浅谈几种馈线自动化技术的应用

胜利石油管理局有限公司电力分公司 刘玉林

电能是国民经济的主要能源方式，国民经济的发展和人民生活质量的改善越来越离不开电力。因此，保证供电可靠性、不间断地向电力用户供电成为电力运行部门最重要的考核指标之一。但在实际工作中，各种人为或自然因素造成的线路故障时刻影响着供电的可靠性，给电力运行部门正常工作带来很大的困难。传统的三段式保护存在上下级保护配合困难、容易越级跳闸等问题，馈线自动化技术的出现为快速隔离故障、恢复非故障区间的供电带来可靠的技术支持，在电力系统中的应用越来越广泛[1]。

1 主站集中型馈线自动化技术

主站集中型馈线自动化技术指的是由主站与配电终端间相互配合，实现配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区间供电的馈线自动化处理模式。此方案要求主站、馈线终端、通讯系统均已建设完毕并运行完好，任何一方面出现故障都将导致馈线自动化功能的失败。线路上的一次设备可以是断路器或负荷开关，馈线终端需是具备无线或光纤通信功能的三遥动作型馈线终端。

当线路正常运行时，各馈线终端通过通讯系统将采集到的线路信息上传到主站，此时主站只起到监测作用。当线路发生故障时，故障点前端的馈线终端采集到故障信息，通过通讯系统上传到主站。主站接收到故障信息后通过网络拓扑分析确定故障位置，然后下发遥控命令分开故障点两端的开关、合上联络开关，实现故障区间的隔离和恢复非故障区间的供电。

图1 案例1

案例分析：

如图1，F1处发生短路故障，A 变电站出口断路器CB1检测到短路电流并速断跳闸。线路开关D01、D02检测到失电失流后延时分闸，联络开关L04检测到失电后启动失电延时合闸倒计时。A 变电站出口断路器CB1一次重合闸，开关D01、D02逐级得电合闸。开关D02合闸后A 变电站出口断路器CB1再次检测到短路电流并后加速跳闸，开关D02由于得电时间小于故障检测时间而分闸闭锁，开关D03检测到残压脉冲而残压闭锁，实现故障区间的隔离。A 变电站出口断路器CB1二次重合闸，开关D01得电合闸，恢复CB1与开关D02之间线路的供电。联络开关L04延时内未检测到左侧线路得电，启动合闸，恢复开关D03与联络开关L04之间线路的供电。

通过以上动作过程可以看出，电压－时间型自动化技术可就地隔离故障区间和恢复非故障区间的供电，不依赖于通讯和主站，但要依靠变电站出口断路器两次重合闸才能隔离故障，给变电站主变和出口断路器增加了压力。

2 “电压－时间”型馈线自动化技术

电压－时间型馈线自动化技术通过开关“无压分闸、来电延时合闸”的工作特性配合变电站出线开关二次合闸来实现，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电[2]。线路上的一次设备可以是断路器或负荷开关，馈线终端需是具备无线或光纤通信功能三遥动作型馈线终端。馈线终端需要投入的主要功能有：分段开关。失电延时分闸、得电延时合闸、合到故障分闸闭锁、残压脉冲闭锁、遥控分闭锁得电合闸；联络开关。单侧失压延时合闸、双侧有压禁止合闸。

当线路发生故障时，变电站出口断路器跳闸，线路开关逐级失电分闸。变电站出口断路器重合后线路开关逐级得电合闸，合到故障点后变电站出口断路器再次跳闸。确定故障点后故障点两端的开关闭锁合闸功能，隔离故障。变电站出口断路器二次重合闸，恢复非故障区间的供电。

图2 案例2

案例分析：

如图2，F1处发生短路故障，A 变电站出口断路器CB1检测到短路电流并速断跳闸。线路开关D01、D02检测到失电失流后延时分闸，联络开关L04检测到失电后启动失电延时合闸倒计时。A 变电站出口断路器CB1一次重合闸，开关D01、D02逐级得电合闸。开关D02合闸后A 变电站出口断路器CB1再次检测到短路电流并后加速跳闸，开关D02由于得电时间小于故障检测时间而分闸闭锁，开关D03检测到残压脉冲而残压闭锁，实现故障区间的隔离。A 变电站出口断路器CB1二次重合闸，开关D01得电合闸，恢复CB1与开关D02之间线路的供电。联络开关L04延时内未检测到左侧线路得电，启动合闸，恢复开关D03与联络开关L04之间线路的供电。

通过以上动作过程可看出，电压－时间型自动化技术可以就地隔离故障区间和恢复非故障区间的供电，不依赖于通讯和主站，但要依靠变电站出口断路器两次重合闸才能隔离故障，给变电站主变和出口断路器增加了压力。

3 网络式保护型馈线自动化技术

网络式保护型馈线自动化技术是以电压-电流-时间（V-I-T）型算法为基础，当开关组成逻辑运行时，通过对终端逻辑功能的设置和保护定值的配合，实现区段就地清除故障、自动隔离故障、非故障段自动恢复供电等功能。线路上的一次设备可以是断路器或负荷开关，馈线终端需是具备光纤通信功能的三遥动作型馈线终端[3]。

