配电网馈线自动化技术及其应用

吕根

摘要：近年来，配电网自动化发展迅速，馈线自动化作为重要支撑技术，其应用情况直接关系到整个配网的运行。基于此，合理布置馈线自动化技术方案，提高其运行水平，对于保证配电网的安全可靠性具有重要意义，本文围绕此展开具体分析。

关键词：配电网；馈线；自动化技术

1馈线自动化技术现状

纵观国内各大电网公司可知，其在10kV架空线路网架领域，最为常见的当属单放射型以及“2-1”联络型两种，可以发现二者的主干线路均配有若干分支，同时分支再次得以细分，这在很大程度上能够提升线路的复杂度，同时任何一条分支出现故障将会导致全条馈线出现停电现象，因此需要对馈线自动化展开进一步研究，当发生故障时可以精准地识别故障并将其从线路中隔离，从而将停电时间降低至数秒内。总体来说，当下国内馈线自动化已经取得一些进展，在主站系统以及智能配电终端领域技术已经较为成熟，然而故障的识别、定位以及隔离等方面依然拥有较大的进步空间。实施馈线自动化后，其主要目的便是提升故障的识别、定位以及隔离效率，尽可能缩小停电范围，减少停电时间。

2馈线自动化技术的实现

2.1故障诊断流程

故障处理最为馈线自动化技术的主要功能，在系统中主要是通过智能集中与智能分布相结合的形式所实现的。这种技术形式和以往的重合闸形式相比更具可靠性、灵活性，可根据电网参数、结构的实时情况，在线进行故障诊断，并掌握故障的变化情况，能够对包括馈线线路故障、瞬时或永久故障、一环多次、多线路同时等多种形式的故障进行在线处理，避免了以往重合闸操作的方式故障处理模式对线路的震荡及冲击损害。

故障的诊断流程主要为技术实现流程原则为：以配电网终端作为基础进行故障检测—以子站作为区域的控制中心—以主站作为集中管理的中心。这其中通过子站负责所在区域的馈线故障查询、分析、位置确定、上报以及当地的及时隔离，同时为了降低故障带来的影响，需要通过计算分析为非故障区域提供供电方案，保证供电正常。如果子站不能对故障部分实现成功隔离，需要及时将故障上报到主站中，由主站负责协调，计算处理方案。具体分为以下几个馈线自动化技术实现流程。

（1）由子站发出故障信息与处理结果，传送至主站，使主站及时掌握故障情况。

（2）如果经分析计算，得出故障恢复与配电网重构不能仅由某个子站所实现，而是需要多子站共同协调完成的结论，那么需要由主站协调多子站共同操作，以多子站联动机制处理故障。

（3）故障处理需根据故障实际情况，选取适宜的干预方式，如针对小型配电网中的小型故障，可由系统完全自动化排除故障，如果故障较为复杂，则需要采用自动及人工方式联合干预。

（4）在自动与人工联合干预的模式中，先由根据故障诊断等进行计算，提供多种故障排除备选方案，再由操作人员选取最佳方案进行故障排除、隔离与恢复供电。

2.2故障识别的自动化技术

对于故障识别，在配电网馈线自动化系统当中，FTU模块主要是实现对故障类型以及相关信息数据的识别工作，并以FTU中的采样电流利用电流瞬时值作为故障的判别依据。例如：如果配电网出现单相接地故障时，接地点零序功率分量会与会与和正常电路的相位呈现相反的情况，同时没有发生故障的相位，其电压会是发生故障相位电压的1.5倍以上，由此系统可以判定配电网出现了单相接地故障。由于我国现阶段，大部分配电网都采用了中性点不接地等零序分量幅值小的模式，给单相接地故障的判断增大了难度。因此，配电网馈线自动化系统，还可以在主站中增加开关操作序列等功能，利用拉赫开关排除法，提高识别单向接地故障的准确性。

3配电网馈线自动化技术的运用

3.1 FTU/DTU的故障处理

自动化系统终端FTU/DTU以电流、电压实时分析采样的方式，实现判断包括故障的性质、数据信号、故障数据、信息上报等功能，同时还可进行子站的故障处理操作，简而言之，馈线终端在FA技术运用的过程中扮演着操作执行者的身份。由主站系统向馈线终端提供故障发生时包括电力、电压等各类特征量参数，馈线终端对比采样值和特征量，以此判定故障性质及类型，并实施相应的故障处理工作。

3.2架空线路的故障处理

柱上FTU与柱上开关、系统子站、主站等相配合，共同完成架空线路的故障自动化检测。其中故障检测石油FTU所负责，定位则有FTU与子站共同协作所完成，故障隔离、供电恢复需要由FTU、子站、主站等共同配合所完成。以某电力网络架空线路为例，该线路上两条手拉手架空线其供电来源均为一所变电站，即包括联络、分段在内的所有开关都是由一个配电网馈线自动化系统的子站所负责监控，那么包括故障隔离、供电恢复等操作均是此子站所完成。如果这两条手拉手架空线路不是一个变电站提供供电来源，那么这两条架空线路则是分别由系統子站A、B分别监控，并分别负责架空线路的故障处理、恢复供电等操作。

3.3配电网馈线自动化技术运用过程中的时间分配

电力系统当中常见的故障可以归纳为两种：永久性故障和主干线路故障。以架空线路为例，当其出现永久性故障的时候，相关的变电站会对其进行断电保护动作，并尝试通电，此过程大约需要3到5秒的时间。如果在此过程中通电不能成功，那么则判断配电网出现了主干线路故障。配电网馈线自动化系统的子站将承担对变电站的保护动作信息，跳闸信息等故障的收集工作。在对故障发生的位置进行定位时，所分配的时间大约为1秒。如果采用RTU对采集到的信息进行转发，所分配的时间大约为3到5秒时间。由主站实施供电恢复大约需要3～6s，主要通常每个开关的恢复在2s左右，大多数情况恢复1～3个开关即可实现供电恢复。这样利用配电网馈线自动化技术，从实现故障的监测、定位以及隔离回复，大约需要几分钟的时间就可以完成，极大的提高了配电网故障的检修效率。

4结束语

在社会发展新时期，我国对电力的需求不断增加，在这种形势下，我们必须提高配电网运行的水平。在配电网运行过程中，馈线自动化技术的应用在很大程度上提高了配网故障的处理效率，对于配电网的安全高效运行具有重大意义。近年来，随着经济社会的发展和科学技术的发展进步，配电网馈线自动化模式不断改进，向着更加智能化的方向发展，提高了故障处理的自动化水平，缩短了恢复供电的时间，在更大程度上提高了配电网供电的可靠性，使配电网能够更好地为我国经济社会发展和人们的生产生活提供电力服务。

参考文献：

[1]朱国恒. 配网馈线自动化的研究及其在番禺配电网的应用[D].华南理工大学，2010.

[2]苏国志. 基于面保护配电网馈线自动化的研究[D].辽宁工业大学，2014.

（作者单位：国网天津市电力公司宝坻供电分公司）