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【摘 要】本文结合实际工作案例，通过对10kV馈线自动化开关的技术改造，实现了10kV环网线路的自动故障检测、定位、故障隔离以及非故障区域自动转供电，提高了供电可靠性，提高了配网自动化水平。
【关键词】环网；自动化；快速复电；故障隔离
1 背景
随着配电网架构的逐步完善，10kV线路的环网率越来越高，以佛山高明局更合供电所为例，环网率和可转供电率双双实现100%，10kV线路上的自动化开关安装率达89%。然而，当发生10kV线路故障时，环网线路联络开关的自动化投入功能仍未开发，须人工判断环网线路的故障区域，并由抢修人员现场操作联络开关实现人工转供电，恢复非故障区域的供电。
如何充分发挥环网线路的优势，当发生10kV线路永久故障时能自动快速隔离故障区域，并通过联络开关的自动转供电恢复故障线路末端非故障区域的供电，是当前10kV环网线路进一步研究发展的方向。更合供电所在佛山供电局系统运行部、佛山高明供电局配电部的大力支持和直接指导下，通过对环网10kV馈线组自动化开关的技术改造，实现了试点线路故障时自动环网转供电与故障隔离的功能研究开发与改造应用。
2 动作原理分析
已安装馈线自动化开关的10kV线路，基本为两分段或三分段，主干线上安装一台或两台的自动化开关，一般靠近变电站侧为断路器，末端侧为负荷开关。在进行故障线路的自动转供电研究开发时，须主要解决以下三方面问题：如何自动判别故障区域并自动隔离、如何触发环网联络开关自动投入实现自动转供电、如何避免环网转供电倒供到对侧110kV变电站的10kV母线。
随着馈线自动化开关的广泛应用，目前已实现了单条10kV馈线自动化功能。通过前后级开关继保动作整定值大小、动作时间的差别，可以实现开关的选择性动作，自动隔离线路上的故障区域。因此，环网线路自动隔离故障转供电的研究重点，在于如何判断触发联络开关的自动投入。
在触发联络开关的投入研究上，有两个方向可以实施：
方案一。通过无线网络监控构成单条线路上各个开关的动作情况，从而在后台系统自动判别故障区域，并自动远程发指令到联络开关动作合闸。该方案技术要求高，特别是对无线信号的稳定性、及时性、准确性要求更高，但在现阶段无线信号暂不具备十分可靠的到达率情况下，容易导致开关的误动作或拒动作，影响配电网的稳定运行。
方案二。通过前后级开关自身检测装置的对比判别，通过失压或残压的检测、动作设定时间的差异，实现联络开关的自动投入，自动隔离故障区域及恢复非故障区域的供电。该方案投资改造较少，容易实现，但仅适合网架架构简单的馈线组。
综合上述两个方案，作为试点研究开发，一般要求简单易行，在取得运行经验后再逐步深化提高，因此，我们决定以方案二作为实施研究方向。
方案二的动作触发条件基本以开关的自身的功能判断为主。目前线路干线上馈线自动化开关的主要功能如下：
2.1 分段开关的功能
2.1.1 主干线分段断路器的功能
配置三相电流互感器、零序电流互感器，具有分断相间短路电流、负荷电流和零序电流的功能。馈线自动化分段断路器连接馈线自动化控制器，馈线自动化控制器主要功能如下：
（1）具有二次重合闸功能。
（2）设带时限过流保护、零序保护装置。
（3）闭锁二次重合闸功能：一次重合闸后在设定时间3s之内检测到故障电流，保护动作跳闸，则闭锁二次重合闸。
（4）使用PT取电。
2.1.2 主干线分段负荷开关的功能
配置三相电压互感器、电流互感器，具有分断负荷电流的功能。馈线自动化分段负荷开关连接馈线自动化控制器，馈线自动化控制器主要功能如下：
（1）属于电压型，当开关两侧失压且无电流流过（断路器分断后），脱扣快速自动分闸，当开关一侧有压后延时5s合闸。
（2）闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间3s之内失压，则自动分闸并闭锁合闸。
（3）闭锁分闸功能：若合闸之后在设定时间3s之内没有检测到故障，则闭锁分闸功能，延时5分钟后闭锁复归。
（4）使用PT取电。
2.2 自动转供电的馈线开关功能技术要求
