10 kV配网架空线路馈线自动化技术

严宏

摘 要：简要介绍了10 kV配网架空线路馈线自动化技术的工作原理和保护配置方案，并在此基础上提出了馈线自动化技术的故障处理方案和具体措施，以期为我国电力企业合理运用馈线自动化技术提供可行性建议。

关键词：10 kV电力配网；架空线路；馈线自动化；保护配置方案

中图分类号：TM76 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.12.150

随着国民经济和自动化技术的发展，人们对电力资源的需求量越来越大，同时，对供电可靠性的要求也越来越高。配电网的可靠、经济运行在很大程度上取决于配电网结构的合理性、可靠性、灵活性和经济性，这些又与配网的自动化程度紧密相关。馈线自动化技术是10 kV配网架空线路的重要技术之一，采用馈线自动化技术能够为10 kV电网配网架空线路的安全性和传输速率提供一定的保障，能够实施故障隔离，恢复对健全区域的供电，提高供电可靠性。但是，在选用相关技术时，要对馈线自动化技术的原理和特征有所认识，并针对可能发生的故障作出一定的预案。本文简要探讨了工作中存在的问题，以提高馈线自动化技术在10 kV配网架空线路中的运用水平。

1 馈线自动化技术概述

馈线自动化是指变电站出线到用户用电设备之间的馈电线路自动化，其内容可以归纳为两方面：①正常情况下的用户检测、资料测量和运行优化；②事故状态下的故障检测、故障隔离、转移和恢复供电控制。在一定的工作技术原理下，馈线自动化技术可以实现变电站中出线断路器与运转的配合。这在某种程度上满足了馈线自动化技术的两大需求，即不发生故障时的供电需求和有故障时的隔离需求。

2 保护配置方案简析

在10 kV电力配网中，馈线自动化技术常见的保护配置方案主要是由智能控制器、负荷开关和断路器组成的，而主要的设备有主干线的相应设备、分支线的相应设备和分支线中用户需要的分界负荷开关。

3 故障处理方案

3.1 故障处理原理

3.1.1 发生短路故障

如果发生短路故障，变电站中断路器进行保护性跳闸，3.5 s之后第一次重合闸，柱上负荷开关在一侧得电后依次合闸，当合闸到达故障点之后，第二次跳闸。监控终端通过电压检测系统进行一定的逻辑判断，对需要操作的故障部位两端的负荷开关进行闭锁操作，负荷开关再次得电后不会进行合闸操作，但会在准确判断故障点后作相应的隔离处理。在变电站的出线断路器中进行第二次重新合闸操作，及时恢复供电，将故障对整个电路的影响降到最低。

3.1.2 发生接地故障

发生单相接地故障时，10 kV配网系统作为一种比较小的电流配网系统，会存在一定的零序电压。这时，采取传统的拉线法能够及时找出故障线路。在具体操作中，将线路的出口断路器合上，然后逐级合闸。这时，监控终端就要发挥其作用，在检测到零序电压时将其隔离，然后对故障点进行闭锁操作，在工序结束后自动合闸，恢复电力。

3.2 在10 kV配网架空线路中的应用

在故障实例分析中，根据相关操作原理，采用构建模型的方式进行实例分析。馈线自动化构建模型如图1所示。

图1中，CB是带有时限保护和二次合闸功能的馈线出线断路器，而FB是带有时限保护功能和二次重合闸工能的主干线分段断路器，FSW1和FSW2是主干线的分段负荷开关，ZB1是带有时限保护和二次合闸功能的分支线分界断路器，YSW1、YSW2、YSW3是分支线用户分界负荷开关，ZSW1是分支线分界负荷开关，LSW是联络开关，圆圈是负荷开关，方块是断路器，黑色填充就是闭合，白色填充表示分闸状态。

3.2.1 主干线的分段断路器电源侧故障

当FSW1与FB之间发生故障时，CB就会进行跳闸动作保护，然后FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1、YSW2、YSW3在失压后也会随之跳闸，紧接着CB会在5 s之后进行重合闸操作，而FSW1也会延时合闸。如果故障持续，则CB再次跳闸，FSW1在失压后分闸，对合闸进行闭锁。这时，CB会在1 min后进行第二次重合闸操作。如果重合成功，那么，故障就解决了。一般情况下，整体的故障处理时间在1 min左右。

3.2.2 主干线分段断路器负荷故障

如果FSW2与ZSW1之间发生故障，那么，FB会进行保护性跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3会在失压后分闸，然后FB会在5 s之后重新合闸。因为FS2一侧有电压，所以，会延迟5 s合闸。永久故障会导致FB再次跳闸，FSW2分闸，然后开始闭锁合闸，大概60 s之后FB开始二次合闸，故障被成功解决。

3.2.3 分支线分界负荷开关的负荷侧故障

当ZSW1与YSW3之间发生故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSWI和YSW3在失压后快速分闸，FB在5 s后重合闸，FSW2一侧有压，在延时5 s后合闸。FSW2在3 s后闭锁分闸，ZSW1一侧有压，在延时5 s后合闸。鉴于故障情况，FB再次跳闸，ZSW1分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸，FB在60 s后第二次重合闸。ZSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约75 s。

3.2.4 分支线分界断路器的负荷侧故障

当ZB1与YSW1、YSW2之间发生故障时，ZB1保护动作跳闸，ZB1在5 s后重合闸。鉴于故障原因，ZB1再次跳闸，并闭锁合闸，ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5 s。

3.2.5 分支线用户分界负荷开关故障

当用户YSW3发生永久故障，如果是相间短路故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸；如果是单相接地故障，则YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作——FB会在5 s后重合闸；FSW2一侧有压，在延时5 s后合闸，FSW2会在3 s后闭锁分闸；当ZSW1一侧有压时，会在延时5 s后合闸，在3 s后闭锁分闸；YSW3一侧有压，会在延时S s后合闸。鉴于故障原因，FB保护动作跳闸，YSW3分闸并闭锁合闸，FSW2、ZSW1保持合闸。FB在60 s后第二次重合闸。至此，YSW3成功隔离故障，隔离故障耗时约80 s。

4 结束语

综上所述，馈线自动化功能在整个配网系统中发挥着至关重要的作用，它能够加强对故障问题的定位、分析、判断和监测，从而隔离故障，维护配电系统的正常、稳定运行。但是，在实际操作中，也应该注意一些具体的细节，比如主干线分段短路器的设置，馈线出线开关的安排和故障排除，分段负荷开关分闸闭锁功能的实现，以及对故障影响的优化等。在此过程中，要求技术人员要对馈线自动化技术的工作原理和特征有所认识，具备将理论与实际情况相结合的能力，能够有效解决馈线自动化技术中的难题。本文简要探讨了10 kV配网架空线路馈线自动化的工作原理和保护配置方案，提出了馈线自动化的故障处理方案，以供相关工作参考，并有效提高馈线自动化在10 kV配网架空线路中的运用水平。

参考文献

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[2]郑海山.10 kV配网架空线路馈线自动化技术[J].大科技，2015（25）.

[3]王晶.10 kV架空线路馈线自动化系统规划设计综述[J].山东工业技术，2013（15）.

〔编辑：白洁〕