丛树安，王腾龙，檀 悦，蔡世超，曹建春

(中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，长春 130021)

近年来，信息技术、电力电子技术、电力自动化技术日新月异，加速推进了智能配电网的建设进程，其中配电自动化是提高供电可靠性的重要手段，也是智能配电网的重要组成部分[1]。先进的配电自动化技术已在城市和重点城区试点或推广应用[2-4]。目前在城市中推广应用的配电自动化技术，在农村环境下推广应用时，会有诸多局限性，例如智能分布式配电自动化技术需要全线敷设光缆，在农村地区的实施条件并不成熟[5-6]。我国农村中压配电线路仍以传统的级差保护为主，少量的配有就地重合式配电自动化技术，但传统的电压-时间型、电压-电流-时间型、自适应综合型等就地馈线自动化技术均需要变电站出线断路器配置2或3次重合闸，国网系统内变电站出线断路器均只配置1次重合闸，在使用效果上存在进一步改进的空间。随着我国经济的发展，全面步入小康社会目标的达成，农村用电负荷对供电可靠性的要求也日益提高，急需一种经济适用、高效可靠的配电自动化技术，用于提高现代化农村用户的用电可靠性，切实降低农村用户的年平均停电时间。

1 传统就地馈线自动化技术

就地型重合器式馈线自动化根据不同判据，目前可分为3类：电压-时间型、电压-电流-时间型、自适应综合型[7]。

a.电压-时间型馈线自动化。依靠配电终端(feeder terminal unit，FTU)检测分段两侧有无电压后做出相应分合闸指令的工作原理，通过变电站出线断路器1次重合闸完成故障段线路的隔离，2次重合闸完成非故障区间线路的供电恢复。

b.电压-电流-时间型馈线自动化。依靠FTU检测分段断路器两侧失压与过流的次数，通过变电站出线断路器的3次重合闸，逐步完成中压线路故障的处理。变电站出线断路器1次重合闸完成线路瞬时性故障的处理，2次重合闸完成故障段线路的隔离，3次重合闸完成非故障区间线路的供电恢复。

c.自适应综合型馈线自动化。此类型FTU在具备电压-时间型FTU的工作特性外，同时具备单相接地故障选线、选段功能，通过变电站出线断路器2次重合闸控制策略，实现多分段多联络多分支配电网架的故障处理。出线断路器1次重合闸完成故障段线路的隔离，2次重合闸完成非故障区间线路的供电恢复。

以上3种就地馈线自动化均需要变电站出线断路器配置2或3次重合闸，目前国家电网系统内变电站出线断路器均只配置1次重合闸，基于此现状，提出一种只需1次重合闸配合的就地馈线自动化技术方案。

2 新型馈线自动化技术方案

设计一种新型馈线自动化技术只需变电站出口断路器1次重合闸配合，即可完成故障区间定位、隔离，以及故障点上游非故障区间的供电，然后通过联络开关合闸恢复故障点下游非故障区段的供电。

当中压馈线发生短路故障时，变电站线路保护装置(设0.2 s短延时)可靠动作，跳开出线断路器(circut breaker，BC)，配电终端FTU检测到分段断路器两侧无电压后跳开分段断路器BF， BC延时合闸，当短路为瞬时故障时，分段断路器在FTU合闸指令下逐级延时合闸，线路恢复供电。当短路为永久故障时，分段断路器逐级检测到电压并延时X时间(检测到电压后的确认时间，可设置5～8 s)合闸送出，当合闸至故障区段时，分段断路器立刻启动加速跳闸(0 s)，并闭锁在分闸状态，故障点后端开关因感受瞬时来电未保持X时间，也闭锁在分闸状态(残压闭锁)。

2.1 新型馈线自动化动作逻辑

2.1.1 主干线瞬时故障处理逻辑

a. 图1为线路正常供电状态馈线自动化动作逻辑， BC1、BC2为变电站内中压线路出线断路器， BF01、BF02、BF03为中压线路1的分段断路器， BF04、BF05、BF06为中压线路2的分段断路器， BL为线路1和线路2的联络断路器。

图1 线路正常供电状态馈线自动化动作逻辑

b.假定BF02与BF03的区间内发生故障，故障电流超过变电站出线线路保护装置定值，经短延时0.2 s后保护装置动作出口，跳开BC1，馈线自动化动作逻辑见图2。

图2 BF02与BF03的区间内发生故障馈线自动化动作逻辑

c. BF01、BF02、BF03感受到失压均分闸，馈线自动化动作逻辑见图3。

图3 BF01、BF02、BF03感受到失压均分闸馈线自动化动作逻辑

d.3 s后，变电站BC1自动重合闸，馈线自动化动作逻辑见图4。

图4 BC1自动重合闸馈线自动化动作逻辑

e. BF01感受来电并延时X时间(可设置5～8 s)后自动合闸，馈线自动化动作逻辑见图5。

图5 BF01感受来电并延时X时间后自动合闸，馈线自动化动作逻辑

f.BF02感受来电并延时X时间(可设置5～8 s)后自动合闸，由于是瞬时故障，此时故障消失， BF02合闸后无故障电流， BF02合闸成功，馈线自动化动作逻辑见图6。

