就地型馈线自动化FA功能新型控制策略研究及仿真验证

朱献周，吕学平，王 哲，王占辉，陈 晨

（许继电气股份有限公司，许昌461000）

配电自动化对提高供电可靠性、改善供电质量和满足客户需求具有十分重要的作用[1-2]，近年来国内主要电网企业逐步加大了对配电自动化的投资力度，国家电网公司明确提出“要全面推进配电自动化建设，着力提升配电自动化应用水平，不断提高配电网供电可靠性和供电质量。”

馈线自动化（feeder automation-FA）是配电自动化的重要组成部分，其在进行故障处理时主要采用两种模式，即集中型馈线自动化和就地型馈线自动化[3]。集中型馈线自动化需要借助通信手段，并通过配电终端和配电主站之间的配合来实现其功能[4]；就地型馈线自动化则不依赖配电主站，在配电线路发生故障时，通过配电终端间相互通信、保护配合或时序配合来实现其功能[5]。根据故障处理时配电终端之间是否需要相互通信，就地型馈线自动化又分为分布式和重合器式。分布式就地型馈线自动化对故障处理迅速，但其在故障处理时需要配电终端之间相互通信，对通信的依赖性和要求均比较高[6]；重合器式就地型馈线自动化在故障处理时不依赖通信，仅通过配电终端之间的时序配合即可准确迅速地定位和隔离故障区段，并完成非故障区段的恢复供电[7-8]，非常适合于配电网架空线路多、跳闸率高、通信条件较弱的农村和偏远地区。

重合器式就地型馈线自动化FA 功能控制策略目前主要有3 种[9]，即“电压-时间型”、“电压-电流时间型”和“自适应综合型”。其中，“电压-时间型”是最基础的FA 功能控制策略；根据不同的应用需求，在“电压-时间型”的基础上增加了对故障电流等的判别，形成了“电压-电流时间型”和“自适应综合型”两种派生策略。文中首先通过对重合器式就地型馈线自动化的3 种控制策略进行分析研究，并结合每种控制策略在实际应用中的应用情况，归纳总结出优点和缺点，设计了一种新的FA 功能控制策略，并对该控制策略进行了仿真验证，以助于馈线自动化技术在实际配电网络中的应用。

1 FA 功能基本实现原理

1.1 无压分闸

无压分闸的时序原理如图1 所示，电源侧和负荷侧电压初始状态均为有压，线路发生过流，经上级断路器跳闸延时T1后，电源侧和负荷侧同时失压，则FS 开关（智能负荷开关）经失电分延时分闸。

图1 双侧失压分闸原理Fig.1 Principle of double-side voltage loss opening

1.2 来电延时合闸

单侧延时合闸时序原理如图2 所示，电源侧和负荷侧电压初始状态均为无压，电源侧由无压变为有压，FS 开关经来电合延时X 时限合闸。FS 开关合闸后且Y 时限内未出现双侧失压，则可经控制字选择是否闭锁FS 开关失压分闸。

图2 单侧来电延时合闸原理Fig.2 Principle of single-side power-on delay closing

1.3 正向合闸闭锁（Y 时限闭锁）

FS 开关经有压合延时X 时限合闸，若合闸保持时间小于Y 时限的情况下再次双侧失压，FS 开关分闸并正向合闸闭锁，即闭锁电源侧有压合闸。

1.4 反向合闸闭锁（X 时限闭锁）

电源侧和负荷侧均为无压，且FS 开关为分位状态，检测到电源侧瞬时来电，即在有压合延时X 时限内检测到残压，则判为FS 开关上级有故障，FS 开关反向合闸闭锁，即闭锁负荷侧有压合闸[10]。

2 当前应用的3 种FA 功能控制策略

如图3 所示，CB 为带时限保护和重合闸功能的变电站馈线出线断路器；FS1～FS6 为智能负荷开关；YS1～YS2 为用户分界开关；LSW1～LSW2 为联络开关，图中除CB 以外其它所有类型开关均配备相应的馈线终端。

2.1 电压-时间型

“电压-时间型”是依据无压分闸、来电延时合闸的控制策略实现的。如图3 所示，假设FS2 和FS3之间发生故障，CB 保护跳闸，FS1～FS6 失电分闸（YS1 和YS2 为分界开关，不具备失电分闸功能），CB 经延时重合闸，FS1 得电后经X 时限合闸，FS2得电也经X 时限合闸但合于故障，导致CB 再次跳闸，FS2 因在合闸后Y 时限内再次失压而分闸，并触发自身正向合闸闭锁，同时FS3 感受到正向残压而触发自身反向合闸闭锁，故障区段被隔离，CB 再次重合，恢复非故障区段供电。

