浅谈10KV架空线路馈线自动化保护方案

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摘 要：本文通过分析馈线自动化的短路故障处理及接地故障处理原理，对馈线自动化保护配置方案进行了论述，总结提高供电可靠性和提高电能质量的方案特点。

关键词：架空线路；馈线自动化；故障处理

中图分类号：TM76 文献标识码：A

随着我国经济的快速发展，电力用户用电的依赖性越来越高，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量。

1 馈线自动化工作原理

本模式为10kv中性点消弧线圈接地系统研发的馈线自动化模式，该模式成套设备由电压型柱上负荷开关、电压型监控终端及三相-零序组合式电压互感器三组件组成，成套设备采用电压－时限工作原理，与变电站出线断路器配合，完成故障地隔离和非故障区间的供电恢复。

1.1 短路故障处理原理

当线路发生短路故障时，变电站出线断路器保护跳闸，经过大于3.5秒后第一次重合闸，柱上负荷开关一侧得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线断路器再次跳闸，同时监控终端通过电压－时限逻辑判断出故障点并闭锁故障点两端负荷开关，保证负荷开关再次得电后不合闸(此次重合闸是为了判断故障点并隔离故障点)；变电站出线断路器第二次重合闸，恢复故障点前端线路供电，联络开关延时合闸，自动恢复故障点后端线路供电。

1.2 接地故障处理原理

由于10kV系统是小电流接地系统，发生单相接地故障时，整个10kV系统都有零序电压，此时需要通过人为的拉线法找出故障线路。当找出故障线路后，再人为合上线路出口断路器，柱上负荷开关单侧得电后延时逐级合闸，合闸到非故障区段线路，监控终端检测不到零序电压，合闸到故障区段线路后，监控终端检测到零序电压，此时监控终端给负荷开关发出分闸命令成功隔离故障，同时故障点后端监控终端感受到一个瞬时电压也成功闭锁。联络开关经延时后，自动合闸恢复故障点后端线路供电。

2 馈线自动化保护配置方案(断路器＋负荷开关＋智能控制器)

本方案涉及的主要设备为馈线出线断路器、主干线分段断路器、主干线分段负荷开关、分支线分界断路器、分支线分界负荷开关、分支线用户分界负荷开关。

2.1 馈线出线断路器

馈线出线断路器配置二次重合闸，设速断保护、带时限过流保护、零序保护装置。速断和过流保护动作时间整定为0.3s，零序保护时间整定为1s。一次重合闸延时5s，二次重合闸延时60s。二次重合闸闭锁时间为5s。

2.2 主干线分段断路器--配备时限电流保护

在馈线主干线上设置一台馈线自动化分段断路器。分段断路器配置三相电流互感器和零序电流互感器，具有分断相间短路电流、负荷电流和零序电流的功能。馈线自动化分段断路器连接馈线自动化控制器。

主干线分段断路器FB(配备时限保护)将主干线分为两段，分段原则主要考虑线路的负荷分布，开关两侧的馈线负荷或线路长度应尽可能相等。

2.3 主干线分段负荷开关

在主干线上设置馈线自动化分段负荷开关，实现自动隔离故障区域。分段负荷开关配置三相电压互感器、电流互感器，具有分断负荷电流的功能。主干线分段负荷开关可以根据实际需要设置多台，可设置在主干线的任何位置。馈线自动化分段负荷开关连接馈线自动化控制器。

2.4 分支线分界断路器--配备时限电流保护

分支线分界断路器设置在主干线的大分支线首端，其作用主要是隔离分支线上发生的故障。分段断路器配置三相电流互感器、零序电流互感器，具有分断相间短路电流、负荷电流和零序电流的功能，分支线分段断路器配置馈线自动化控制器。

在主干线分段断路器(FB)电源侧的分支线上，分支线分界断路器可整定相间短路动作时限为0.15s，零序保护0.6s，并可在第二级分支线上再增加一个分支线用户分界断路器，相间短路保护动作时限整定为0s，零序保护0.3s。

分支线分界断路器可选择设置在负荷较重、线路延伸距离长且发生故障次数较多的大分支线首端。在一条线路上不宜设置多台电流保护动作时间为0s的分界断路器，避免瞬时故障引起断路器跳闸。

2.5 分支线分界负荷开关

分支分界负荷开关安装在分支线首端，其作用主要是隔离发生在分支线上的故障。分支线分界负荷开关配置三相电压和电流互感器、零序互感器，具有分断负荷电流和零序电流的功能，自动隔离单相接地故障，分支线分界负荷开关连接馈线自动化控制器。

分支线以设置分支线分界负荷开关为主，所带负荷较重的大分支线可在分支线首端设置分支线分界断路器，下级设置分界负荷开关。

2.6 分支线用户分界负荷开关

分支线用户分界开关装设在10kV配网架空线路分支线用户出门位置的责任分界点，具有分断负荷电流以及自动隔离单相接地故障的能力，配置三相电流互感器和零序电流互感器。若分支线上只有一个用户，可在分支线首端设置分支线用户分界负荷开关，无需设置分支线分界负荷开关，分支线用户分界负荷开关连接馈线自动化控制器。

