）的运行成效，说明在丘陵地区，该智能开关整定值设定具有较高的可行性，可以针对不同线路，进行不同参数值的合理配置，满足线路自动化的运维需要。

本开关整定计算，为一线员工提供简便有效的方法，为推进架空线路智能化实践应用提供了理论依据和选型方法。对已实现两联络或三联络的网架，如“合闸速断+联络通信”或“合闸速断+联络通信+主站系统”提供切实有效的研判数据，出现智能开关重合闸失败时，可以通过两次停电时限判断故障位置，通过GPRS/SMS通信方式，在几十秒的时间内，使最靠近故障点的后端智能开关断开，实现故障点两端的隔离；然后根据预定方案，使故障点的后侧正常设备通过联络开关的关合，将负荷挂接至另一联络线路上实现正常供电[11]。