区域配电网故障自动化动作过程分析

孙云才

国网山东省电力公司蒙阴县供电公司 山东蒙阴 276200

1 馈线自动化模式

1.1 集中型FA

主站系统根据各配电终端检测到的故障报警，结合变电站、开关站等的继电保护信号、开关跳闸等故障信息，启动故障处理程序，确定故障类型和发生位置。主站系统下令实现故障区段隔离和非故障区段的恢复供电。

1.2 电压-时间型FA

设备通过变电站一次重合（重合时间为1S）配合，“电压-时间型”分段开关就地完成故障区段的判定及隔离，故障区段隔离后主站系统遥控变电站出线开关和联络开关合闸，完成非故障区段的恢复供电[1]。

2 FA动作必要条件、逻辑

（1）站内设备动作信息（保护动作信息、事故总、开关变位信息）。如果系统先收到站内开关变位信息，系统会自动等待保护信息5秒钟，待保护信息完全上传后FA才会启动，如果5秒内没有收集全FA自动取消。（2）如收到保护信息，系统会自动等待开关变位信息30秒，若30秒内没有收到开关变位信息FA自动取消。该逻辑是避免站内开关手动操作触发FA动作。（3）FA启动后系统会在30秒时间内收集该线路智能开关动作信息，所有的开关动作信息必须在30秒时间内上送完成，在30秒后收到的信息系统将不采用，这就是为什么区间有时候判定不正确的原因。（4）启动后会筛选该线路FA启动前3分钟以内，所有智能设备上传的保护信息作为参考，作为区间判断依据。

3 馈线自动化功能及动作过程分析

3.1 故障定位

系统根据配电终端传送的故障信息，快速定位故障区段，并在配调工作站上自动推图，以醒目方式显示故障发生点及相关信息。

3.2 故障区段隔离

对于瞬时故障，若变电站出线开关重合成功，恢复供电，则不启动故障处理，只报警和记录相关事项。对于永久性故障，变电站出线开关重合不成功后，则启动故障处理。系统根据故障定位结果确定隔离方案，故障隔离自动或经调度员确认后进行。

3.3 非故障区段恢复供电

非故障区段恢复供电故障处理过程可选择自动方式或人机交互方式进行，执行过程中允许单步执行，也可在连续执行时人工暂停执行。以10kV城关线-市政I线为例说明“集中型”馈线自动化的实现原理。主站系统也能支持电压-时间型FA。如图1所示。城关线与市政I线联络，两条线均为架空线路。主线开关选用FZW28-12分段开关(FTU)，具备故障检测功能、保护控制功能和通信功能。支线选用FJW28-12分界开关(FTU)，可以实现自动切除被控支线的单相接地故障和自动隔离被控支线的相间短路故障。

图1 “集中型”馈线自动化典型案例

当B区发生短路故障时：（1）变电站10kV出线断路器K1检测到故障电流分闸。（2）分段1开关检测到电流超限及持续失压，产生故障遥信并上传至主站。（3）主站收到K1开关变位及分段1的故障信号后，将故障点定位在分段1和分段2之间，并将信息传给子站。（4）子站发出遥控分闸指令，分开分段1和分段2开关，将故障区段隔离。（5）子站遥控令K1和联络开关合闸恢复A区和C区正常供电。

当C区发生永久性故障时：（1）变电站10kV出线断路器K1检测到故障后分闸。（2）安装于分段2开关检测到电流超限及持续失压，产生故障遥信并上传至主站。（3）主站收到K1开关变位及分段2开关的故障信号后，将故障点定位在分段2和联络开关之间，并将信息传给子站。（4）子站发出遥控分闸指令，分开分段2开关，将故障隔离。（5）隔离成功后，主站发出遥控合闸指令，合上出口断路器K1及分段1开关，恢复非故障区段的供电。

以市政I线支线侧发生故障为例，说明支线侧馈线自动化的基本原理。如图2所示，城关线、市政I线为架空线路，FFK开关为分界负荷开关。

图2 用户侧馈线自动化典型案例

当H区发生相间短路故障时：

故障发生后，变电站10kV出线断路器K2检测到故障电流分闸。FFK分界负荷开关在K2分闸后快速进行分闸，隔离故障。 变电站出线断路器K2分闸1S后，重合闸成功、恢复供电。

4 结语

通过配网自动化建设能实现以下效果：一是提高供电可靠性。通过馈线自动化的实施，大幅度减少非故障线段供电恢复时间及故障查找时间，通过在用户产权线路应用分界开关，确保用户故障不影响配电线路运行。二是减少综合线损，提高电压合格率。通过一次网架优化和改造，缩短线路供电半径，通过配电自动化信息的实时监测，合理调整负荷侧设备的运行方式，优化配电线路负荷，实现配电网经济运行，减少线路理论线损，提高了电压合格率。三是优化一次网架，实现配电自动化。通过一次网架优化和改造，实施区域配电网线路应满足供电安全N-1准则要求，形成以“三遥”为主的配电自动化模式。