基于“就地型馈线自动化+保护级差”的10 kV架空线路保护模式

郭乃畅

（国网冀北唐山迁西县供电公司，唐山 迁西064300）

随着近年来配电自动化专业的不断深入发展，配电网自动化设备覆盖率的不断提高，如何将配电自动化各项应用价值发挥最大化，有效提升对配网精益化运维的有效支撑已成为当前运维人员值得深入研究的问题。就地型馈线自动化技术作为配电自动化的高级应用，在线路故障跳闸时如何将其与传统的10 kV线路开关保护跳闸模式相配合，既达到设备资源的合理利用，又能最大限度发挥其应用功能，是一个当前值得探讨的课题。

1 现状分析

当前大部分变电站10 kV出线站内保护以速断和过流保护配置为主，其中速断保护动作时间整定以0 s居多，部分为0.3 s或0.5 s。特别是多数35 kV变电站由于投运时间较长，主变抗短路能力较差，10 kV出线速断保护动作时间以0 s为主。而当线路发生短路故障时，线路开关保护定值主要靠动作时间与变电站保护相配合，在变电站跳闸之前保护动作切除故障。但当变电站速断保护动作时间整定为0 s时就意味着站内开关与线路开关会同时跳闸，导致故障范围扩大，即使变电站配置了一次重合闸，也会不同程度的扩大停电范围且造成无法躲避瞬时故障。

就国网冀北电力公司来说，特别是目前县级供电公司配电自动化设备光纤覆盖率较低，绝大多数配电自动化终端通信方式以无线公网为主，当前无线公网通信方式禁止使用遥控功能，即使线路开关均配置了FTU，当线路跳闸也无法第一时间根据主站定位功能遥控合闸恢复非故障区域供电，仍然需要通知运维人员到现场手动操作。

2 存在问题

传统单纯的重合器式就地型馈线自动化应用模式受不同线路结构及运行方式影响，须及时对FTU参数进行调整，且所有开关均按此模式进行配置的话改造和运维工作量极大。而单纯的集中型馈线自动化模式受终端通信方式和级差配合空间制约，容易造成越级跳闸且无线公网通信部分地区尚未开通主站遥控功能，不能第一时间恢复非故障区域供电。2种方案均存在短板，迫切需要一种既简单可靠又能最大限度缩小故障停电范围的解决方案。

3 技术方案

本文提出一种利用就地型馈线自动化技术与集中型开关保护跳闸模式相配合的10 kV线路保护配置模式。通过利用电压时间型开关来电延时合闸，失压分闸的动作特性，与变电站10 kV出线电流保护级差相配合，实现资源合理利用并最大限度缩小故障停电范围。下面针对变电站10 kV出口有级差配合空间和无级差配合空间2种情况分别进行说明。

3.1 变电站配置瞬时电流速断保护且无级差配合

针对此类情况主干线路前中段线路分段开关按照电压时间型馈线自动化模式进行配置，尾端及大分支线路按照集中型（即保护跳闸）模式进行配置，整体设计方案如图1所示。

图1 线路结构示意图

当任意区段发生短路故障时，按照集中型馈线自动化保护配置模式由于无级差配合空间会导致故障点与变电站之间所有开关保护跳闸，变电站重合成功后也会造成线路全部停电，配电自动化主站根据保护动作情况判断出故障点后，通知运维人员到达现场手动完成非故障区段送电。

本技术方案FS1、FS2、FS3三台主干线路分段开关按照电压时间型馈线自动化模式进行配置，即线路失电分闸，来电延时合闸。主干线路尾端分段开关FS4及QS1、QS2两台分支线路开关按照集中型馈线自动化模式进行配置。当主干线路a、b、c任一区段发生短路故障时，变电站跳闸一次重合后FS1-FS3开关会依次自动延时合闸，故障临界开关合于故障后闭锁合闸，从而将故障点进行隔离，变电站二次重合后（变电站未配置二次重合闸时可以通过延长站外首开关FS1的X时间躲避站内一次重合闸复归时间达到二次重合效果）恢复非故障区段供电。

当线路尾端d区段发生故障时，由于变电站速断保护范围一般为线路总长的80%，线路尾端不在变电站速断保护范围内，而变电站过流保护动作延时一般为0.7～1 s，按照0.3 s的10 kV线路标准级差与FS4开关可以进行配合，d区段发生故障开关FS4可以在变电站跳闸之前直接将故障切除，不影响其他非故障区段供电。

当分支线路发生短路故障时（即e、f区段），变电站及分支开关QS1或QS2保护动作跳闸，变电站一次重合后主干线路FS1—FS3依次延时合闸送出，只有故障分支停电，不影响线路其他用户供电。

3.2 变电站配置瞬时电流速断保护且有级差配合

一般在有级差配合的情况下站内速断保护动作时间为0.3 s或0.5 s。以0.5 s为例，按照0.3 s的保护级差线路最多可以设置两级保护。同样以单幅射线路图1为例，按照传统保护配合方式，站外首开关FS1，及分段开关FS2、分支开关QS1可以与变电站进行配合，a、b、e区段发生短路故障临界开关直接跳闸切除故障不会导致故障范围扩大，而当其他区段发生故障时依然会导致越级跳闸扩大事故范围。

针对此类情况，本技术方案提出由于站外首开关与站内开关保护范围重叠且位置接近，站外首开关按照电压时间型馈线自动化模式进行配，其他开关按照集中型（保护跳闸）模式进行配置，其中主干线路尾端分段开关安装在线路全长的80%以外部分。由于将站外首开关设置成了电压时间型模式，由此可以多出一级保护级差进行配合，FS2、FS3可以在时间上与站内速断保护进行配合，FS4由于安装在线路尾端不在站内速断保护范围内也可以与站内过流保护进行配合。由此主干线路发生故障时均可由故障临界开关直接切除，分支线路开关依据安装位置也可在一定程度上与站内保护进行配合，从而最大限度缩小故障范围。

4 效果分析

解决了线路故障越级跳闸这一难题，线路跳闸时成功将停电范围降至最小，有效提高供电可靠性。利用就地型馈线自动化开关逐级延时自动重合第一时间有效规避了线路瞬时故障，减轻基层人员运维压力。有效降低了线路跳闸供电所巡线难度，可以直接根据配电自动化主站的故障定位信息直达故障点进行处理，有效提升抢修效率。通过将就地型馈线自动化模式与保护级差配合模式相结合，最大限度发挥其应用价值，提升电网供电可靠性。