配电网自动化系统中馈线自动化建设方案的研究

　　随着我国经济持续健康发展和人民生活水平不断提高，社会对坚强电网建设、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；配电网自动化工程建设，将在坚强网架建设的基础上，通过打造“坚强、可靠、智能、绿色”的电力供应网络。而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。

　　【摘要】介绍了配电网馈线自动化的模式及建设原则，详细阐述了各个模式的基本原理和对通信网络及配电终端的要求，并选用典型案例分析了不同模式下线路故障的处理过程，最后对馈线自动化实现的功能进行说明。

　　【关键词】配电网,馈线自动化,故障处理

　　1.馈线自动化（FA）模式

　　系统支持集中型全自动方式、集中型半自动方式、就地型智能分布式、就地型重合器方式等馈线自动化模式的接入。根据《配电自动化系统建设技术原则》，配电自动化主站系统馈线自动化功能先接入集中型、电压-时间型及两者的协调模式。

　　如果设置为主站系统集中型控制模式，则由主站系统故障处理软件进行故障定位、隔离、恢复。如果设置为“电压-时间型”模式，则由配电设备本身进行故障定位、隔离，主站系统进行监视，核对操作结果，保存故障信息。

　　2.馈线自动化的建设原则

　　（1）电缆线路及以电缆为主的混合线路，变电站不投入重合闸，采用“集中型”馈线自动化模式。

　　（2）架空线路及以架空为主的混合线路，变电站投入重合闸，采用“电压-时间型”馈线自动化模式。

　　（3）用户侧馈线自动化采用分界开关，自动隔离用户故障，避免事故波及主干线路。

　　（4）对于长架空线路、大的分支线路，不具备改造条件的电缆分支箱等采用带通信功能的故障指示器终端，实现故障点定位。

　　3.“集中型”馈线自动化

　　3.1基本原理

　　主站系统根据配电终端检测到的故障告警信息，结合变电站保护动作信号、开关分闸等相关信息进行综合判断，启动故障处理程序，确定故障类型和故障区段，实现故障区段隔离和非故障区段供电恢复。

　　3.2对通信网络和配电终端要求

　　3.2.1通信网络要求

　　采用光纤通信，支持无源光网络等通信方式，支持IEC60870-5-101/104等标准通信规约。

　　3.2.2配电终端要求

　　（1）集遥测、遥信、遥控、通信及电源管理于一体，适用于10kV配电室、环网柜、电缆分支箱等场所。

　　（2）DTU/FTU软硬件可组态，硬件模块化设计，模块标准通用，某一模块的损坏不影响其它模块及系统运行，可根据实际需求灵活扩展遥信、遥测、遥控点数。

　　（3）支持接入无源光网络（PON）、无线等通信设备。

　　（4）智能化电源管理，支持电源实时监视，交流失电及电池欠压告警、电池在线管理、电池充放电保护。

　　（5）电流输入具备防开路自动保护，输入、输出回路具有安全防护措施。

　　（6）具备设备状态自诊断，支持远程参数维护和程序升级。

　　3.3典型案例

　　以中解线为例说明“集中型”馈线自动化的实现原理。如图3-1所示，中解线与解放线联络，两条线路全部为电缆线路，不投重合闸，线路无论发生瞬时性故障还是永久性故障，都作为永久性故障处理。

　　3.3.1在F1点发生故障

　　（1）变电站10kV出线断路器CB1检测到故障后分闸。

　　（2）主站收到CB1开关变位及事故信号后，将故障点定位在CB1与HK101-K1间隔之间。

　　（3）主站发出遥控分闸指令，分开HK101-K1，将故障区段隔离。

　　（4）隔离成功后，主站发出遥控合闸指令，合上联络开关LHK-K2，恢复非故障区段的供电。

　　3.3.2在F3点发生故障

　　（1）变电站10kV出线断路器CB1检测到故障后分闸。

　　（2）安装于HK101的配电终端DTU1和安装于HK102的配电终端DTU2检测到电流超限及持续失压，产生故障遥信并上传至主站。

　　（3）主站收到CB1开关变位、HK101-K1、HK101-K2及HK102-K1、HK102-K2的故障信号后，将故障点定位在HK102-K2与中解线与解放线联络开关LHK-K1之间。

