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摘要：本文结合当前我国10kV的线路中多采用架空线路，对线路出现故障后产生的停电可能造成的影响进行了分析，提出新的路线自动化运行方案，并分析比较了该方案的实际应用情况。
关键词：10kV架空线路；自动化方案；故障
0 引言
随着我国配电网10kV线路中多采用架空线，线路经由变电站断路器出来后，由柱上开关（柱上开关有多种，但应用最广的为柱上真空断路器或负荷开关）对线路进行分段隔离、保护，在各支线中也普遍采用柱上开关或隔离刀闸（熔断器）进行控制；在10kV 线路上的用户端，线路一般经隔离刀闸后接入用户配电变压器或者配电室。由于柱上开关不能自动检测和断开故障，在这样的配网结构下，当用户、支线以及主线发生永久性相间故障后，故障会传到变电站的断路器并跳闸，使得全线被迫停电处理故障；当主线发生永久性接地故障时，在变电站巡线人员寻找到故障后，也会对全线停电处理故障。
国内一些厂家研制出一种俗称“看门狗”的断路器和负荷开关， 此种负荷开关可以隔离用户故障，可以使非故障线路正常运行。但在实际运行当中存在一些问题：“看门狗”负荷开关存在不能切除永久性相间故障，造成永久性相间故障保护越级引起变电站出线断路器跳闸，导致全线停电；“看门狗”负荷开关隔离故障功能，不能串联使用形成多级保护，只有依靠变电站的出线断路器进行上一级的保护，一旦“看门狗”保护被故障突破， 支线故障将引起变电站断路器跳闸，同样造成全线停电；同时，“看门狗”负荷开关还存在接地故障无方向性的问题，限制了用户扩建较长架空线路特别是电缆线路的可能。一旦发生变电站的全线停电事故，将严重影响企业的正常生产和居民的生活，也将给供电公司造成巨大的经济损失。
1 方案设计
为了尽量保证变压器主线的正常运行，必须对支线故障进行分层隔离。分层隔离故障，可以使得支线和主线之间建立起多重保护， 可以在主线不停电的情况下对支线故障进行诊断和排除。基于此种结构，设计了一种10kV 架空线路带接地保护分布式自动化方案。
1.1 分层式设计
在本带接地保护分布式自动化方案中，保护共分为3 层：最高层为变压器馈线出线端的断路器，直接控制整个主线，为最高一级保护，防止故障（短路故障、接地故障等）进入主变压器；第二层为智能干线断路器，各干线从主线接出后，设置一个智能干线断路器，将各条干线同主线隔离，一旦干线发生故障，可及时将故障同主线隔离，防止故障进入主线，造成全线停电；第三层为支线分段负荷开关，当其中一条或多条支线发生故障后，通过支线分段负荷开关进行故障隔离，防止其他支线受到故障影响，保证其他支线能正常运行。带接地保护分布式自动化方案的分层设计结构图如图1 所示。
CB 为馈线出线断路器，BB1、BB2 为带接地保护功能的智能干线断路器，SW1、SW2、SW3 支线分段负荷开关。智能干线断路器与支线分段负荷开关设置不同的保护时限，正常运行时，馈线出线断路器、智能干线断路器、支线分段负荷开关均为闭合，形成稳定的供电系统；发生故障时，通过智能干线断路器与支线分段负荷开关分合闸时间不同的相互配合，共同实现隔离故障，保证故障不进入主线，防止发生全线停电事故。
1.2 开关设备配置
1.2.1 变电站馈线出线断路器（CB）馈线出线断路器设速断保护、带时限过流保护及重合闸。
1.2.2 带接地保护功能的智能干线断路器（BB）智能干线断路器是干线中的一个自动化控制单元和保护单元， 是一种带有方向性接地保护功能的“看门狗”断路器，一般设置在主线的干线首端，其作用主要是隔离分干线上的故障。智能干线断路器配置有三相电流互感器、零序电流互感器和零序电压互感器，满足馈线自动化的功能要求，具有分断和关合相间短路电流、负荷电流的功能；具有带时限的过流和
速断保护、单相接地保护，以及重合闸功能，重合闸次数可以根据需要设置为0～3 次。
1.2.3 智能柱上負荷开关（SW）
1.2.4 馈线自动化智能控制器（FTU）
馈线自动化控制器可与断路器、负荷开关连接，可设置多种控制参数，灵活使用多种通信方式，使得柱上开关实现馈线自动化相关功能。控制器可选择配置多种保护功能， 包括带时限的过流或速断保护、零序保护、电压时限型控制等。
