电压时间型馈线自动化

杨甲磊 蔺亚宁

摘  要：馈线自动化系统是保障配电网安全运行的重要保证，首先分析了馈线自动化系统国内外研究现状，然后对电压时间型馈线自动化系统的工作原理进行了阐述。对两种馈线自动化处理模式进行分析并对比其优缺点，最后对国内馈线自动化系统存在的问题进行了总结。

关键词：馈线自动化系统;电压时间型;配电自动化

中图分类号：TM76         文献标志码：A         文章编号：2095-2945（2019）36-0120-02

Abstract： Feeder automation system is an important guarantee to ensure the safe operation of distribution network. Firstly， the research status of feeder automation system at home and abroad is analyzed， and then the working principle of voltage time feeder automation system is described. The two feeder automation processing modes are analyzed and their advantages and disadvantages are compared. Finally， the existing problems of domestic feeder automation system are summarized.

Keywords： feeder automation system; voltage time type; distribution automation

1 馈线自动化现状

随着社会自动化水平的不断提高，国家智能电网的建设也在不断推进。智能电网以保证电网的运行更加安全，供电更加可靠，实现风能、太阳能等多种能源并网为建设目标。智能电网不断完善信息上传机制，实现信息的网络化处理，诊断线路故障类型，完成故障处理等。馈线自动化，利用自动化装置实现输电线路的状态监控，及时定位故障线路并对故障区域進行隔离，完成非故障区域的快速恢复供电。馈线自动化系统能够有效提高配电系统的可靠性，是实现智能电网建设的重要组成部分。

日本以及欧美等国家首次提出馈线自动化系统，50年代初期，馈线自动化故障处理设备主要包括重合闸器、分断开关等高压设备。随着国外馈线自动化水平的不断提高，采用信息融合技术，实现了馈线信息的实时测量传输、故障定位与非故障区域的恢复供电等功能，即是SCADA系统。

20世纪90年代初，我国开始了馈线自动化装备的相关研制，但仅有部分企业比较重视。馈线自动化装备的主要功能包括监测和控制，实现线路的数据测量和设备之间的遥信和遥控，但馈线自动化系统在20世纪后期才于各省市的配电网中开始试运行。随着馈线自动化功能要求的不断提高，而早期的重合器只有一种类型，因此，为了满足功能的需要，利用多个重合器的相互配合完成馈线自动化。馈线自动化的目标是为了实现故障的自动处理，非故障区域能够在较短时间内自主恢复供电，从而减小人工的投入。目前随着智能馈线终端设备（FTU）的出现，馈线自动化成为了可能。由于馈线自动化系统大多运行在开环形式的配电线路中，因此，供电恢复时间较长且供电的可靠性也难以满足。

目前，馈线自动化分为两种类型，即集中型和就地型。馈线集中型利用通讯系统完成终端与主站之间的配合，判断故障区域并通过主站遥控通讯实现故障隔离和非故障区间的恢复供电。馈线就地型不依赖于与主站之间的通讯，通过保护配合和时序配合实现故障区域隔离和非故障区域的恢复供电。目前主要的馈线就地型类型主要分为电压时间型、过流脉冲计数器型、智能分布式等。

2 电压时间型馈线自动化

2.1 工作原理分析

电压时间型馈线自动化原理示意图如图1所示。线路由双端电源供电，当线路发生故障时，馈线自动化系统对线路进行故障处理，并经过一定时间完成自动重合闸实现非故障区段的送电。变电站A与变电站B之间通过联络开关AB进行连接，a1～a4为变电站A供电区段的分段开关，b1～b4为变电站B供电区段的分段开关。

当线路F1点发生故障时，变电站A出钱断路器D1检测到线路故障，断路器动作跳闸，因此变电站A供电区段线路所有电压型开关因失压而动作分闸。与此同时，联络开关AB因单端侧失压而启动自身计时功能。

故障跳闸后经过设定时间t1，变电站A出线断路器D1进行重合闸。经过t2时间后，变电站A出线分段开关a1来电合闸，随后a2来电合闸。由于合闸处线路存在故障，变电站出线断路器D1再一次动作跳闸。同时，对分段开关a2、a3完成闭锁，实现故障区段隔离。

随后，变电站A出线断路器D1进行第二次重合闸，变电站A出线至分段开关a1处的非故障区间恢复供电。经过时间t1，分段开关a1至a2处的非故障区间恢复供电。待联络开关AB计时到设定值，联络开关AB合闸，实现分段开关a3至联络开关AB处非故障区间的不间断供电。