　　（4）主站发出遥控分闸指令，分开HK102-K2和LHK-K1，将故障区段隔离。

　　（5）隔离成功后，主站发出遥控合闸指令，合上出口断路器CB1及联络开关LHK-K2，恢复非故障区段的供电。

　　3.3.3在F4点发生故障

　　当环网柜母线发生故障时，主站根据配电终端DTU上送的故障遥信信息定位故障点，控制故障点前后的开关分闸，隔离故障。故障隔离成功后，再由主站遥控恢复非故障区段的供电。假设F4点发生故障时：

　　（1）变电站10kV出线断路器CB1检测到故障后分闸。

　　（2）安装于HK101的配电终端DTU1和HK102-K1对应的配电终端DTU2的回路检测到电流超限及持续失压，产生故障遥信并上传至主站。

　　（3）主站收到CB1开关变位、HK101-K1、HK101-K2及HK102-K1的故障信号后，将故障点定位在HK102-K1与HK102-K2之间（环网柜HK102母线）。

　　（4）主站发出遥控分闸指令，分开HK102-K1与HK102-K2，将故障区段隔离。

　　（5）隔离成功后，主站发出遥控合闸指令，合上出口断路器CB1及联络开关LHK-K2，恢复非故障区段的供电。4.“电压-时间型”（就地重合器方式）馈线自动化

　　4.1基本原理

　　“电压-时间型”馈线自动化配置电压型负荷开关及电压型馈线终端FTU，依据“电压-时间型”开关来电即合、无压释放的工作特性，与变电站现有的一次重合闸配合，通过电压时序逻辑检测，确定故障区段位置，并闭锁故障点前、后电压型开关得电合闸的功能，实现故障区段的“就地隔离”。

　　4.2对通信网络和配电终端的要求

　　4.2.1通信网络要求

　　由于可以不依赖通信实现馈线故障的判定和隔离，因此，“电压-时间型”馈线自动化作采用无线通信方式和IEC60870-5-101标准通信规约；同时，支持光纤通信方式，支持IEC60870-5-104标准通信规约。

　　4.2.2配电终端要求

　　配电终端设备除了需具备行业标准要求的常规功能（遥测、遥信、遥控、通信、电源管理等）外，还需具备如下功能：

　　（1）具有故障定位、就地隔离和远方通信功能。

　　（2）具有就地保护功能：时限投入、时限锁定、瞬时加压锁定、两侧电压锁定，可以实现就地手动操作和远方控制操作。

　　（3）具备分段点（S）和环网点（L）功能可选。

　　（4）通信端口至少具备1个FE（快速以太网）电口、1个工业串口；应能支持IEC60870-5-101/104等标准规约通信。

　　（5）终端与开关采用航空插头连接方式，防护等级不低于IP64。

　　（6）具备设备状态自诊断，支持远程参数维护。

　　4.3典型案例

　　以大学线为例说明“电压-时间型”馈线自动化的实现原理。如图4-1所示，大学线与#2红旗线联络，大学线为架空线路，投入重合闸；#2红旗线为电缆线路，不投重合闸。

　　4.3.1在F5点发生故障

　　（1）CB3检测到故障电流分闸，大学线全线路失电，馈线终端FTU对应的线路分段01、02开关因线路失压全部分闸。

　　（2）CB3经过1S延时重合闸，如故障是瞬时性故障，则合闸成功；如故障是永久性故障，则CB3再次检测到故障电流跳闸，主站根据CB3的分合位变化时间可判定为故障点为近区，不再控制CB3合闸。

　　（3）主站遥控令联络开关LK合闸，分段02开关延时合闸，恢复故障后非故障区段的供电。

　　4.3.2在F6点发生故障

　　（1）CB3检测到故障电流分闸，大学线全线路失电，馈线终端FTU对应的线路分段01、02开关因线路失压全部分闸。

　　（2）CB3经过1S延时重合闸，分段01开关得电后延时合闸，如故障是瞬时性故障，则合闸成功；如故障是永久性故障，则CB3再次检测到故障电流跳闸，故障定位于分段01、02开关之间，主站根据事故区间判定结果控制CB3合闸，恢复故障前非故障区段的供电。

　　（3）主站根据事故区间判定结果遥控LK合闸，恢复非故障区段供电。

　　4.3.3在F7点发生故障

　　（1）CB3检测到故障电流分闸，大学线全线路失电，馈线终端FTU对应的线路分段01、02开关因线路失压全部分闸。

　　（2）CB3经过1S延时重合闸，分段01、02开关依次延时合闸，如故障是瞬时性故障，则合闸成功；如故障是永久性故障，则CB3再次检测到故障电流跳闸，故障定位于分段02开关和联络开关LK之间，主站根据事故区间判定结果控制CB3合闸，分段01开关延时合闸，恢复故障前非故障区段的供电。

