如何在配电网自动化中实现馈线自动化

陈国强

泉州供电服务有限公司惠安分公司， 福建 泉州 362000

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：配电网自动化；馈线自动化；作用；控制方式；故障分析

引言

随着国民经济的高速发展，我国人民的生活水平也日渐提高，各种家用电器已经成为人们生活的必需品，相对应对供电的需求也越来越高。近年来，科学技术的发展推动了电力传输技术的革新，尤其是配电网馈线自动化技术的应用，有效的提升了电力供应的质量。

1馈线自动化简介

配电网馈线自动化是指利用自动化装置或系统，远方实施监视配电线路（馈线）的运行状态（包括馈线的电流、电压、开关状态），及时发现线路故障，并迅速诊断出故障区域，通过远方操作开关失效故障区域的隔离以及恢复非故障区域的供电。馈线自动化系统的功能还包括在馈线过负荷时，可对系统进行切换操作及统计事故事件和开关动作次数、记录负荷、累计分析供电可靠性。

2 馈线自动化的作用

2.1减少停电时间，提高供电可靠性。城市供电网的发展是采用环网“手拉手”供电方式并用负荷开关将线路分段，利用馈线自动化系统实现故障段的自动隔离，即无故障区段自动恢复供电，可缩小故障停电范围，减少用户停电时间。

2.2降低网损，提高供电质量。馈电自动化系统可以实时监视线路电压的变化，自动调节变压器的输出电压或分段投切无功补偿电容器组，保证用户电压满足要求，实现电压合格率指标。

2.3实现状态检修，减少配电网运行和维护费用。馈线自动化系统可对配电系统及设备运行状态进行实时监控，可以有目的地适时安排检修，减少检修的盲目性。

3控制方式

3.1分布就地控制

在该方式中，主要有两种方法：第一，使用分段器以及重合器。这是在配电自动化初步发展、通信技术还并不发达时期所使用的方式，如在架空环网中，电站在出线方面使用的为重合器，而其他柱上开关则为分段器。当发生故障时，则需要通过对电压的检测加时限，通过上级重合器的多次重合对故障隔离的目标达成，之后再根据相关顺序实现送电工作的自动恢复；第二，重合器应用，即在线路上都使用重合器作为开关，将其作为馈线分段开关应用。对于重合器来说，其具有对短路电流切断的能力，且具有较好的自动化以及保护功能，当线路发生故障问题时，通过故障段重合器保护动作实现同多次重合间的配合，则能够在对故障进行隔离的基础上对供电功能进行恢复[2]。在以该方式实现的馈线自动化中，并不需要通信方面手段，且在性能上同分段器方式相比更为先进，即通过重合器自身故障电流切断能力的应用实现故障隔离，避免因某段发生故障导致全线停电问题的发生，且能够减少开关动作次数，但该方式也存在一定的缺点，即重合器在实现故障隔离时需要经历多次重合，对一次设备以及配电系统将产生较大的影响。线路不通重合器保护方面依靠延时，当具有较多分段时，则难以配合保护极差。此外，为了实现重合器保护极差间的配合，出现断路器则为最后一级速断保护，当重合器数量较多时，开关速断保护则具有更长的延时，且该方式具有较大的投资。

3.2智能控制方式

该方式是目前馈线自动化系统所应用的改进控制模式，该方式以本地监控为辅、远方监控为主，在对就地监控优点进行吸收的基础上能够对两种控制的优势进行综合发挥。设备组成方面，同远方监控方式类似，即使用重合器作为出线开关，线路上其他柱方面则通过负荷开关的应用作为分段器，且不同FTU都具有远方通信功能，即在不对其余硬件配置更改的基础上实现SCADA。为了达到综合控制目标，其在馈线自动化终端单元中加入了自适应智能算法，能够在保证通道完好的情况下当通信通道存在故障、且以远方控制处理存在难度时即能实现局部控制，并由处于目标区域的智能算法进行问题判断，有效、快速的实现故障隔离。通过该种方式的应用，则能够在对原有单纯远方控制存在不足进行克服的基础上优化系统控制机制，进而实现系统性能的提升。

4 馈线自动化故障处理过程

4.1 FTU/DTU的故障处理

馈线终端FTU/DTU实时分析采样电流和电压，判断故障性质(瞬时性故障和永久性故障)、类型，故障数据录波，故障信息上报等，并执行子站的故障处理控制命令。馈线终端在馈线自动化故障处理中充当检测故障及故障处理执行机构的角色。

主站下发馈线终端检测故障发生的各种特征量的整定值，如电流、电压、零序功率等，馈线终端对采样值与相应特征量进行比较，分析出故障发生的性质和类型，并考虑与变电站出口的速断保护及后备保护配合，根据采样电流，启动不同的整定时间，以便达到与出口保护的协调。

4.2 配电网子站的故障处理

配电自动化子站管理其辖区的柱上FTU、开闭所DTU等配电终端设备，完成数据集中与转发的功能，以及区域内的故障诊断、隔离、恢复供电功能。

配电网子站不仅负责与变电站内RTU进行通信，采集站内数据，在允许对出口开关控制的情况下，负责变电站出线的恢复供电，而且负责处理所辖区域馈线终端(FTU，DTU)的故障上报、故障信息查询、故障位置分析及实现故障的区域性隔离，当故障区域超出单个子站辖区范围或隔离不成功，配电网子站上报故障给主站。

当馈线终端检测到瞬时性故障时，FTU/DTU仅上报事项给子站，子站上报事项给主站而没有其他操作。当配电终端检测到永久性故障时，立即上报故障给子站，配电网子站根据实时跟踪的拓扑结构，判断故障发生的位置，命令相应FTU，DTU操作对应的开关，实现故障隔离。

4.3 主站的故障处理

主站的故障处理主要有对FTU和DTU的故障参数管理，实现故障的高层隔离和恢复两大功能。

FTU和DTU的各种整定值(电流、电压、时间)及其他运行参数，均通过主站进行参数的维护。

当故障区域超出配电网子站管辖区域或隔离不成功，子站上报故障给主站，由主站协调各个子站，实施自动或手动故障隔离。隔离完毕之后，主站启动故障恢复程序，实现自动恢复。人工干预恢复是系统分析网络的实时遥测、遥信，提供恢复非故障区域供电的建议方案，并具有方案模拟预演的功能，如潮流分布、操作开关、失电线路等。确定采纳方案后，可通过遥控实现故障的人工恢复。主站除实现故障控制外，还提供子站的故障诊断、隔离结果信息，包括故障类型、故障区域、故障期间电流大小。

故障诊断、隔离与恢复的功能应适合于各种配电网网架结构，设备扩充或电力网架结构修改后，其故障拓扑数学模型能自动更新，故障诊断、隔离与恢复的功能不受影响。

5 结语

国民经济的高速发展对电网自动化建设、电网安全稳定运行、电能质量和优质服务水平提出了更高要求。因此，许多电力企业实施配网自动化工程时，首先考虑的是配电网馈线自动化工程，馈线自动化建设是整个配电网自动化系统中的一个重要环节。通过馈线自动化建设可以实现馈线线路的故障检测、定位、故障隔离及非故障区域的恢复送电，达到提高系统供电可靠性的目的。

参考文献：

[1]朱孔明.刍议配电自动化的馈线接地保护研究[J].电子世界，2013(08).45-46

[2]张鲲.对电力系统配电网自动化发展与实现技术的探讨[J].科技资讯，2011(32).21-22.

[3]张延辉，郑栋梁，熊伟.10kV馈线自动化解决方案探讨[J].电力系统保护与控制，2010，38（16）：150-152，156.