10kV配电网就地型馈线自动化方案的应用

10kV配电网就地型馈线自动化方案的应
用
摘要：10kV配电网，是给城市或农村的公用配电站和用户专用负荷提供电源的网络。

配电网的主要结构通常是由架空线路、杆塔、电缆、柱上分段断路器、联络断路器、环网柜、馈线终端等组成的。

就地型馈线自动化是指通过终端相互通信、逻辑配合或时间配合，自动完成故障分析、故障隔离和恢复非故障区供电的馈线自动化处理模式。

就地型馈线自动化主要分为智能分布式、电流电压型及电压时间型。

关键词：配电网；就地型馈线自动化；
随着我国经济的快速发展，用电负荷在不断提高，重要负荷也越来越多，因此，对于配电网的可靠性、安全性也提出了更高的要求。

1、配电网现状
目前，我国大部分地区县级配电网中的10kV线路自动化水平较低，缺乏有效的配电网自动化顶层规划。

配电网运行中的网架结构存在单辐射，或者超过4条以上线路的多联络。

线路干线上没有设置分段型断路器和联络型断路器，且未配置电源侧和负荷侧PT，部分线路断路器未配置储能及电动操作机构。

线路上的断路器为普通断路器，不能有选择性的切除故障线路，线路上的保护主要依靠变电站的出线断路器进行保护。

2、配电网存在问题
（1）网架设置不合理。

经济较发达的县城区域存在单辐射线路、线路过多联络，不满足N-1的校验，造成对10kV线路管理无序，存在系统安全隐患。

如果上级电源停电，将造成大面积停电。

（2）线路分段不合理。

有些分段内无负荷，有些分段负荷超过2000kW，一旦分段断路器跳闸，将引起大量用户停电。

线路无联络断路器，也不能进行转供电。

（3）线路主要依靠上级电站的馈线断路器进行保护。

往往因为一点故障导致全线停电或者大面积停电。

（4）恢复供电需要靠大量人力现场巡查和手动操作，运维工作量巨大，排查故障时也存在安全隐患，同时导致停电时间长、用户投诉的问题。

3、配电自动化的解决措施
为解决上述问题，迫切需要对县城区域的配电网进行网架梳理和调整，形成馈线组，然后通过增加自动化开关和保护设备对线路进行自动化升级改造。

线路网架结构可以梳理为架空线路单联络、两联络；电缆线路可以梳理为单环网、两供一备、三供一备的型式。

在网架结构清晰的前提下，利用先进的就地型馈线自动化终端设备，组成配电网就地型馈线自动化系统。

下面分析实现自动化的应用方案。

3.1智能分布式就地馈线自动化
该方案采用对等通信“61850和GOOS E”通信规约、网络拓扑保护的一种就地式馈线自动化。

当电缆线路发生短路故障，线路上所有保护装置采集到故障电流大小和方向，线路两侧保护装置通过光纤传输信息，判断后确定故障两侧最近的断路器，通过带方向速断保护动作，断路器跳闸，将故障隔离。

此方案适合A+类供电区域，适合的网架为：单环网、两供一备、三供一备等网架。

3.1.1逻辑模拟分析（单环网接线）
（1）线路正常运行时，各环网柜节点如上图，每个分段点环网进线和出线
断路器柜配置分布式终端FTU，其中D为分段断路器，L为联络断路器。

（2）当D2和D3之间发生短路故障，FTU1会检测到D1和D2有故障电流。

（3）通过FTU1~FTU4信息交互，判定故障发生在D2与D3之间。

（4）FTU1跳闸D2断路器，将故障隔离。

FTU2跳闸D3断路器，将故障隔离。

（5）FTU2判断故障不发生在联络断路器L与D3之间，则联络断路器L合闸，恢复故障后段供电。

3.1.2实施条件
对设备的要求：主干线分段断路器配置智能分布式保护装置，每个装置之间
建设光纤网络，实现彼此信息快速交互。

3.1.3短路故障处理平均时间
智能分布式就地馈线自动化需要依靠配电终端之间的对等通信，需采用光纤
通信方式进行信息交互，就地实现故障的定位与隔离；该方案变电站的开关不动作；过流速断时间需大于0.3秒，零序大于1秒；故障处理时间小于150毫秒;
非故障段来电时间小于5秒。

