目前，农村配电网多为架空线路，且乡村、偏远山区等地负荷分散，供电半径相对较大，采用远方控制的方式处理架空线路馈线自动化故障存在着无线通信不够可靠、处理时间较长等问题，困扰着配电网故障自愈水平的进一步提升。为提升乡村、偏远山区等地配网线路故障自愈能力，国网浙江电科院联合国网安吉县供电公司共同研发了基于就地化保护的馈线自动化智能开关及系统，并选址安吉余村开展首次应用。
图1 就地保护型馈线自动化配套开关及终端装置图
就地保护型馈线自动化系统的主要功能有：
1、单相接地故障区段识别；
2、基于本地短路故障信息，通过断路器分合闸快速隔离瞬时性故障；
3、基于本地短路故障信息，通过联络开关闭合，使失电区域快速恢复供电；
4、通过终端与主站配合，实现永久性短路故障精准定位。
（一）利用故障初始行波的单相接地识别技术
基于故障行波信号产生的解析分析结果，故障线路接地点电源侧智能开关处的故障初始行波为反向行波，接地点负荷侧智能开关处的故障初始行波为正向行波，如图1所示。根据这一原理，馈线自动化智能开关基于单端的行波信号，判断单相接地的故障方向。
图2 单相接地行波特征安装图
同时，中性点非有效接地配电系统发生单相接地故障后，除产生高频行波信号外，系统中的工频零序电压升高，相电流幅值也发生变化。智能开关通过工频电压与电流信号的判据，增加了保护逻辑的安全性。在行波判据和工频判据共同判断出单相接地后，结合时间延迟，发出单相接地保护动作指令，从而进一步实现单相接地保护，流程如图2所示。
图3 单相接地保护流程
（二）就地化的短路故障隔离
系统主要针对产生大电流的短路故障（在中性点非有效接地配电系统指相间短路、两相接地和三相短路），实现了无通道保护技术。
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基本原理
无通道保护是利用故障的单端电气量实现双端跳闸的保护。故障发生后，基于定时限过电流保护或定时限低电压保护，实现一侧断路器率先动。接着利用对侧断路器动作信息判断故障是否发生在保护区内。判定故障发生在保护区内，加速本端保护动作。无通道保护由过电流保护（OC）、低电压保护（DUV）、加速过电流保护（AOC）和加速低电压保护（ADUV）。其中过电流保护和加速低电压保护构成一组保护从双端隔离故障。方向低电压保护和加速过电流保护构成一组保护从双端切除故障。
无通道保护是由基础保护和加速保护构成。基础保护是定时限方向过电流和定时限方向低电压；加速保护是基于对端规定时限内三相断路器动作后，健全相电流的变化构成的。无通道保护不仅具有良好的选择性。特别地，由于无通道保护的加速作用，使得按照方向过电流保护整定的配电线路故障最大切除时间缩短了一半，靠近电源的配电线路段得以快速切除，加速效果最明显，如图4所示。
图4 无通道保护加速效果
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保护作用
针对两相短路，基础保护构成了线路故障的近后备和远后备两重保护，加速保护构成了线路故障的主保护。在保护整定延时在现场能够接受的场合，无通道保护能够满足现场可靠切除故障的要求。同时，无通道保护具有良好的可靠性。如果有断路器存在偷跳的情况，保护不会误动，因无故障特征。如果故障后，断路器拒动，则基础保护中的远后备保护将切除故障。如果故障后，保护误动，则可能出现加速保护拒动，而不会影响基础保护动作。如果现场要求站内保护对配电线路故障快速跳闸，出口保护时间延迟很短，如0.3S，则当馈线出口保护快速动作后，无通道保护返回，也不会误动。
针对三相故障，本系统应用在配电线路出口处的电流瞬时速动保护进行故障隔离。根据上述电流速动保护与无通道保护的配合分析可看出，配电线路出口处的电流瞬时速动保护不会导致无通道保护误动，电流瞬时速动保护动作后，无通道保护返回，故障电源侧被隔离，不会对系统设备产生危害，也不会再对通信系统产生干扰。
（三）供电恢复
就地化保护终端使用国网加密协议，将故障信息通过浙江省电力公司新一代配电自动化系统IV区主站无线配电终端通信协议发送到主站。当线路发生故障后，开关可采用重合断开的断路器方式进行瞬时性故障与永久性故障识别，并将故障类型和相关信息发送至系统主站。单相接地情况下，根据终端上传的识别信息，打开电源侧断路器，延时后，再重合断路器。如果是瞬时性故障，单相接地故障消失，系统恢复正常运行，所有供电均恢复。如果是永久性故障，断开故障区段两侧断路器，隔离故障；合上联络开关，恢复非故障区段供电。
无通道保护动作情况下供电恢复。在线路发生故障后，各电源侧的断路器可根据终端信息进行重合动作。如果是瞬时性故障，故障消失，再重合负荷侧断路器，系统恢复正常运行，所有供电均恢复；如果是永久性故障，电源侧断路器重合后加速跳开，隔离故障，确认故障区段，然后重合联络开关，恢复对非故障区域失电负荷的供电。
电流速断保护动作情况下供电恢复。根据终端上传的断路器动作信息，延时后，重合电源侧断路器。如果是瞬时性故障，故障消失，系统恢复正常运行，所有供电均恢复；如果是永久性故障，断路器重合后加速跳开，结合故障定位结果，分开故障区段两侧断路器，重合电源侧首端断路器和联络开关，恢复对非故障区域失电负荷的供电。故障隔离与供电恢复的运行方案将在试点应用情况中具体说明。
（四）故障定位
基于单相接地行波保护技术，就地化保护终端可依靠本地单端数据（对时精度1us）实现单相接地故障识别，进一步可实现单相接地故障自动隔离；对于分支线，依靠支线上的首台或分段智能开关检测故障；基于故障后断路器动作信息的无通道保护技术，实现两相短路故障就地自动快速有选择隔离，实现了故障区段精准隔离，显著提高了供电可靠性；结合通信构成的主站系统，可实现配电线路可观可控，和准确故障定位，满足了配电网主动运维要求。
（五）范例说明
这里以一条示例线路为例说明系统运行方案，方框部分代表就地化智能开关的安装点。无通道保护的各组成部分，过流级差保护、低电压级差保护、加速过电流保护和加速低电压保护的整定值如下图所示。
主干线F1处短路故障时，装置2低电压保护0.2S动作，跳开#1线015号杆断路器，故障从负荷侧隔离；装置1加速过电流0.28S跳开001号杆断路器，故障从电源侧隔离。联络开关投入，恢复#1线未故障区段供电。保护终端记录故障发生和断路器动作过程，并将动作数据上传至主站系统。
图5 主干线短路故障动作方案示例
当在线路末端或者大分支发生短路故障时，如图5的F1处。装置8过电流保护0S动作，跳开#2线024号杆断路器，故障从负荷侧隔离。保护终端记录故障发生和断路器动作过程，并将动作数据上传至主站系统。
图6 #2线负荷侧短路故障动作示意图
丨供稿丨
陆 洋 贾钘楠 陈 亮 湖州供电公司
丨审核丨
吴栋萁 浙江电力科学研究院
丨编辑丨
刘文灿 蔡婉琪 浙江电力培训中心
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