2.2 电压时间型开关特性

分段开关具有“来电即合，无压释放”的开关特性，工作过程中无方向选择特性，只存在电压的标量特性。分段开关具有X、Y时限，X时限为延时合闸时间，即从开关一侧加压开始，到该开关合闸的时间，分段开关的X时限一般记为XL时限。Y时限为故障检测时间，即合闸后，如果在一定时限内，线路又失压，则开关分闸、并保持在闭锁状态。

3 馈线自动化故障处理模式分析

线路故障处理的基本原理是将电网的环网结构划分成几个供电区域，利用联络开关连成网络，当故障发生时，将故障区域两端的开关断开，再利用联络开关实现非故障区域的不间断供电。目前，故障处理模式根据其特征可分为两大类：第一类为无通讯的馈线自动化系统，第二类为带通讯的馈线自动化系统。

3.1 无通讯馈线自动化系统

无通讯馈线自动化系统主要利用馈线终端和一次开关设备的相互配合实现故障隔离和供电恢复功能。重合器和电压时间型馈线自动化系统主要利用重合器、分段器等设备进行操作。重合器和电压时间型馈线自动化系统中，每一段线路延时逐级供电，对各台开关馈线终端分别设置自动重合闸延时时间和电流检测时间。各台分段开关的馈线终端当检测到电压信号时，延时一定时间后发出合闸指令，分段开关合闸后在一定时间内检测电流。若电流值正常，则表明故障不在该段线路或故障为瞬时性;若电流值仍然异常，则表明故障发生在该段线路，且故障类型为永久性故障，断路器跳闸并对分段开关实现闭锁功能隔离故障区域。相邻区段的分段开关动作时序要求下级分段开关重合闸时间大于上级分段开关电流检测时间，即只有在确定故障不在上级分段开关范围内再合闸下级分段开关。

3.2 带通讯馈线自动化系统

随着互联网技术、通讯技术以及计算机技术的快速发展，带通讯馈线自动化系统得到了极大发展。利用线路中的馈线终端装置对线路节点电压电流等信息进行实时采集，并对采集信息进行分析判断是否存在故障。若线路存在故障，则将故障信息上传至调度终端，由终端对各节点信息进行分析判断、定位故障、远动开关实现隔离故障区间及恢复无故障区间供电。

3.3 两种馈线自动化分析比较

无通讯馈线自动化系统结构简单，安装难度小，无需增加通讯设备，故障隔离过程直接有效。馈线自动化设备无需外加电源，建设费用低且易于维护，故障判据易于整定便于工作在各类复杂环境。但无通訊馈线自动化系统存在的主要缺点是故障切除时间较长，故障电流对设备冲击较大。由于没有通讯系统，无法实现线路运行参数的实时检测以及故障分析。故障发生时，若开关柜故障无法断开将造成故障范围进一步扩大，带来更大的经济损失。实际工作中，无通讯馈线自动化系统存在各级开关保护逻辑时序配合困难的缺点。

带通讯馈线自动化系统可实现全网线路的信息集中监控，无需考虑各级开关之间的逻辑时序配合的问题。带通讯馈线自动化系统可进一步缩短故障切除时间和减小故障对设备的冲击。由于带通讯馈线自动化系统过度依靠通讯系统，从而导致实际工程结构复杂，不便于系统维护，且建设成本较高。

4 国内配电馈线自动化系统目前面临的主要问题

第一，国内大多数馈线方式为辐射型，线路故障发生后，故障区域下游将全部停电，停电时间较长，供电可靠性较差，不利于馈线自动化系统的推广与应用。

第二，10kV馈线终端所采用的FTU只能完成开关的分合闸功能，对于线路数据的实时检测以及线路的保护功能不能应用于开关自身的状态监测。由于开关长期的开合闸会造成机械结构本体的变形，从而导致馈电线路中大量故障是由开关本体所造成的。目前对于开关本体的检测主要依赖于设备的出厂试验和停电拆机检修，而过于频繁的拆机检修将会导致设备的可靠性降低。因此，开关设备的在线监测可有助于发现设备的潜在故障隐患，提高开关设备的可靠性。

第三，对于带通讯馈线自动化系统，由于线路监控数据较多，且数据的传输依赖于通讯系统。若通讯系统出现故障，则将影响馈线自动化系统的正常工作以及对于开关本体的状态分析。目前，大多数10kV馈线自动化系统仍然为无通讯馈线自动化系统，因此，降低了配电网自动化系统的实用性。

第四，目前已有的带通讯馈线自动化系统对于所传输的数据不存在加密功能，因此，若是配电网通讯系统受到黑客攻击将会造成电力系统大面停电，降低供电的可靠性，将对正常的工业生产带来了极大的威胁。

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