一种就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法及应用与流程

本发明涉及配线故障检修领域，尤其涉及一种就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法及模式应用。

背景技术

馈线自动化是利用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、隔离和恢复对非故障区域的供电。近年来，针对不同类型的供电区域，智能配电网建设采用差异化原则，馈线自动化实现故障处理可采用集中型和就地型模式。就地型馈线自动化不依赖通信，通过设备自身保护或时序配合完成故障处理。传统的重合器式馈线自动化分为电压时间型、电压电流时间型等模式，以线路负荷开关配合变电站出线断路器。

重合器式馈线自动化的实现不依赖于主站和通信，动作可靠、处理迅速，能适应较为恶劣的环境。电压时间型是最为常见的就地重合器式馈线自动化模式，通过开关“无压分闸、来电延时合闸”的工作特性配合变电站出线开关二次合闸来实现，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。根据不同的应用需求，在电压时间型的基础上增加了电流辅助判据，形成了电压电流时间型和自适应综合型等派生模式。

现阶段，我国许多b、c类供电区域推广试用就地型馈线自动化，但在推广过程中遇到瓶颈，主要原因为目前的配网一次网架难以承受多次重合的冲击。

配电网点多面广、运行环境复杂且故障频发，在配电线路发生短路故障后如何快速定位、隔离故障，恢复非故障区域供电是馈线自动化要实现的目标。而目前推广的重合器式馈线自动化存在以下技术问题：

(1)配电线路任意一点发生故障后都将引起变电站出线开关跳闸，即引起一次全线停电，扩大停电面积，降低供电可靠性；

(2)配电线路永久故障时，变电站出线开关须完成二次重合才能恢复供电，即非故障区域会感受到两次短时停电；

(3)若在近出线端发生故障时，短路电流较大，二次重合对变电站一次设备冲击较大，降低使用寿命。

技术实现要素：

本发明的目的是为了克服现有技术的不足，得到一种就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法，将继电保护“就地隔离”及馈线自动化“自恢复”的优势结合起来，在线路发生故障时优先通过继电保护就地隔离，最大化缩小停电范围。若变电站保护时间延时裕度大，则与馈线终端形成全延时级差配合以保证保护选择性，即任意一点故障由本级保护隔离，非故障区域不停电，在发生瞬时故障时依靠馈线自动化功能自恢复。

本发明是通过以下技术方案实现：

一种就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法，包括以下步骤：

1-1)当故障电流定值及时间延时定值满足保护定值条件时，由故障点上游唯一馈线终端就地隔离；

1-2)满足有压重合条件后，在x时间后重合动作；

1-3)若为瞬时故障则恢复供电等待下一次故障，若为永久故障则再次分闸并闭锁于分闸状态下；

1-4)故障就地处理完成后将处理结果通过无线通信上传主站，进一步研判故障区段并发送告警信息。

进一步地，在使用时具体包含如下步骤：

2-1)在线路任意一点发生故障时，由于上游馈线终端保护动作时间最小，将优先隔离故障区段；

2-2)馈线终端保护分闸后先进入x时间，若有压重合条件满足，x时间后开关一次重合动作；

2-3)x时间后进入故障检测y时间，y时间内开关未分闸认为重合成功，故障不在本级，y时间内开关分闸认为重合失败，故障在本级；

2-4)若重合失败，馈线终端闭锁于分闸状态，若重合成功，则恢复供电；

其中，x时间为有压延时重合时间，默认5s可整定；y时间为故障检测时间，默认3s可整定；馈线终端保护动作时间为过电流保护动作时间，根据站内定值整定。

进一步地，有压重合条件为保护分闸，上级有压，重合闸投，x时间内有压。

进一步地，站内保护动作时间大于300ms，馈线终端保护动作时间小于100ms。

进一步地，就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法选用一二次高度融合的馈线终端设备，其保护动作时间由三部分组成，分别为：故障判断时间，继电器开出时间及固有分闸时间；其中故障判断时间根据故障电流大小不同在10ms-20ms，继电器开出时间为10ms，固有分闸时间为25-30ms。

