配电网馈线自动化技术及其应用

张笑玲

摘 要：将馈线自动化技术应用到配电网中，一方面能够实现对配网运行状态的监测，另一方面能够及时解决配电网中存在的故障，提升供电的稳定性。本文在介绍馈线自动化系统结构的基础上，对其基本功能及实现进行研究，并对馈线自动化技术在电力系统中的具体应用进行探讨。

关键词：配电网;馈线自动化;电力系统

1 配电网馈线自动化系统的基本结构

配电环节在整个电力传输系统中占有十分关键的地位，而关于配电网馈线自动化技术的相关探索，则还有着很大的发展空间。自动化系统的发展离不开技术的不断进步，借助于相关技术（如计算机技术、通信技术等）将与电力系统运行相关的各方面信息进行统一集成，形成相对完整的自动化系统，进而可以实时监管配网，实现对于配电管理工作的自动化与信息化，最终有效保障电力工作。需要看到的是，配电网馈线自动化在这其中扮演了十分重要的角色，它能够有效降低电网故障率，缩短故障恢复时间，提升电力供应质量。另外，配电网馈线自动化在功能上主要体现在两点：一是对于实际运行状态可以进行有效监测;二是对于故障可以加以定位、隔离，以及自动恢复供电。

2 馈线自动化技术分析

2.1 馈线自动化技术的基本功能

一般来说，馈线自动化（FA）技术能够满足自身线路定位、故障检测、故障隔离、以及供电恢复等相关功能。在实践应用中，该技术方法借助于开关操作等手段，充分发挥智能科技的便利优势，可以取得十分理想的效果。具体而言：一方面体现在故障处理过程高效迅速，另一方面则不会对配电网本身造成过多损害;因此，基于城市配电网的实际特征，FA技术具有较强的适用性。应该看到的是，在光纤、GPRS等技术快速发展的过程中，馈线自动化系统在成本与可靠性等多方面都有了明显提升，特别是光纤以太网模式凭借自身性能及成本等方面的优势，在推广与普及程度上都尤为突出。具体分析来说：该技术借助以太网形式来连接FTU、主站与子站，基于光纤通讯本身远程高速的便利，依托主网、子网间通信传输组网功能，达到数据信息分组交换目的，将系统数据实时快速的进行传递，实现操作速率提升。另一方面，依托于以太网的结构优势，能够通过网桥（路由器）达到IP层设备信息路由，或是通过子站交换数据，达到网络互连的目的，进而有效带动配电网馈线自动化操作效率提升。

2.2 馈线自动化技术的实现

馈线自动化技术的实现包括以下两点。

其一，故障诊断流程。电力部门采用馈线自动化技术，主要是为了处理故障问题，与传统技术相比，这种技术具有一定的可靠性，有助于提高电力部门的工作效率，馈线自动化技术可以根据电网的实际情况，对多种故障形式进行分析，并及时在线处理，避免对线路造成冲击伤害。而故障诊断流程的原则是，以配电网终端为根本目标，对相关区域内进行故障检测，以子站作为控制中心，并负责对馈线线路的故障分析、确定位置、及时隔离，为了有效缩小故障影响范围，还应制定出非故障区域的供电方案，从根本上保证正常供电。而如果子站不能对故障问题进行处理，应及时上报给主站，并由主站提供处理方案。因此，可以分为以下几个馈线自动化技术实现流程：首先，子站需及时将故障信息和解决方案传送给主站，使主站可以全面了解故障信息。其次，如果对故障问题分析后，故障问题需要多个子站共同完成时，则由主站负责与其他子站协调。再次，根据故障具体情况，选择合适的干预方式，在小型配电网故障中，如果故障问题十分复杂，可以采用人工和设备联合干预方法。最后，在人工联合干预中，应该制定多种故障分析方案，再由相关人员选择最佳方案，对故障进行排除和处理，保证在短时间内恢复正常供电。

其二，故障识别的自动化技术。馈线自动化技术能够准确对故障分析和处理，这与FTU有着密不可分的联系，是由于FTU具有判断故障类型、识别信号数据功能，可以将电流瞬间值作为故障判断依据，如果线路发生相间短路现象，FTU就会采样到电流的变化情况，并以此作为故障判断依据，一般情况下，在故障发生30ms之内就能作出准确判断，为电力部门提供最佳的解决时间。而如果出现单项接地故障时，采用这种模式就很难保证准确度，只有馈线自动化系统利用拉赫开关排除方式，才能对这种故障进行判断，保证单项接地故障的准确性。

3 电网馈线自动化技术在电力系统中的应用

3.1 FTU和DTU的故障处理

在实际应用FA技术时，馈线终端主要所起到的作用就是操作执行。具体而言，借助于采样分析手段，自动化系统终端FTU/DTU达成判断功能，并处理子站故障。在运用过程中，馈线终端会首先接收到来自于主站所提供的故障情况信息（如：电力、电压等特征量参数），然后再通过比较于采样值，掌握故障问题的性质、类型等具体情况，最后加以有效的处理。

3.2 对于架空线路的故障处理

在针对架空线路方面，相应的自动化处理是基于柱上FTU配合柱上开关、主站、子站等来共同加以实現的。具体来说：FTU主要用于故障检测;FTU配合子站能够有效实现定位功能;而基于FTU、主站、子站等，则可以满足故障隔离、供电恢复等相关操作要求。例如，在某实际电力案例中，要看架空线路的两条手拉手架空线是否是由同一变电站进行供电。若是，则一个配电网馈线自动化系统的子站就可以用于监控所有开关（如：分段开关、联络开关等），并且，它同时也能够满足故障隔离、供电恢复等相关操作要求;若不是，则需要有两个系统子站分别监控两条架空线路，以及其故障处理、供电恢复等相关操作。

3.3 故障检测过程中的时间分配

在配电网馈线自动化技术应用过程中，时间分配包括以下几个方面：其一，针对永久性故障问题，判断时间大概为3-5s，例如：要是架空线路出现故障时，变电站就会完成保护动作和自动重合操作，如果并未解决故障问题，就视为存在永久性故障。其二，子站负责对故障信息收集，要是使用直接收集模式，收集时间就在5-10s之内，如果使用RTU转发模式，则需要10-15s的时间。其三，子站自动化定位的时间大概为1s，对故障隔离的时间是2-3s。其四，当主站接收到子站相关故障信息，并确定最佳的解决方案时，完成这一操作需5s左右的时间。其五，主站恢复正常供电的时间约为3-6s，其中每个开关的恢复时间在2s左右，一般情况下，只要恢复1-3个开关就能恢复供电。从馈线自动化技术的时间分配来看，通常在几秒左右的时间内，就可以完成故障处理、恢复供电等工作，切实提高了配电网故障的处理效率。通过对数据调查发现，在2017年时，某地区应用了这项先进技术，在对故障问题分析和处理时，只用10min的时间就实现故障隔离等一系列操作，从根本上降低了安全隐患，不仅避免配电网事故的发生，还保证了电力部门的经济效益。

4 结语

随着人们对供电质量的要求逐渐提高，如何保障配电网的运行是当前急需思考的重要问题。通过以上分析能够看到，将馈线自动化技术应用到配电网中具有重要意义和价值，有效提高了故障处理的自动化水平。

参考文献

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