郭乃暢

（國網(wǎng)冀北唐山遷西縣供電公司，唐山 遷西064300）

隨著近年來配電自動(dòng)化專業(yè)的不斷深入發(fā)展，配電網(wǎng)自動(dòng)化設(shè)備覆蓋率的不斷提高，如何將配電自動(dòng)化各項(xiàng)應(yīng)用價(jià)值發(fā)揮最大化，有效提升對配網(wǎng)精益化運(yùn)維的有效支撐已成為當(dāng)前運(yùn)維人員值得深入研究的問題。就地型饋線自動(dòng)化技術(shù)作為配電自動(dòng)化的高級應(yīng)用，在線路故障跳閘時(shí)如何將其與傳統(tǒng)的10 kV線路開關(guān)保護(hù)跳閘模式相配合，既達(dá)到設(shè)備資源的合理利用，又能最大限度發(fā)揮其應(yīng)用功能，是一個(gè)當(dāng)前值得探討的課題。

1 現(xiàn)狀分析

當(dāng)前大部分變電站10 kV出線站內(nèi)保護(hù)以速斷和過流保護(hù)配置為主，其中速斷保護(hù)動(dòng)作時(shí)間整定以0 s居多，部分為0.3 s或0.5 s。特別是多數(shù)35 kV變電站由于投運(yùn)時(shí)間較長，主變抗短路能力較差，10 kV出線速斷保護(hù)動(dòng)作時(shí)間以0 s為主。而當(dāng)線路發(fā)生短路故障時(shí)，線路開關(guān)保護(hù)定值主要靠動(dòng)作時(shí)間與變電站保護(hù)相配合，在變電站跳閘之前保護(hù)動(dòng)作切除故障。但當(dāng)變電站速斷保護(hù)動(dòng)作時(shí)間整定為0 s時(shí)就意味著站內(nèi)開關(guān)與線路開關(guān)會(huì)同時(shí)跳閘，導(dǎo)致故障范圍擴(kuò)大，即使變電站配置了一次重合閘，也會(huì)不同程度的擴(kuò)大停電范圍且造成無法躲避瞬時(shí)故障。

就國網(wǎng)冀北電力公司來說，特別是目前縣級供電公司配電自動(dòng)化設(shè)備光纖覆蓋率較低，絕大多數(shù)配電自動(dòng)化終端通信方式以無線公網(wǎng)為主，當(dāng)前無線公網(wǎng)通信方式禁止使用遙控功能，即使線路開關(guān)均配置了FTU，當(dāng)線路跳閘也無法第一時(shí)間根據(jù)主站定位功能遙控合閘恢復(fù)非故障區(qū)域供電，仍然需要通知運(yùn)維人員到現(xiàn)場手動(dòng)操作。

2 存在問題

傳統(tǒng)單純的重合器式就地型饋線自動(dòng)化應(yīng)用模式受不同線路結(jié)構(gòu)及運(yùn)行方式影響，須及時(shí)對FTU參數(shù)進(jìn)行調(diào)整，且所有開關(guān)均按此模式進(jìn)行配置的話改造和運(yùn)維工作量極大。而單純的集中型饋線自動(dòng)化模式受終端通信方式和級差配合空間制約，容易造成越級跳閘且無線公網(wǎng)通信部分地區(qū)尚未開通主站遙控功能，不能第一時(shí)間恢復(fù)非故障區(qū)域供電。2種方案均存在短板，迫切需要一種既簡單可靠又能最大限度縮小故障停電范圍的解決方案。

3 技術(shù)方案

本文提出一種利用就地型饋線自動(dòng)化技術(shù)與集中型開關(guān)保護(hù)跳閘模式相配合的10 kV線路保護(hù)配置模式。通過利用電壓時(shí)間型開關(guān)來電延時(shí)合閘，失壓分閘的動(dòng)作特性，與變電站10 kV出線電流保護(hù)級差相配合，實(shí)現(xiàn)資源合理利用并最大限度縮小故障停電范圍。下面針對變電站10 kV出口有級差配合空間和無級差配合空間2種情況分別進(jìn)行說明。

3.1 變電站配置瞬時(shí)電流速斷保護(hù)且無級差配合

針對此類情況主干線路前中段線路分段開關(guān)按照電壓時(shí)間型饋線自動(dòng)化模式進(jìn)行配置，尾端及大分支線路按照集中型（即保護(hù)跳閘）模式進(jìn)行配置，整體設(shè)計(jì)方案如圖1所示。

圖1 線路結(jié)構(gòu)示意圖

當(dāng)任意區(qū)段發(fā)生短路故障時(shí)，按照集中型饋線自動(dòng)化保護(hù)配置模式由于無級差配合空間會(huì)導(dǎo)致故障點(diǎn)與變電站之間所有開關(guān)保護(hù)跳閘，變電站重合成功后也會(huì)造成線路全部停電，配電自動(dòng)化主站根據(jù)保護(hù)動(dòng)作情況判斷出故障點(diǎn)后，通知運(yùn)維人員到達(dá)現(xiàn)場手動(dòng)完成非故障區(qū)段送電。