联络开关的功能设置是关键，必须与两侧线路的分段开关的保护动作互相配合，从而实现自动检测及自动转供电。联络开关正常状态下处于热备用状态，即两侧有压时开关处于分闸状态；当一侧失压后，开关启动延时合闸功能；当故障区域位于邻近环网点线段时，联络开关应检测线路分段开关的动作状态闭锁合闸。
按照这样的技术要求，环网点开关应采用自动化负荷开关，具备单侧失压延时后合闸功能、双侧均有压时开关合闸闭锁功能、单侧失压后在延时整定时间内检测到故障残压会闭锁合闸功能。同时，馈线上至少安装1台分段自动化负荷开关；这些负荷开关也必须具备失电后分闸功能、得电延时后合闸功能、单侧失压后在延时整定时间内检测到故障残压会闭锁合闸功能、合闸后在设定时间内失压会分闸并闭锁合闸功能。
2.3 各级开关保护的动作时间设置
分段开关与变电站侧保护的动作时间应该相互配合，联络开关的动作时间应按躲开线路上各级开关动作时间之和最大值设置。
按照佛山供电局馈线自动化开关的设置要求，变电站侧保护速断延时0.3秒，限速延时0.5秒，过电流延时2秒，重合闸时间5秒；线路主干线分段断路器速断延时0秒，过电流延时1秒，重合闸时间10秒；靠变电站的第一台负荷开关（包括主干线和分支线）延时合闸时间为21秒，其它延时合闸时间为7秒。
联络开关的动作时间，按照满足线路开关保护动作时间最大值的原则进行设置，根据试点线路的实际情况，考虑一定裕度，该联络开关的延时合闸时间设置为120秒。 3 改造与应用
为便于观察实际效果，我们选取了线路较长、运行环境一般的线路进行试点技术改造。选取了2个环网馈线组，分别是后龙变电站10kV701渡水线—更楼变电站10kV 703佬菜线、后龙变电站10kV702天湖线—更楼变电站10kV730陀柳线，其中，10kV渡水线、天湖线同杆架设双回路，10kV佬菜线、陀柳线同杆架设双回路。
按照开关的设置功能，我们对上述两个馈线组上的开关进行了调整改造，主要是按照每条线路干线上，按“分段断路器+分段负荷开关”的组合进行配置，保证干线上至少有一个分段负荷开关（不含环网点），联络开关按负荷开关配置。
为防止联络开关的PT故障导致的开关控制器误检测失压导致合闸合环供电，在联络开关的两侧已经各有一个PT的基础上，再在各侧增加一只PT，提高可靠性。为防止主网设备故障失压（如10kV母线、变电站失压）后环网线路倒供电到对侧变电站的风险，拆除了分段负荷开关的负荷侧PT，只保留电源侧的PT检测电压。
技术改造后的两个环网馈线组的开关配置示意图如下：
图1 环网馈线组的开关配置示意图
（注：方框表示断路器，圆圈表示负荷开关。开关填充黑色表示闭合，填充白色表示分闸）
两个环网馈线组的自动隔离故障转供电的工作原理一样，下面仅以馈线组“后龙变电站10kV702天湖线—更楼变电站10kV730陀柳线”进行分析说明。
3.1 开关保护功能设置
3.1.1 后龙站天湖线
702开关配置速断、限速速断、过流保护，重合闸时间5S；
38T2分段断路器配置速断、过流零序保护，重合闸时间10S；
77T2分段负荷开关得电延时合闸时间21S，合闸后分闸闭锁合闸时限3S，零压30V10S。
3.1.2 更楼站陀柳线
730开关配置速断、限速速断、过流保护，重合闸时间5S；
6T2分段断路器配置速断、过流零序保护，重合闸时间10S；
41T2分段负荷开关得电延时合闸时间21S，合闸后分闸闭锁合闸时限3S；零压30V10S。
3.1.3 更楼站陀柳线主干线N75塔75T2联络负荷开关
得电延时合闸时间120s；
合闸后分闸闭锁合闸时限5S。
3.2 永久性故障检测隔离与自动转供电原理说明
下面以后龙站天湖线上各段区域发生永久性故障的动作情况进行分析说明。陀柳线上各段的动作原理与天湖线相同。
3.2.1 后龙站天湖线702开关至38T2开关之间故障
（1）702和38T2之间发生永久性相间短路故障。702保护动作跳闸，77T2在失压后分闸。75T2一侧失压开始120s计时。（图2）
图2
（2）702在5s后重合，由于是永久性相间短路故障重合不成功。77T2在得电延时合闸21s计时内检测到故障残压闭锁。120s计时结束后75T2合闸。（图3）
图3
（3）运行人员断开38T2，合上77T2，非故障段全部复电。（图4）
图4