此方案借助对等式通信网络，将每个开关保护单元的检测数据信息、故障判别信息、开关状态等与相邻开关实时共享，使不同地点的保护能够在毫秒级时间内进行协调和配合，保障离故障点最近的断路器速断跳闸，其它开关进入后备、不跳闸，使故障停电范围最小、故障停电时间最短，实现了保护的快速性和选择性的统一。对于复杂的配电网系统，供电线路因为供电面积大、线路线径长，网络连接复杂等特性；故有必要深入研究配电网线路新型的馈线自动化方案，从而实现配电网线路的“自我感知，自我诊断，自我决策，自我恢复”的功能：开关类型和状态自诊断-检测到故障电流-网络式保护核心算法-故障切除-相邻开关（类型和状态自诊断）-故障隔离-联络开关（类型和状态自诊断）-恢复非故障区域供电。

智能分布式终端控制系统是利用高速对等式通信网络，共享相邻开关状态信息，通过可靠有效的算法处理，进行线路故障的快速定位、隔离及非故障线路的转供电操作。解决了大规模网络、复杂组网方式、运行模式变化及分布式电源接入等对保护的影响问题，实现了保护的快速性和选择性的统一，保证线路的可靠性供电。

实现智能分布式终端控制系统的智能分布式终端通信是通过保护数据网进行信息交互，各智能分布式终端与主站之间的通信是通过主站数据网进行信息交互，两组数据网相互独立，互不影响。智能分布式保护采用对等式的通信网络，发生故障时线路上的智能分布式终端互相通信，收集相邻开关的故障信息，分析定位得出故障的具体位置，进而控制距离故障点最近的开关跳闸。

对等式通信：智能分布式保护采用了一种全新的保护配合思路，能尽可能地缩小故障影响的用户范围，并避免了传统保护中电流和时间级差配合实现困难的问题。

智能分布式保护算法：根据当前配电网的运行方式，智能分布式保护算法分为对等式网络保护的开环模式和对等式网络保护的闭环模式两种。智能分布式保护可根据开关类型不同整定不同的功能，因此智能分布式保护具有很好的适用性。

容错方案：考虑到配电系统的通信网络容易受到外力破坏，无线通讯网络存在数据延时问题，从而导致通信异常。本方案针对上述情况设计了一整套容错方案，当系统中任何节点或装置对外的通信通道丧失或异常后，自动启动容错方案，通过容错方案的一系列功能的自动启动执行，确保故障区段能够快速有效隔离同时实现非故障区段转供电。

根据一次设备的不同，具体的实施方案也不相同，如果线路上的一次设备是断路器则直接控制故障点两端的断路器分闸来隔离故障点，如果线路上的一次设备是负荷开关则需要变电站出口断路器先跳闸，馈线终端检测到线路无压无流后再控制故障点两端的负荷开关分闸来隔离故障点。

图3 案例3

案例分析：

线路开关为断路器：F1点发生短路故障，A 变电站出口断路器CB1、断路器D01和D02检测到短路电流，断路器D03未检测到短路电流。经过信息交互，判断故障点在断路器D02和D03之间；A 变电站出口断路器CB1、断路器D01进入后备保护，断路器D02速断保护跳闸，断路器D03失电分闸闭锁，实现故障区间的隔离。如果断路器D02未能速断跳闸成功，则发送“跳闸失败”的遥信给断路器D01，断路器D01接收到断路器D02“跳闸失败”的遥信后执行速断跳闸。联络开关L04检测到失电后启动失电延时合闸倒计时；联络开关L04延时内未检测到左侧线路得电，启动合闸，恢复开关D03与联络开关L04之间线路的供电。

线路开关为负荷开关：F1点发生短路故障，A变电站出口断路器CB1、负荷开关D01和D02检测到短路电流，负荷开关D03未检测到短路电流。经过信息交互，判断故障点在负荷开关D02和D03之间；A 变电站出口断路器CB1速断跳闸，负荷开关D02、D03检测到无压无流后分闸闭锁，实现故障区间的隔离。如果负荷开关D02未能分闸闭锁则发送“分闸失败”的遥信给断路器D01，断路器D01接收到断路器D02“分闸失败”的遥信后执行分闸闭锁。联络开关L04检测到失电后启动失电延时合闸倒计时；A变电站出口断路器CB1重合闸，恢复A 变电站出口断路器CB1、负荷开关D01和D02之间线路的供电。联络开关L04延时内未检测到左侧线路得电，启动合闸，恢复开关D03与联络开关L04之间线路的供电。

三种馈线自动化技术比较：主站集中型处理时间分钟级、投资要求多、通讯要求较高、主站需要高；电压－时间型处理时间分钟级、投资要求少、通讯要求不高、主站需要不高；网络式保护型处理时间秒级、投资要求较多、通讯要求高、主站需要不高。

综上，本文论述的三种馈线自动化技术各有优缺点，但均能实现快速隔离故障、恢复非故障区间供电的目的，具体采用哪种方案要根据负荷重要程度、工程实施难度、投资金额等具体情况来决定。当然，随着科技水平的进步和生产工艺水平的提高，未来会有更经济、更可靠的新技术出现，需要不断进取、不断探索。