图3 配电线路网络示意图Fig.3 Schematic diagram of distribution line network

2.2 电压-电流时间型

“电压-电流时间型”是在“电压-时间型”的基础上增加了对故障电流等的判别，并设计首次失压不分闸。如图3 所示，假设FS2 和FS3 之间发生瞬时故障，CB 保护跳闸，FS1～FS6 首次失压不分闸，CB经短延时重合闸，恢复线路供电； 假设FS2 和FS3之间发生永久故障，CB 保护跳闸，FS1 和FS2 过流计数1 次，FS1～FS6 失压1 次并在CB 快速重合之前保持合闸，CB 经短延时重合于故障，再次跳闸，FS1 和FS2 过流2 次且失压2 次后经短延时分闸；FS3～FS6 失压2 次，但过流计数为0，不分闸。CB 经延时第2 次重合闸，FS1 得电经X 时限合闸，且在Y时限内未双侧失压（或未检测到故障电流），闭锁分闸。FS2 经X 时限得电合闸，合于故障，FS2 闭锁正向合闸；FS3 感受到残压而分闸，并闭锁反向合闸。CB 第3 次重合闸，恢复非故障区段供电。

2.3 自适应综合型

“自适应综合型”是在“电压-时间型”的基础上增加了对故障电流等的判别，并设计“长短延时”来实现非故障区段的恢复供电。如图3 所示，假设FS2和FS3 之间发生永久故障，FS1 和FS2 检测到故障电流并记忆，CB 保护跳闸，FS1～FS6 失压分闸，CB经延时第1 次重合闸，FS1 一侧有压且有故障电流记忆，经X 时限合闸；FS2 一侧有压且有故障电流记忆，经X 时限合闸；FS4 一侧有压但无故障电流记忆，启动长延时C（C 时间能够保证故障区段隔离完成，按照主干线最多4 个负荷开关考虑）。由于FS2合于故障，CB 再次跳闸，FS2 正向合闸闭锁，FS3 反向合闸闭锁。CB 二次重合，FS1，FS4，FS5，FS6 依次延时合闸，非故障区段恢复供电。

2.4 三种策略优缺点对比

通过上面对“电压-时间型”、“电压-电流时间型”和“自适应综合型”3 种控制策略的介绍和分析，可以明确在实际配电自动化的应用中，每种控制策略都有自身的优点和不足。3 种策略优缺点对比见表1。

表1 三种控制策略对比Tab.1 Comparison of three control strategies

3 一种新的FA 功能策略

下面分别从3 个方面对新的FA 功能策略进行介绍，首先是采用新控制策略的FS 开关在配网线路中的系统应用；其次是采用新策略的馈线终端FA功能模块控制流程设计； 最后是搭建系统仿真环境，对采用新策略的馈线终端进行试验验证。

3.1 控制策略在系统中的应用

如图3 所示，模拟智能负荷开关FS2 和FS3 之间的线路发生故障，线路过流保护动作，断路器CB保护跳闸；FS1～FS6 首次失压保持合闸状态不分闸，如果发生的是瞬时性故障，CB 重合闸后，线路即恢复供电；如果是永久性故障，CB 因重合于故障而跳闸，FS1～FS6 失压分闸；经延时CB 第2 次重合，FS1和FS2 因有故障电流记忆，分别经X 时限合闸，FS4无故障电流记忆，经长延时C 合闸；由于FS1 合闸后在Y 时限内未检测到故障电流，FS1 闭锁分闸；FS2 经X 时限合闸但合于故障导致CB 跳闸，FS2失压分闸，由于FS2 在Y 时限内检测到故障电流而启动正向合闸闭锁；FS3 的电源侧感受到残压，FS3 启动反向合闸闭锁；FS2 和FS3 闭锁合闸后，故障区段被成功隔离；CB 第3 次重合，恢复非故障区段供电。