图6 BF02合闸成功馈线自动化动作逻辑

g.BF03感受来电并延时X时间(可设置5～8 s)后自动合闸，恢复全线供电，馈线自动化动作逻辑见图7。

图7 恢复全线供电馈线自动化动作逻辑

2.1.2 主干线永久故障处理逻辑

当发生永久性故障时，步骤a—e与发生瞬时故障时一致，当进行第f步时BF02感受来电并延时X时间(可设置5～8 s)后自动合闸， BF02合闸于故障点，启动加速跳闸(0 s)，同时BF02闭锁在分闸状态； BF03感受到残压(有压时间少于X时间)，BF03闭锁在分闸状态，完成故障段隔离，馈线自动化动作逻辑见图8。

图8 完成故障段隔离时馈线自动化动作逻辑

联络断路器BL合闸，完成故障点下游非故障段供电。联络断路器的合闸方式可采用自动延时合闸方式、人工就地操作方式、遥控操作方式(具备遥控条件时)，馈线自动化动作逻辑见图9。

图9 完成故障点下游非故障段供电馈线自动化动作逻辑

2.1.3 分支故障处理逻辑

在农村中压线路的大分支处设置一台断路器代替原有的负荷开关，并配置瞬时速断保护(0 s)和1次重合闸。当分支线路发生瞬时性故障时，由于变电站线路保护装置设有0.2 s短延时，分支断路器瞬时速断保护(0 s)优先动作出口跳开分支断路器，并经2～3 s延时后重合闸，分支断路器重合成功，分支线路供电恢复。当分支发生永久性故障时，分支断路器瞬时速断保护(0 s)优先动作出口跳开分支断路器，并经2～3 s延时后重合闸，重合于故障点，启动加速跳闸(0 s)，实现故障隔离，在此期间变电站线路保护装置始终未动作出口跳闸，保证了主干线路上其他用户的供电可靠性。

2.2 新型馈线自动化技术方案相关配置原则

2.2.1 布点原则

a.中压主干线路的分段与联络断路器不再选用负荷开关，均选用成套断路器，主干线路上的分段断路器数量设置在4个以内。

b.中压线路的大分支处配置一台分支断路器，同样采用成套断路器，并为其配置瞬时速断保护(0 s)和1次重合闸，与变电站线路保护装置(0.2 s)设定级差配合。

c.在终端大用户与分支线路间配置分界断路器，避免用户界内的故障造成整条中压线路停电。

2.2.2 断路器动作时限

a.X时限：延时合闸时限或开关合闸时间。FTU检测到开关一侧有电压后开始计时，计时超过X时限后，FTU发出合闸命令，开关自动合闸。若FTU检测到开关一侧有电压并开始计时后，计时未达到X时限，FTU检测到再次失压，FTU启动残压闭锁，之后当FTU再检测到另一侧有电压时，不再启动计时，闭锁在分闸状态。

b.合闸故障后加速跳闸：若断路器合闸于故障点，FTU监测到故障电流后，立刻启动0 s跳闸，并闭锁在分闸状态。

c.短延时速断保护：变电站出线保护装置投入短延时速断保护(保护延时定值设0.2 s)，并配置1次重合闸。

2.2.3 配电自动化终端选用原则

a.配套“二遥”动作型配电自动化FTU，具备通信条件的，可采用无线公网通信方式将采集信息上传至配电自动化主站。

b.由于主干线上采用的配电自动化终端不具备单相接地故障检测功能，配合暂态录波型故障指示器协助判断接地故障位置。在线路首段加装故障指示器1套，实现接地选线功能。在无馈线自动化的分支线路上可加装故障指示器，完善配电自动化主站线路信息。

2.3 新型馈线自动化技术方案优势

新型馈线自动化动作逻辑不依赖于通信和主站，仅需要变电站出线断路器配置1次重合闸即可完成线路故障段的就地定位与隔离，以及非故障区间线路的供电恢复，大大节约人力成本，瞬时故障和永久故障处理速度快，动作可靠，运行维护简单，分段开关全部选用断路器，后期升级改造具备更大灵活性。

与新型馈线自动化相比，传统的电压-时间型和自适应型均需要变电站中压出线断路器配置2次重合闸，电压-电流-时间型需要变电站中压出线断路器配置3次重合闸，才能完成线路故障的就地定位与隔离，以及非故障区间线路的供电恢复。

目前10 kV电压等级的负荷开关与真空断路器的造价成本相差不大，选用全断路器方案的投资成本与选用负荷开关方案的投资相差不大。

3 结论及建议

本文阐述了传统的电压-时间型、电压-电流-时间型、自适应综合型等就地馈线自动化技术的技术特点，传统的级差保护均需要变电站出线断路器配置2或3次重合闸，而国网系统内变电站出线断路器大都只配置1次重合闸，基于此现状，提出应用一种只需出线断路器1次重合闸配合，且适用于现代化农村智能配电网的新型就地馈线自动化技术方案，节约了人力成本，缩短了用户的停电时间。