3.2.2 后龙站天湖线38T2开关至77T2开关之间发生故障
（1）38T2和77T2之间发生永久性相间短路故障。38T2保护动作跳闸，77T2在失压后分闸。75T2一侧失压开始120s计时。（图5）
图5
（2）38T2在10s后重合，由于是永久性相间短路故障重合不成功。77T2在得电延时合闸21s计时内检测到故障残压闭锁。120s计时结束后75T2合闸，非故障段负荷复电。 （图6）
图6
3.2.3 后龙站天湖线77T2开关至更楼站陀柳线75T2开关之间发生故障
（1）77T2与75T2之间发生永久性相间短路故障。38T2保护动作跳闸，77T2在失压后分闸。75T2一侧失压开始120s计时。（图7）
图7
（2）38T2在10s后重合成功，77T2一侧有压延时21S后合闸。由于是永久性相间短路故障，38T2再次跳闸，77T2在合闸后3s之内再次分闸，闭锁合闸。75T2在120s计时之内，检测到故障残压，闭锁合闸功能。（图8）
图8
（3）38T2在10s后第二次重合成功。非故障段复电。（图9）
图9
3.3 运行规范
正常运行时，线路分段断路器、分段负荷开关及联络联络开关自动化功能均投入运行。联络开关设置为联络模式，处于热备用状态，各环网线路解环运行。现场线路上的所有开关挂上“自动转供电线路”的警示标志牌，配网调度系统的变电站出线开关也增加挂牌功能。
停送电操作前，应退出停电线段各侧开关的自动化功能。带电作业前，也应退出联络开关的自动化功能，退出分段开关的重合闸功能。
单相接地故障试漏、错峰限电等变电站侧10kV开关强制停电时，应退出联络开关的自动化功能。
4 结束语
我们首次开展10kV环网线路自动转供电隔离故障的研究，并对两个馈线组进行了技术改造，达到了自动转供电隔离故障的技术要求。作为试点，仍然须积累运行经验，在功能开发上也是遵循稳妥原则，先易后难，先简单后复杂，取得试点经验后再逐步向网架复杂的网络推进研究开发力度。
今后继续应用研究的方向主要有三个：一是在多分段的10kV线路上实现自动隔离故障自动转供电；二是深入研究解决倒供到对侧变电站母线的技术改进措施，提高自动转供电的覆盖线段；三是专项研究联络开关的动作可靠性，避免在不该合环转电情况下误动作合环造成停电事故，从而使得自动转供电隔离故障技术适合所有环网线路。
【关键词】环网；自动化；快速复电；故障隔离
1 背景
随着配电网架构的逐步完善，10kV线路的环网率越来越高，以佛山高明局更合供电所为例，环网率和可转供电率双双实现100%，10kV线路上的自动化开关安装率达89%。然而，当发生10kV线路故障时，环网线路联络开关的自动化投入功能仍未开发，须人工判断环网线路的故障区域，并由抢修人员现场操作联络开关实现人工转供电，恢复非故障区域的供电。
如何充分发挥环网线路的优势，当发生10kV线路永久故障时能自动快速隔离故障区域，并通过联络开关的自动转供电恢复故障线路末端非故障区域的供电，是当前10kV环网线路进一步研究发展的方向。更合供电所在佛山供电局系统运行部、佛山高明供电局配电部的大力支持和直接指导下，通过对环网10kV馈线组自动化开关的技术改造，实现了试点线路故障时自动环网转供电与故障隔离的功能研究开发与改造应用。
2 动作原理分析
已安装馈线自动化开关的10kV线路，基本为两分段或三分段，主干线上安装一台或两台的自动化开关，一般靠近变电站侧为断路器，末端侧为负荷开关。在进行故障线路的自动转供电研究开发时，须主要解决以下三方面问题：如何自动判别故障区域并自动隔离、如何触发环网联络开关自动投入实现自动转供电、如何避免环网转供电倒供到对侧110kV变电站的10kV母线。
随着馈线自动化开关的广泛应用，目前已实现了单条10kV馈线自动化功能。通过前后级开关继保动作整定值大小、动作时间的差别，可以实现开关的选择性动作，自动隔离线路上的故障区域。因此，环网线路自动隔离故障转供电的研究重点，在于如何判断触发联络开关的自动投入。
在触发联络开关的投入研究上，有两个方向可以实施：
方案一。通过无线网络监控构成单条线路上各个开关的动作情况，从而在后台系统自动判别故障区域，并自动远程发指令到联络开关动作合闸。该方案技术要求高，特别是对无线信号的稳定性、及时性、准确性要求更高，但在现阶段无线信号暂不具备十分可靠的到达率情况下，容易导致开关的误动作或拒动作，影响配电网的稳定运行。