本技術(shù)方案FS1、FS2、FS3三臺主干線路分段開關(guān)按照電壓時(shí)間型饋線自動(dòng)化模式進(jìn)行配置，即線路失電分閘，來電延時(shí)合閘。主干線路尾端分段開關(guān)FS4及QS1、QS2兩臺分支線路開關(guān)按照集中型饋線自動(dòng)化模式進(jìn)行配置。當(dāng)主干線路a、b、c任一區(qū)段發(fā)生短路故障時(shí)，變電站跳閘一次重合后FS1-FS3開關(guān)會(huì)依次自動(dòng)延時(shí)合閘，故障臨界開關(guān)合于故障后閉鎖合閘，從而將故障點(diǎn)進(jìn)行隔離，變電站二次重合后（變電站未配置二次重合閘時(shí)可以通過延長站外首開關(guān)FS1的X時(shí)間躲避站內(nèi)一次重合閘復(fù)歸時(shí)間達(dá)到二次重合效果）恢復(fù)非故障區(qū)段供電。

當(dāng)線路尾端d區(qū)段發(fā)生故障時(shí)，由于變電站速斷保護(hù)范圍一般為線路總長的80%，線路尾端不在變電站速斷保護(hù)范圍內(nèi)，而變電站過流保護(hù)動(dòng)作延時(shí)一般為0.7～1 s，按照0.3 s的10 kV線路標(biāo)準(zhǔn)級差與FS4開關(guān)可以進(jìn)行配合，d區(qū)段發(fā)生故障開關(guān)FS4可以在變電站跳閘之前直接將故障切除，不影響其他非故障區(qū)段供電。

當(dāng)分支線路發(fā)生短路故障時(shí)（即e、f區(qū)段），變電站及分支開關(guān)QS1或QS2保護(hù)動(dòng)作跳閘，變電站一次重合后主干線路FS1—FS3依次延時(shí)合閘送出，只有故障分支停電，不影響線路其他用戶供電。

3.2 變電站配置瞬時(shí)電流速斷保護(hù)且有級差配合

一般在有級差配合的情況下站內(nèi)速斷保護(hù)動(dòng)作時(shí)間為0.3 s或0.5 s。以0.5 s為例，按照0.3 s的保護(hù)級差線路最多可以設(shè)置兩級保護(hù)。同樣以單幅射線路圖1為例，按照傳統(tǒng)保護(hù)配合方式，站外首開關(guān)FS1，及分段開關(guān)FS2、分支開關(guān)QS1可以與變電站進(jìn)行配合，a、b、e區(qū)段發(fā)生短路故障臨界開關(guān)直接跳閘切除故障不會(huì)導(dǎo)致故障范圍擴(kuò)大，而當(dāng)其他區(qū)段發(fā)生故障時(shí)依然會(huì)導(dǎo)致越級跳閘擴(kuò)大事故范圍。

針對此類情況，本技術(shù)方案提出由于站外首開關(guān)與站內(nèi)開關(guān)保護(hù)范圍重疊且位置接近，站外首開關(guān)按照電壓時(shí)間型饋線自動(dòng)化模式進(jìn)行配，其他開關(guān)按照集中型（保護(hù)跳閘）模式進(jìn)行配置，其中主干線路尾端分段開關(guān)安裝在線路全長的80%以外部分。由于將站外首開關(guān)設(shè)置成了電壓時(shí)間型模式，由此可以多出一級保護(hù)級差進(jìn)行配合，F(xiàn)S2、FS3可以在時(shí)間上與站內(nèi)速斷保護(hù)進(jìn)行配合，F(xiàn)S4由于安裝在線路尾端不在站內(nèi)速斷保護(hù)范圍內(nèi)也可以與站內(nèi)過流保護(hù)進(jìn)行配合。由此主干線路發(fā)生故障時(shí)均可由故障臨界開關(guān)直接切除，分支線路開關(guān)依據(jù)安裝位置也可在一定程度上與站內(nèi)保護(hù)進(jìn)行配合，從而最大限度縮小故障范圍。

4 效果分析

解決了線路故障越級跳閘這一難題，線路跳閘時(shí)成功將停電范圍降至最小，有效提高供電可靠性。利用就地型饋線自動(dòng)化開關(guān)逐級延時(shí)自動(dòng)重合第一時(shí)間有效規(guī)避了線路瞬時(shí)故障，減輕基層人員運(yùn)維壓力。有效降低了線路跳閘供電所巡線難度，可以直接根據(jù)配電自動(dòng)化主站的故障定位信息直達(dá)故障點(diǎn)進(jìn)行處理，有效提升搶修效率。通過將就地型饋線自動(dòng)化模式與保護(hù)級差配合模式相結(jié)合，最大限度發(fā)揮其應(yīng)用價(jià)值，提升電網(wǎng)供電可靠性。