1.3 断路器保护设置及配合
1.3.1 各级断路器保护的时间配合设置
变电站出线断路器的速断保护时间为0.3s；智能干线断路器的速断保护时间为0.1s，零序保护时间为5s。实现失压自动分闸、有压后延时合闸功能，过流分闸功能，闭锁合闸、闭锁分闸功能。
1.3.2 各级断路器保护的裕度时间计算两级速断保护的时间级差为0.2s。根据上下级保护时间级差的配合原则， T1为第一层保护继电器的误差（±10ms）；T2
为第二层保护继电器的正、负误差（±10ms）；Td为断路器跳闸时间（≤60ms）；Ty为规定断路器跳闸的裕度时间，50ms。保护裕度时间计算公式，可根据各级断路器保护时间配合设置计算各种故障下保护的裕度时间：Ty =△T-（T1+T2+Td）
短路故障： 断路器跳闸的裕度时间Ty≥200－10－10－60＝120ms （对于过负荷，裕度时间则更大一些）接地故障：断路器跳闸的裕度时间Ty≥5000－10－10－60＝4920ms。
断路器的分闸时间一般为20～50ms，因此在裕度时间允许范围之内，过流保护时间也能满足级差配合要求，而且10kV 架空馈线故障以接地故障居多，接地故障时间配合裕度时间，可实现级差配合的要求。
1.4 故障隔离过程
故障隔离分析主要以3种故障为主：相间短路故障、单相接地故障和线路过负荷，其中线路过负荷与单相接地故障断路器隔离过程一致。支线发生故障时的隔离过程：
（1）F1点发生故障；
（2）BB1 跳闸，SW1、SW2 失压后分闸,BB2、SW3保持不动；
（3）BB1 延时5s （可设置） 后， 第一次重合闸，SW1、SW2 得电，开始X 时间延时；
（4）SW1 延时时间到，合闸；
（5）SW2 延时时间到，合闸，如果为瞬时故障，至此完成故障隔离；
（6）SW2 合至故障点，BB1 跳闸，SW2 闭锁，SW1仍处于X 延时阶段，不合闸；
（7）BB1 第二次重合， 主线不掉电，SW1 恢复供电，故障隔离完毕。
支线发生故障时，通过对各级断路器保护时间的设置，由BB1 和SW1、SW2 配合，完成对瞬时故障和永久性故障的判断以及隔离。
干线发生故障隔离的过程:
（1）F2点发生故障；
（2）BB1 跳闸，SW1、SW2 失压分闸，BB2、SW3 保持不动；
（3）BB1 重合，合至故障点；
（4）BB1 跳闸，闭锁，故障隔离完毕。干线发生故障时，由BB1 和SW1、SW2 配合，通过BB1 两次重合闸，完成对干线故障的判断以及隔离。
2 应用情况与分析
2.1 实际安装情况
按上述方案， 某供电局于2011年3月分别在10kV I线20＃杆支线安装1台智能干线断路器、2台智能柱上负荷开关；在10kVII线108杆支线安装1台智能干线断路器、1台智能柱上负荷开关；在10kV III线22杆支线安装1台智能干线断路器、2台智能柱上负荷开关。
2.2 运行情况监测结果
系统安装完成后投运，在4月和5月分别出现一次相间故障和一次接地故障，开关均正确动作，及时切除了故障，保证了主线的持续供电，并且缩短了支线故障处理时间。经计算，其提高3条试验10kV线路的供电可靠率（RS3） 0.205%，取得了良好的效果。具体统计数据见表1。
2.3 结果分析
（1）针对瞬时故障，分布式自动化系统能够自动排除并恢复正常供电；针对永久性故障，在开关跳闸后，自动配电开关启动事件通过GPRS 主动上报，运行人员能及时了解到具体的故障区段，结合沿线居民对停电的反馈信息，帮助维修人员准确快速地判断故障位置，缩短了排除故障的时间。
（2）采用带方向性的接地保护，解决了以往“看门狗”开关无方向性误动的问题，减小了停电区域；“看门狗”断路器与自动化负荷开关的有机配合，解决了以往“看门狗”开关不能串联使用的问题。
（3）采用配置自动化控制单元和保护单元的智能干线断路器和配置自动化控制单元的柱上智能负荷开关组成分布式自动化系统， 能够对10kV 线路的相间和接地故障进行自动判断和隔离。
3 结论
经实际运行验证，本带接地保护的分布式自动化方案，能够自动判断和排除瞬时故障，并快速隔离永久性故障，防止故障进入主线，有效地防止了停电区域的扩大。本方案以较少的投资，提高了10kV电网的供电可靠性，使10kV 配电线路向良性化、高可靠性方向发展， 是一个稳定可靠的局部配网自动化方案，特别适用于广大的农村电网。