一种就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法的应用，其特征在于，以10kv变电站为例，具体如下：

10kv变电站出线开关退出瞬时速断保护，延时速断保护定值1550a\400ms，过电流保护定值为390a\1000ms，通过就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法进行整定，对线路主干线、分支线分别模拟永久短路故障、瞬时短路故障，其就地智能型故障处理过程如下：

s1、在主干线fd2-fd3之间发生永久短路故障，故障电流1325a，故障相别ab相；主干线fd1开关及fd2开关ⅱ段保护定值分别为1250a、1000a，满足电流启动条件开始计时，变电站cx开关iii段保护定值为390a，满足电流启动条件开始计时:

s1-a、100ms后，fd2开关保护分闸隔离故障，此时fd1开关ⅱ段保护及变电站开关iii段保护返回；

s1-b、fd2开关上级有电，满足有压重合启动条件进入x时间计时，5s后重合闸动作，由于故障在fd2后，y时间内检测到故障，重合闸于故障并闭锁在分闸状态下；

s2、fz2支线发生瞬时短路故障，故障电流437a，故障相别bc相；分支线fz2开关、主干线fd1、fd2开关及变电站cx开关iii段保护定值分别为120a、250a、340a、390a，满足电流启动条件开始计时:

s2-a、200ms后，fz2开关就地隔离故障，此时主干线fd1、fd2开关及变电站cx开关iii段保护返回；

s2-b、fz2开关上级有电，满足有压重合启动条件进入x时间计时，5s后重合闸，由于故障为瞬时故障y时间内未检测到故障，重合成功恢复供电。

与现有的技术相比，本发明具有以下有益之处：

1)就地智能型全延时级差保护配合模式下，任一故障由本级隔离，非故障区域不停电，最大化缩小停电面积，提高供电可靠性；

2)与变电站形成延时级差配合，最大化减少变电站越级跳闸，每一级都可代替变电站进行故障隔离及重合；

3)仅配置一次重合闸，避免多次重合对一次网架带来的冲击，同时通过一次重合恢复瞬时故障。

4)上级保护作为本级保护的后备保护，若本级保护失效，后备保护仍可以完成隔离故障及自恢复。

附图说明

图1为本发明实施例的全延时级差配合示意图；

图2为本发明实施例的就地智能型馈线自动化处理流程示意图；

图3为本发明实施例的就地智能型全延时级差保护配合时序逻辑图示意图；

图4为本发明实施例的保护分闸选择性隔离故障示意图；

图5为本发明实施例的重合闸失败并闭锁在分闸状态下示意图；

图6为本发明实施例的fz2开关就地隔离故障示意图；

附图标记如下：

cx、出线开关，fd1、1号分段开关，fd2、2号分段开关，fd3、3号分段开关，fz1、1号分支开关，fz2、2号分支开关。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法要求配电线路全线智能终端均采用断路器，具备三段式过流保护功能及有压延时合闸、重合闸于故障闭锁、延时自动解锁功能，同时具备接地故障判断及保护功能。

由于全延时级差配合方法在变电站延时裕度较大时生效，因此适用于延时速断保护或过电流保护的配合。当馈线保护与站内保护形成全延时级差配合时，从站内出线首级至馈线末级将逐级形成延时级差配合：