　　（3）故障发生在联络开关LK前，主站根据事故区间判定结果，不启动联络开关合闸。

　　5.用户侧馈线自动化

　　5.1基本原理

　　在用户侧加装分界开关。用户侧发生短路故障时，分界开关与变电站10kV出线断路器配合隔离故障。用户侧发生单相接地故障，分界开关根据零序电流判据自动分闸，直接切除故障。

　　5.2分界开关成套设备要求

　　（1）用户分界开关能快速处理相间短路和接地故障。

　　（2）具备自诊断、动作指示和通信功能。

　　（3）适应中性点不接地系统、消弧线圈并联中电阻选线接地系统、小电阻接地系统。

　　（4）开关内置三相CT和零序CT（保护级）。

　　5.3典型案例

配电网自动化系统中馈线自动化建设方案的研究

　　以检察院宿舍（F8点）发生故障为例，说明用户侧馈线自动化基本原理。如图5-1所示，大学线为架空线路，FB0003为分界负荷开关。

　　5.3.1在F8点发生相间短路故障

　　故障发生后，分界开关FB0003与北郊变电站10kV大学线断路器CB2配合隔离故障。

　　5.3.2在F8点发生单相接地故障

　　发生单相接地故障，分界开关FB0003直接切除故障，不影响主干线及其它用户。

　　6.馈线自动化实现的功能

　　配电网故障停电时，主站系统通过对配电SCADA采集的信息进行分析，判定出故障区段，进行故障隔离，根据配电网的运行状态和必要的约束判断条件生成网络重构方案，调度人员可根据实际条件选择手动、半自动或自动方式进行故障隔离并恢复供电。

　　6.1故障定位、隔离及非故障区段的恢复

　　6.1.1故障定位

　　系统根据配电终端传送的故障信息，快速定位故障区段，并在配调工作站上自动推图，以醒目方式显示故障发生点及相关信息。

　　6.1.2故障区段隔离

　　对于瞬时故障，若变电站出线开关重合成功，恢复供电，则不启动故障处理，只报警和记录相关事项。对于永久性故障，变电站出线开关重合不成功后，则启动故障处理。系统根据故障定位结果确定隔离方案，故障隔离方案可以自动或经调度员确认后进行。

　　6.1.3非故障区段恢复供电

　　非故障区段恢复供电故障处理过程可选择自动方式或人机交互方式进行，执行过程中允许单步执行，也可在连续执行时人工暂停执行。在故障处理过程中，完成常规的遥控执行之后应查询该开关的状态，以判断该开关是否正确执行，若该开关未动作则停止自动执行，并提示系统运行人员，以示警告。

　　6.2多重事故的处理

　　系统具备多重故障同时处理的功能，且各故障处理相互之间不受影响。系统根据故障优先级划分，可以按优先级进行处理。系统对事故的处理支持分项目、分区间进行管理；针对多重事故，系统从整个供电网络的预备力、变压器的预备力、连接点的电压降、联络点的预备力、线路分段开关的预备力等综合考虑，做出最优的供电恢复方案。

　　6.3故障处理安全约束

　　系统可灵活设置故障处理闭锁条件，避免保护调试、设备检修等人为操作的影响。故障处理过程中具备必要的安全闭锁措施（如通信故障闭锁、设备状态异常闭锁等），保证故障处理过程不受其它操作干扰。

　　6.4故障处理控制方式

　　对于不具备遥控条件的设备，系统通过分析采集遥测、遥信数据，判定故障区段，并给出故障隔离和非故障区段的恢复方案，通过人工介入的方式进行故障处理，达到提高处理故障速度的目的。

　　对于具备遥测、遥信、遥控条件的设备，系统在判定出故障区段后，调度员可以选择远方遥控设备的方式进行故障隔离和非故障区段的恢复，或采用系统自动闭环处理的方式进行控制处理。

　　参考文献

　　[1]郭某发.配电网自动化技术（第一版）[M].北京：机械工业出版社，2012.

　　[2]刘健，沈兵兵，赵红河等.现代配电自动化系统（第一版）[M].北京：中国水利水电出版社，2013.

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　　[4]国家电网公司企业标准（Q/GDW639-2011）：配电自动化终端设备检测规程（第一版）[M].北京：中国电力出版社，2012.

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