3.1.4优缺点
优点：快速故障处理（小于0.3秒），快速恢复用电；缺点：需要光纤通信，逻辑处理较多，新增自动化设备多，后期的检修工作较多，投资稍大。

3.2电压电流型就地馈线自动化
以电压和时间为主，故障电流为辅，先通过上级电站馈线断路器重合闸动作，再逐步对线路上断路器，通过判断电压电流信息而动作的保护模式。

此方案适合B+类供电区域，适合的网架为：单联络、两联络等网架。

3.2.1逻辑模拟分析（单联络接线,开关为断路器）
（1）正常工作时，各分段断路器节点如上图，每个分段断路器配置电压电
流型自动化终端，其中D01、D02为变电站出线断路器，D1~D6为柱上分段断路器，L为联络断路器。

（2）当D2、D3之间发生短路故障，变电站的断路器D01保护跳闸，如果是
瞬时短路，则自动躲开，恢复试送电。

（3）当D2断路器合至故障点，如果属于瞬时故障自动躲开，恢复送电。

如
果是永久故障，D2在时限内跳闸，D3检测到残压，反向有压闭锁，隔离故障。

（4）故障隔离完毕，延时30秒合联络断路器L，恢复故障后段供电。

3.2.2实施条件
站内出线断路器配置过流保护和重合闸保护，分段开关采用电压电流型，具
备电压时间闭锁和故障电流两个判据。

断路器模式下电站开关只要一次重合闸；变电站保护需要与主干线路上的开
关配合，变电站过流速断时间至少在0.3秒以上；不需要主站和通信，实现故障
的就地快速隔离。

3.2.3短路故障处理平均时间
短路故障处理平均时间：故障定位及隔离时间小于15秒；前端非故障段恢
复供电的时间小于20秒。

3.2.4优缺点
优点：能快速切除瞬时故障，恢复供电；缺点：分段开关采用断路器，投资
较高。

3.3电压时间型就地馈线自动化
以电压为主判据，时序配合，即来电有压合闸、失压分闸，由变电站断路器
重合闸，线路开关通过判断是否有电压而动作的自动化保护。

该方式不依赖于主
站及通信，就地实现故障的定位与隔离；
此方案适合B\C\D类供电区域，适合的网架为：单辐射、单联络等简单网架。

3.3.1逻辑模拟分析：（单联络接线，开关为负荷开关）
（1）正常工作时，各分段开关节点如上图，每个分段负荷开关配置电压时
间型自动化终端，其中D01、D02为变电站出线断路器，F1~F6为柱上分段负荷开关，L为联络开关。

（2）当F2、F3之间发生短路故障时，变电站断路器D01保护跳闸后，所有
分段开关因失压分闸。

站内断路器一次重合闸后，F1来电合闸，如果是瞬时故障
自动躲开，恢复送电。

（3）F2开关合至故障点，如果是永久故障，D01再次跳闸，同时闭锁F2,F3。

D01进行第二次重合,故障区前段恢复供电。

通过联络开关的延时合闸，故障区后
端也恢复供电。

3.3.2实施条件
（1）变电站内出线断路器配置过流保护、重合闸功能；自动化分段及联络
点保护装置采用电压时间型。

（2）线路分段开关设置的模式为：分段（失压分闸、来电延时合闸、电压
时间、闭锁功能）；联络开关设置的模式为：联络（单侧失电延时合闸、两侧有
压闭锁合闸、瞬时来电闭锁合闸功能）。

3.3.3短路故障处理平均时间
两开关三分段线路，故障定位隔离时间小于15秒；前端非故障区域恢复时间前端小于30秒。

3.3.4优缺点
优点：快速确定故障发生地点，隔离开故障，无需子站、主站，节约投资；缺点：网架改变后需要调整定值，系统适应性较低。

结语：就地型馈线自动化是以10kV线路为单位，通过主干线路上的具备自动化功能的保护装置，与线路上级变电站出线断路器配合实现故障自动定位、切除，或者隔离、同时非故障区间恢复供电。

使供电运维部门能及时掌握线路运行情况，减少停电，预防停电。

该方案不用建立故障定位系统或配电自动化系统，无需建立庞大的子站、主站，运维工作量小，投资少，容易实施；因此，就地型馈线自动化的应用将是各供电部门最佳故障复电方案，可以推广运用。

参考文献：
[1]邓明华.就地型馈线自动化的应用[J].农村电工.2018,26(05):39
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