分支线用户分界负荷开关与分支线分界负荷开关的功能基本相同，应选择安装在重要用户与公网线路的责任分界点，尤其是曾多次发生用户出门事故的用户。

综上所述，根据馈线自动化保护配置方案，结合图1详细对不同故障点故障隔离过程的可行性进行分析及说明。(如图1）

CB为带时限保护(过流:0.30s，零序1.0s)和二次重合闸功能的馈线出线断路器；FB为带时限保护(过流；0.15s，零序0.6s)和二次重合闸功能的主干线分段断路器；FSW1～FSW2为主干线分段负荷开关；ZB1为带时限保护(速断0s，零序0.3s)和二次重合闸功能的分支线分界断路器；ZSW1为分支线分界负荷开关；YSW1～YSW3为分支线用户分界负荷开关；LSW为联络开关；方框表示断路器，圆圈表示负荷开关；开关填充黑色表示闭合，填充白色表示分闸。

3 馈线自动化的故障处理

3.1 主干线分段断路器电源侧的故障处理(隔离故障恢复供电所需时间为70s)

FSW1和FB之间发生永久故障，CB保护动作跳闸，FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1～3在失压后跳闸，CB在5s后重合闸，FSW1一侧有压，延时5s合闸，由于是永久故障，CB再次跳闸，FSW1失压分闸，并闭锁合闸，CB在60s后第二次重合闸，重合成功。FSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约70s见图2。

3.2 主干线分段断路器负荷侧的故障处理（隔离故障恢复供电所需时间：70秒）

FSW2和ZSW1之间发生永久故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸，FB在5s之后重合闸，FSW2一侧有压，延时5s合闸，由于是永久故障，FB再次跳闸，FSW2分闸并闭锁合闸，FB在60s后第二次重合闸。FSW2成功隔离故障，隔离故障耗时约70秒见图3。

3.3 分支线分界负荷开关负荷侧发生永久故障（隔离故障恢复供电所需时间：75秒）

ZSW1和YSW3之间发生永久故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸，FB在5s后重合闸，FSW2一侧有压，在延时5s后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸，ZSW1一侧有压，在延时5s后合闸，由于是永久故障，FB再次跳闸，ZSW1分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸，FB在60s后第二次重合闸。ZSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约75秒。（如图4）

3.4 分支线分界断路器负荷侧发生永久故障(隔离故障恢复供电所需时间:5s)

ZB1与YSW1/YSW2之间发生永久故障，ZB1保护动作跳闸，ZB1在5s后重合闸，由于是永久故障，ZB1再次跳闸并闭锁合闸，ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5s。(如图5）

3.5 分支线用户分界负荷开关用户侧发生永久故障(隔离故障恢复供电所需时间:80秒)

用户YSW3发生永久故障若是相间短路故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。(若是单相接地故障，YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作)。FB在5s后重合闸。FSW2一侧有压，在延时5s后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸。ZSW1一侧有压，在延时5s后合闸。ZSW1在3s后闭锁分闸。YSW3一侧有压，在延时5s后合闸。由于是永久故障，FB保护动作跳闸，YSW3分闸并闭锁合闸，FSW2、ZSW1保持合闸。FB在60s后第二次重合闸。YSW3成功隔离故障，隔离故障耗时约80s。（如图6）

结语

综合上述，该方案的特点为：

①设置主干线分段断路器(配备时限保护)将主干线分为两段，第二分段发生故障由主干线分段断路器自动切除，不会引起变电站出线断路器跳闸，相当于减少了50％变电站出线断路器的跳闸，同时缩小了故障引起的停电范围，保障了上一级线路的正常供电。

②只有馈线出线开关到第一个分段断路器(负荷开关)之间区域发生永久性故障时才会导致馈线出线开关重合不成功，其余区域如果发生故障将能得到迅速隔离，跳闸后重合成功，变电站出线开关重合成功率将得到大幅提高，可达到90％以上。

③分段负荷开关具有分闸闭锁功能，减少了恢复供电时逐级合闸的时间，减少了非故障段的停电时间。

④用户分界负荷开关的应用有效隔离了用户侧单相接地故障，不会引起的上一级线路跳闸，减少了用户出门事故。

⑤无需通信手段即可实现故障的迅速隔离，若配合通信手段可实时监控各开关的状态，开关动作时向后台发送故障信号，实现故障的快速定位。同时，实时采集监视馈线潮流和开关运行信息。

参考文献

[1]朱学森.馈线自动化的模式及应用[J].农村电工，2004(9)．

[2]董霞成.配电网自动化中馈线自动化的实现及分析[J].内蒙古电力技术，2003.