方案二。通过前后级开关自身检测装置的对比判别，通过失压或残压的检测、动作设定时间的差异，实现联络开关的自动投入，自动隔离故障区域及恢复非故障区域的供电。该方案投资改造较少，容易实现，但仅适合网架架构简单的馈线组。
综合上述两个方案，作为试点研究开发，一般要求简单易行，在取得运行经验后再逐步深化提高，因此，我们决定以方案二作为实施研究方向。
方案二的动作触发条件基本以开关的自身的功能判断为主。目前线路干线上馈线自动化开关的主要功能如下：
2.1 分段开关的功能
2.1.1 主干线分段断路器的功能
配置三相电流互感器、零序电流互感器，具有分断相间短路电流、负荷电流和零序电流的功能。馈线自动化分段断路器连接馈线自动化控制器，馈线自动化控制器主要功能如下：
（1）具有二次重合闸功能。
（2）设带时限过流保护、零序保护装置。
（3）闭锁二次重合闸功能：一次重合闸后在设定时间3s之内检测到故障电流，保护动作跳闸，则闭锁二次重合闸。
（4）使用PT取电。
2.1.2 主干线分段负荷开关的功能
配置三相电压互感器、电流互感器，具有分断负荷电流的功能。馈线自动化分段负荷开关连接馈线自动化控制器，馈线自动化控制器主要功能如下：
（1）属于电压型，当开关两侧失压且无电流流过（断路器分断后），脱扣快速自动分闸，当开关一侧有压后延时5s合闸。
（2）闭锁合闸功能：若合闸之后在设定时间3s之内失压，则自动分闸并闭锁合闸。
（3）闭锁分闸功能：若合闸之后在设定时间3s之内没有检测到故障，则闭锁分闸功能，延时5分钟后闭锁复归。
（4）使用PT取电。
2.2 自动转供电的馈线开关功能技术要求
联络开关的功能设置是关键，必须与两侧线路的分段开关的保护动作互相配合，从而实现自动检测及自动转供电。联络开关正常状态下处于热备用状态，即两侧有压时开关处于分闸状态；当一侧失压后，开关启动延时合闸功能；当故障区域位于邻近环网点线段时，联络开关应检测线路分段开关的动作状态闭锁合闸。
按照这样的技术要求，环网点开关应采用自动化负荷开关，具备单侧失压延时后合闸功能、双侧均有压时开关合闸闭锁功能、单侧失压后在延时整定时间内检测到故障残压会闭锁合闸功能。同时，馈线上至少安装1台分段自动化负荷开关；这些负荷开关也必须具备失电后分闸功能、得电延时后合闸功能、单侧失压后在延时整定时间内检测到故障残压会闭锁合闸功能、合闸后在设定时间内失压会分闸并闭锁合闸功能。
2.3 各级开关保护的动作时间设置
分段开关与变电站侧保护的动作时间应该相互配合，联络开关的动作时间应按躲开线路上各级开关动作时间之和最大值设置。
按照佛山供电局馈线自动化开关的设置要求，变电站侧保护速断延时0.3秒，限速延时0.5秒，过电流延时2秒，重合闸时间5秒；线路主干线分段断路器速断延时0秒，过电流延时1秒，重合闸时间10秒；靠变电站的第一台负荷开关（包括主干线和分支线）延时合闸时间为21秒，其它延时合闸时间为7秒。
联络开关的动作时间，按照满足线路开关保护动作时间最大值的原则进行设置，根据试点线路的实际情况，考虑一定裕度，该联络开关的延时合闸时间设置为120秒。 3 改造与应用
为便于观察实际效果，我们选取了线路较长、运行环境一般的线路进行试点技术改造。选取了2个环网馈线组，分别是后龙变电站10kV701渡水线—更楼变电站10kV 703佬菜线、后龙变电站10kV702天湖线—更楼变电站10kV730陀柳线，其中，10kV渡水线、天湖线同杆架设双回路，10kV佬菜线、陀柳线同杆架设双回路。
按照开关的设置功能，我们对上述两个馈线组上的开关进行了调整改造，主要是按照每条线路干线上，按“分段断路器+分段负荷开关”的组合进行配置，保证干线上至少有一个分段负荷开关（不含环网点），联络开关按负荷开关配置。
为防止联络开关的PT故障导致的开关控制器误检测失压导致合闸合环供电，在联络开关的两侧已经各有一个PT的基础上，再在各侧增加一只PT，提高可靠性。为防止主网设备故障失压（如10kV母线、变电站失压）后环网线路倒供电到对侧变电站的风险，拆除了分段负荷开关的负荷侧PT，只保留电源侧的PT检测电压。