关键词：10kV架空线路；自动化方案；故障
0 引言
随着我国配电网10kV线路中多采用架空线，线路经由变电站断路器出来后，由柱上开关（柱上开关有多种，但应用最广的为柱上真空断路器或负荷开关）对线路进行分段隔离、保护，在各支线中也普遍采用柱上开关或隔离刀闸（熔断器）进行控制；在10kV 线路上的用户端，线路一般经隔离刀闸后接入用户配电变压器或者配电室。由于柱上开关不能自动检测和断开故障，在这样的配网结构下，当用户、支线以及主线发生永久性相间故障后，故障会传到变电站的断路器并跳闸，使得全线被迫停电处理故障；当主线发生永久性接地故障时，在变电站巡线人员寻找到故障后，也会对全线停电处理故障。
国内一些厂家研制出一种俗称“看门狗”的断路器和负荷开关， 此种负荷开关可以隔离用户故障，可以使非故障线路正常运行。但在实际运行当中存在一些问题：“看门狗”负荷开关存在不能切除永久性相间故障，造成永久性相间故障保护越级引起变电站出线断路器跳闸，导致全线停电；“看门狗”负荷开关隔离故障功能，不能串联使用形成多级保护，只有依靠变电站的出线断路器进行上一级的保护，一旦“看门狗”保护被故障突破， 支线故障将引起变电站断路器跳闸，同样造成全线停电；同时，“看门狗”负荷开关还存在接地故障无方向性的问题，限制了用户扩建较长架空线路特别是电缆线路的可能。一旦发生变电站的全线停电事故，将严重影响企业的正常生产和居民的生活，也将给供电公司造成巨大的经济损失。
1 方案设计
为了尽量保证变压器主线的正常运行，必须对支线故障进行分层隔离。分层隔离故障，可以使得支线和主线之间建立起多重保护， 可以在主线不停电的情况下对支线故障进行诊断和排除。基于此种结构，设计了一种10kV 架空线路带接地保护分布式自动化方案。
1.1 分层式设计
在本带接地保护分布式自动化方案中，保护共分为3 层：最高层为变压器馈线出线端的断路器，直接控制整个主线，为最高一级保护，防止故障（短路故障、接地故障等）进入主变压器；第二层为智能干线断路器，各干线从主线接出后，设置一个智能干线断路器，将各条干线同主线隔离，一旦干线发生故障，可及时将故障同主线隔离，防止故障进入主线，造成全线停电；第三层为支线分段负荷开关，当其中一条或多条支线发生故障后，通过支线分段负荷开关进行故障隔离，防止其他支线受到故障影响，保证其他支线能正常运行。带接地保护分布式自动化方案的分层设计结构图如图1 所示。
CB 为馈线出线断路器，BB1、BB2 为带接地保护功能的智能干线断路器，SW1、SW2、SW3 支线分段负荷开关。智能干线断路器与支线分段负荷开关设置不同的保护时限，正常运行时，馈线出线断路器、智能干线断路器、支线分段负荷开关均为闭合，形成稳定的供电系统；发生故障时，通过智能干线断路器与支线分段负荷开关分合闸时间不同的相互配合，共同实现隔离故障，保证故障不进入主线，防止发生全线停电事故。
1.2 开关设备配置
1.2.1 变电站馈线出线断路器（CB）馈线出线断路器设速断保护、带时限过流保护及重合闸。
1.2.2 带接地保护功能的智能干线断路器（BB）智能干线断路器是干线中的一个自动化控制单元和保护单元， 是一种带有方向性接地保护功能的“看门狗”断路器，一般设置在主线的干线首端，其作用主要是隔离分干线上的故障。智能干线断路器配置有三相电流互感器、零序电流互感器和零序电压互感器，满足馈线自动化的功能要求，具有分断和关合相间短路电流、负荷电流的功能；具有带时限的过流和
速断保护、单相接地保护，以及重合闸功能，重合闸次数可以根据需要设置为0～3 次。
1.2.3 智能柱上負荷开关（SW）
1.2.4 馈线自动化智能控制器（FTU）
馈线自动化控制器可与断路器、负荷开关连接，可设置多种控制参数，灵活使用多种通信方式，使得柱上开关实现馈线自动化相关功能。控制器可选择配置多种保护功能， 包括带时限的过流或速断保护、零序保护、电压时限型控制等。
1.3 断路器保护设置及配合
1.3.1 各级断路器保护的时间配合设置