1)每一级馈线终端与上级均形成延时级差配合；

2)故障由本级就地隔离，非故障区域不停电；

3)一次重合完成瞬时故障自恢复；

就地智能型馈线自动化处理流程如图2所示：

1)当故障电流定值及时间延时定值满足保护定值条件时，由故障点上游唯一馈线终端就地隔离；

2)由于本级隔离未引起上级跳闸，满足有压重合条件后(保护分闸，上级有压，重合闸投，x时间内有压)，在x时间后重合动作；

3)若为瞬时故障则恢复供电等待下一次故障，若为永久故障则再次分闸并闭锁于分闸状态下；

4)故障就地处理完成后将处理结果通过无线通信上传主站，进一步研判故障区段并发送告警信息。

就地智能型馈线自动化全延时级差配合需要分别整定三种时间：

①馈线终端x时间：有压延时重合时间，默认5s可整定；

②馈线终端y时间：故障检测时间，默认3s可整定；

③馈线终端保护动作时间：过电流保护动作时间，根据站内定值整定。

就地智能型馈线自动化全延时级差配合时序原理如图3所示，在线路发生短路故障时，由于故障点上游的馈线终端保护动作时间最小，将选择性隔离故障，不引起上级跳闸，同时依靠馈线自动化功能恢复瞬时故障。

就地智能型馈线自动化全延时级差配合时序原理如下：

1)在线路任意一点发生短路故障时，由于上游馈线终端保护动作时间最小，将优先隔离故障区段；

2)馈线终端保护分闸后先进入x时间，若有压重合条件满足，x时间后开关一次重合动作；

3)x时间后进入故障检测y时间，y时间内开关未分闸认为重合成功，故障不在本级，y时间内开关分闸认为重合失败，故障在本级；

4)若重合失败，馈线终端闭锁于分闸状态，若重合成功，则恢复供电。

就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法必要条件为：

1)站内保护动作时间大于300ms；

全延时级差配合要求站内具备一定的时间延时裕度，与馈线终端保护形成有效级差。

2)馈线终端保护动作时间小于100ms。

实现全延时级差配合对馈线终端保护动作时间要求较高，要求保护动作时间长期稳定保持在100ms以内，如果保护动作时间未能满足要求，全延时级差配合将部分失效，扩大停电面积。

就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法选用一二次高度融合的馈线终端设备，其保护动作时间由三部分组成，分别为：故障判断时间，继电器开出时间及固有分闸时间。其中故障判断时间根据故障电流大小不同在10ms-20ms，继电器开出时间为10ms，固有分闸时间为25-30ms，因此实现全延时级差配合的馈线终端保护动作时间为45-60ms，满足全延时级差配合要求。

作为本发明方法的一个应用：

某10kv变电站出线开关退出瞬时速断保护，延时速断保护定值1550a\400ms(一次值)，过电流保护定值为390a\1000ms(一次值)，通过就地智能型馈线自动化全延时级差配合方法进行整定，按3.1、3.2中方法进行配合。对馈线终端进行保护定值整定后，该10kv线路实现就地智能型馈线自动化全延时级差运行模式，保护定值整定如表1所示。

表110kv就地智能型全延时级差保护配置表

对线路主干线、分支线分别模拟永久短路故障、瞬时短路故障，其就地智能型故障处理过程如下：

(1)永久短路故障

如在主干线fd2-fd3之间发生永久短路故障，故障电流1325a，故障相别ab相。主干线fd1开关及fd2开关ⅱ段保护定值分别为1250a、1000a，满足电流启动条件开始计时，变电站cx开关iii段保护定值为390a，满足电流启动条件开始计时。

a：100ms后，fd2开关保护分闸隔离故障如图4所示，此时fd1开关ⅱ段保护及变电站开关iii段保护返回；

b：fd2开关上级有电，满足有压重合启动条件进入x时间计时，5s后重合闸动作，由于故障在fd2后，y时间内检测到故障，重合闸于故障并闭锁在分闸状态下如图5所示。

(2)瞬时短路故障

如在fz2支线发生瞬时短路故障，故障电流437a，故障相别bc相。分支线fz2开关、主干线fd1、fd2开关及变电站cx开关iii段保护定值分别为120a、250a、340a、390a，满足电流启动条件开始计时。

a：200ms后，fz2开关就地隔离故障如图6所示，此时主干线fd1、fd2开关及变电站cx开关iii段保护返回；

b：fz2开关上级有电，满足有压重合启动条件进入x时间计时，5s后重合闸，由于故障为瞬时故障y时间内未检测到故障，重合成功恢复供电。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。