技术改造后的两个环网馈线组的开关配置示意图如下：
图1 环网馈线组的开关配置示意图
（注：方框表示断路器，圆圈表示负荷开关。开关填充黑色表示闭合，填充白色表示分闸）
两个环网馈线组的自动隔离故障转供电的工作原理一样，下面仅以馈线组“后龙变电站10kV702天湖线—更楼变电站10kV730陀柳线”进行分析说明。
3.1 开关保护功能设置
3.1.1 后龙站天湖线
702开关配置速断、限速速断、过流保护，重合闸时间5S；
38T2分段断路器配置速断、过流零序保护，重合闸时间10S；
77T2分段负荷开关得电延时合闸时间21S，合闸后分闸闭锁合闸时限3S，零压30V10S。
3.1.2 更楼站陀柳线
730开关配置速断、限速速断、过流保护，重合闸时间5S；
6T2分段断路器配置速断、过流零序保护，重合闸时间10S；
41T2分段负荷开关得电延时合闸时间21S，合闸后分闸闭锁合闸时限3S；零压30V10S。
3.1.3 更楼站陀柳线主干线N75塔75T2联络负荷开关
得电延时合闸时间120s；
合闸后分闸闭锁合闸时限5S。
3.2 永久性故障检测隔离与自动转供电原理说明
下面以后龙站天湖线上各段区域发生永久性故障的动作情况进行分析说明。陀柳线上各段的动作原理与天湖线相同。
3.2.1 后龙站天湖线702开关至38T2开关之间故障
（1）702和38T2之间发生永久性相间短路故障。702保护动作跳闸，77T2在失压后分闸。75T2一侧失压开始120s计时。（图2）
图2
（2）702在5s后重合，由于是永久性相间短路故障重合不成功。77T2在得电延时合闸21s计时内检测到故障残压闭锁。120s计时结束后75T2合闸。（图3）
图3
（3）运行人员断开38T2，合上77T2，非故障段全部复电。（图4）
图4
3.2.2 后龙站天湖线38T2开关至77T2开关之间发生故障
（1）38T2和77T2之间发生永久性相间短路故障。38T2保护动作跳闸，77T2在失压后分闸。75T2一侧失压开始120s计时。（图5）
图5
（2）38T2在10s后重合，由于是永久性相间短路故障重合不成功。77T2在得电延时合闸21s计时内检测到故障残压闭锁。120s计时结束后75T2合闸，非故障段负荷复电。 （图6）
图6
3.2.3 后龙站天湖线77T2开关至更楼站陀柳线75T2开关之间发生故障
（1）77T2与75T2之间发生永久性相间短路故障。38T2保护动作跳闸，77T2在失压后分闸。75T2一侧失压开始120s计时。（图7）
图7
（2）38T2在10s后重合成功，77T2一侧有压延时21S后合闸。由于是永久性相间短路故障，38T2再次跳闸，77T2在合闸后3s之内再次分闸，闭锁合闸。75T2在120s计时之内，检测到故障残压，闭锁合闸功能。（图8）
图8
（3）38T2在10s后第二次重合成功。非故障段复电。（图9）
图9
3.3 运行规范
正常运行时，线路分段断路器、分段负荷开关及联络联络开关自动化功能均投入运行。联络开关设置为联络模式，处于热备用状态，各环网线路解环运行。现场线路上的所有开关挂上“自动转供电线路”的警示标志牌，配网调度系统的变电站出线开关也增加挂牌功能。
停送电操作前，应退出停电线段各侧开关的自动化功能。带电作业前，也应退出联络开关的自动化功能，退出分段开关的重合闸功能。
单相接地故障试漏、错峰限电等变电站侧10kV开关强制停电时，应退出联络开关的自动化功能。
4 结束语
我们首次开展10kV环网线路自动转供电隔离故障的研究，并对两个馈线组进行了技术改造，达到了自动转供电隔离故障的技术要求。作为试点，仍然须积累运行经验，在功能开发上也是遵循稳妥原则，先易后难，先简单后复杂，取得试点经验后再逐步向网架复杂的网络推进研究开发力度。
今后继续应用研究的方向主要有三个：一是在多分段的10kV线路上实现自动隔离故障自动转供电；二是深入研究解决倒供到对侧变电站母线的技术改进措施，提高自动转供电的覆盖线段；三是专项研究联络开关的动作可靠性，避免在不该合环转电情况下误动作合环造成停电事故，从而使得自动转供电隔离故障技术适合所有环网线路。