变电站出线断路器的速断保护时间为0.3s；智能干线断路器的速断保护时间为0.1s，零序保护时间为5s。实现失压自动分闸、有压后延时合闸功能，过流分闸功能，闭锁合闸、闭锁分闸功能。
1.3.2 各级断路器保护的裕度时间计算两级速断保护的时间级差为0.2s。根据上下级保护时间级差的配合原则， T1为第一层保护继电器的误差（±10ms）；T2
为第二层保护继电器的正、负误差（±10ms）；Td为断路器跳闸时间（≤60ms）；Ty为规定断路器跳闸的裕度时间，50ms。保护裕度时间计算公式，可根据各级断路器保护时间配合设置计算各种故障下保护的裕度时间：Ty =△T-（T1+T2+Td）
短路故障： 断路器跳闸的裕度时间Ty≥200－10－10－60＝120ms （对于过负荷，裕度时间则更大一些）接地故障：断路器跳闸的裕度时间Ty≥5000－10－10－60＝4920ms。
断路器的分闸时间一般为20～50ms，因此在裕度时间允许范围之内，过流保护时间也能满足级差配合要求，而且10kV 架空馈线故障以接地故障居多，接地故障时间配合裕度时间，可实现级差配合的要求。
1.4 故障隔离过程
故障隔离分析主要以3种故障为主：相间短路故障、单相接地故障和线路过负荷，其中线路过负荷与单相接地故障断路器隔离过程一致。支线发生故障时的隔离过程：
（1）F1点发生故障；
（2）BB1 跳闸，SW1、SW2 失压后分闸,BB2、SW3保持不动；
（3）BB1 延时5s （可设置） 后， 第一次重合闸，SW1、SW2 得电，开始X 时间延时；
（4）SW1 延时时间到，合闸；
（5）SW2 延时时间到，合闸，如果为瞬时故障，至此完成故障隔离；
（6）SW2 合至故障点，BB1 跳闸，SW2 闭锁，SW1仍处于X 延时阶段，不合闸；
（7）BB1 第二次重合， 主线不掉电，SW1 恢复供电，故障隔离完毕。
支线发生故障时，通过对各级断路器保护时间的设置，由BB1 和SW1、SW2 配合，完成对瞬时故障和永久性故障的判断以及隔离。
干线发生故障隔离的过程:
（1）F2点发生故障；
（2）BB1 跳闸，SW1、SW2 失压分闸，BB2、SW3 保持不动；
（3）BB1 重合，合至故障点；
（4）BB1 跳闸，闭锁，故障隔离完毕。干线发生故障时，由BB1 和SW1、SW2 配合，通过BB1 两次重合闸，完成对干线故障的判断以及隔离。
2 应用情况与分析
2.1 实际安装情况
按上述方案， 某供电局于2011年3月分别在10kV I线20＃杆支线安装1台智能干线断路器、2台智能柱上负荷开关；在10kVII线108杆支线安装1台智能干线断路器、1台智能柱上负荷开关；在10kV III线22杆支线安装1台智能干线断路器、2台智能柱上负荷开关。
2.2 运行情况监测结果
系统安装完成后投运，在4月和5月分别出现一次相间故障和一次接地故障，开关均正确动作，及时切除了故障，保证了主线的持续供电，并且缩短了支线故障处理时间。经计算，其提高3条试验10kV线路的供电可靠率（RS3） 0.205%，取得了良好的效果。具体统计数据见表1。
2.3 结果分析
（1）针对瞬时故障，分布式自动化系统能够自动排除并恢复正常供电；针对永久性故障，在开关跳闸后，自动配电开关启动事件通过GPRS 主动上报，运行人员能及时了解到具体的故障区段，结合沿线居民对停电的反馈信息，帮助维修人员准确快速地判断故障位置，缩短了排除故障的时间。
（2）采用带方向性的接地保护，解决了以往“看门狗”开关无方向性误动的问题，减小了停电区域；“看门狗”断路器与自动化负荷开关的有机配合，解决了以往“看门狗”开关不能串联使用的问题。
（3）采用配置自动化控制单元和保护单元的智能干线断路器和配置自动化控制单元的柱上智能负荷开关组成分布式自动化系统， 能够对10kV 线路的相间和接地故障进行自动判断和隔离。
3 结论
经实际运行验证，本带接地保护的分布式自动化方案，能够自动判断和排除瞬时故障，并快速隔离永久性故障，防止故障进入主线，有效地防止了停电区域的扩大。本方案以较少的投资，提高了10kV电网的供电可靠性，使10kV 配电线路向良性化、高可靠性方向发展， 是一个稳定可靠的局部配网自动化方案，特别适用于广大的农村电网。