3.2 控制策略的流程设计

新控制策略的设计流程如图4 所示，当FS 开关首次失压且无流时，保持合闸状态不分闸。接下来判断是否为瞬时性故障，如果是，上级断路器重合闸后即恢复供电；如果是永久性故障，上级断路器重合闸导致FS 开关因再次失压且无流而分闸。接下来判别FS 开关是否有故障记忆，若FS 开关没有故障记忆，说明故障点不在该FS 开关所在的支路上或故障点位于该FS 开关的电源侧，等待电源侧来电且电压正常时，FS 开关经长延时C 合闸；如检测到电源侧瞬时来电，即在有压合闸X 时间内检测到“无压-残压（大于0.3 倍额定电压且持续时间大于80 ms）-无压”的电压状态变化，则判为FS 开关上级有故障，进入反向合闸闭锁状态。当FS 开关有故障记忆，FS 开关经延时X 合闸，合闸后Y 时限内未检测到故障，说明故障点不在该FS 开关控制的分段线路内，FS 开关闭锁分闸；若合闸后Y 时限内检测到故障，说明故障点位于该FS 开关控制的分段线路内，FS 开关闭锁正向合闸。

图4 新控制策略设计流程Fig.4 New control policy design flow chart

3.3 控制策略的仿真验证

新控制策略的RTDS 仿真原理如图5 所示，RTDS 仿真模型中的变压器、线路等的模型参数见表2。

表2 RTDS 仿真模型主要参数Tab.2 Main parameters of RTDS simulation model

图5 RTDS 仿真原理图Fig.5 RTDS simulation schematic

（1）模拟发生永久性故障，CB，FS 等的动作情况，如图6 所示。

图6 永久性故障时CB 和FS 开关等的动作情况Fig.6 Action diagram of CB and FS switches during permanent failure

通过RTDS 模拟配网线路发生永久性故障，故障点位于FS2 和FS3 之间，线路过流保护动作，断路器CB 跳闸，FS1～FS6 首次失压，在CB 快速重合之前保持合闸状态；经200 ms 延时CB 首次重合闸，但因合于故障而跳闸，FS1～FS6 失压分闸；经2 s 延时CB 第2 次重合，FS1，FS2 因有故障电流记忆，检测到电压后分别经7 s 延时（X 时限）合闸；FS1 合闸后在1 s（Y 时限）内未检测到故障电流，FS1 闭锁分闸；FS4 检测到电压，由于其无故障电流记忆，在检测到电压后开始经长延时28 s 合闸；FS2 经7 s 延时合闸但合于故障，CB 跳闸，由于FS2 在合闸后1 s内检测到故障电流，FS2 分闸并正向闭锁合闸；由于FS3 感受到左侧有瞬时残压，FS3 反向闭锁合闸；CB第3 次重合，由于FS1 处于合闸状态，FS1 控制区段直接恢复供电；FS4 经长延时28 s 后合闸，FS5，FS6有压后依次经长延时合闸（FS5，FS6 分别经长延时合闸，现象同FS4，故图6 中未列FS5，FS6 开关状态），完成非故障支路的恢复供电。

（2）模拟发生瞬时性故障，CB，FS 等的动作情况，如图7 所示。

图7 瞬时性故障时CB 和FS 开关等的动作情况Fig.7 Actions of CB and FS switches during transient failure

如图5 和图7 所示，通过RTDS 模拟配网线路发生瞬时性故障，故障点位于FS2 和FS3 之间，线路过流保护动作，断路器CB 跳闸，FS1～FS6 首次失压，在CB 快速重合之前保持合闸状态；CB 跳闸200 ms后重合，由于故障为瞬时性故障，CB 重合后线路即快速恢复供电。

3.4 仿真结果分析

通过上面对新控制策略的永久性故障和瞬时性故障仿真试验，我们可以得知，相较于“自适应综合型”策略，新策略能够快速恢复因瞬时故障造成的停电，而且新策略增加了FS 开关合闸后Y 时限内无故障电流而闭锁再次失压分闸的逻辑，缩短了线路恢复供电总时间；相较于“电压-电流时间型”策略，新策略下的非故障支路FS 开关失压后，走长延时合闸，避免了因隔离故障区段时CB 多次重合闸造成的对非故障支路负荷多次失电、得电冲击；相较于“电压-时间型”策略，新策略首先能够快速恢复因瞬时故障造成的停电，其次新策略更加适用于支路较多的复杂配电网络。

4 结语

对于就地型重合器式馈线自动化，其FA 功能的实现不依赖通信、主站和人员，能主动有效地隔离配电网线路故障区段，恢复非故障区域的供电，因此，其FA 功能实现策略的合理性非常重要。本文通过对“电压时间型”、“电压-电流时间型”、“自适应综合型”等现有策略进行分析比较，并在这些策略的基础上提出了新的控制策略，能够有效缩短因瞬时故障造成线路停电的恢复供电时间，同时也兼顾了在隔离故障区段时，减少对非故障区段负荷的冲击，使FA 功能实现方式更加贴近实际配电网络，对于推进配电自动化建设和提高配电网供电质量具有积极意义。