配电网馈线自动化系统【1】

　　[摘 要] 本文主要通过系统地对配电网自动化的介绍，详细地阐述了馈线自动化系统的各个部分，使大家对馈线自动化有更深入的了解。

　　[关键词] 配电网 馈线自动化 馈线智能化

　　改革开放以来，我国电力工业得到了快速的发展，电网建设逐年加强，与此同时，对电网自动化和智能化的要求越来越高。

　　如何提高自动化水平，如何扩展各种功能逐渐成为现在的发展方向。

　　在我国近几年配电系统的发展中，馈线自动化起着十分重要的作用。

　　本文主要对馈线自动化系统结构进行详细的研究和介绍。

　　配电线路(也称馈电线路、馈线)是配电系统的重要组成部分，智能配电网的研究尚处于摸索阶段[1-3]，而目前的馈线自动化是智能配电网的关键和核心。

　　馈线自动化主要指馈线发生故障后，自动地检测并切除故障区段，进而恢复非故障区段正常供电的一种技术。

　　长期以来，由于指导思想上的不重视和经济条件制约，馈线自动化水平不高，对用户供电的可靠性得不到保障。

　　馈线自动化系统结构馈线自动化系统主要由一次设备、控制箱、通信、控制主站4部分组成。

　　1.一次设备

　　1.1开关。

　　实现馈线自动化首先要求配电网采用环网、分段供电结构。

　　故障区段的隔离及恢复供电可分为按顺序重合及SCADA监视系统配合遥控负荷开关、分段器两种方式。

　　采用的开关设备有自动重合器、负荷开关及分段器等。

　　自动重合器是早期使用比较多的馈线自动化一次设备，应用V-T(电压-时间)配合原理实现。

　　在配电线路故障后逐个自动重合，若再次重合到永久性故障，便自动闭锁，隔离故障点。

　　自动重合器的优点是无需通信设备，这在早期电子、通信设备相对较贵的情况下有利于减少投资。

　　但用它恢复供电需要较长的时间，对开关开断能力要求较高，有可能多次重合到永久故障点，短路电流对系统冲击较大，众多开关反复动作及负荷冷启动要从配电网上摄取大量功率，给配电网带来了不利影响，现已逐渐被淘汰。

　　馈线自动化所选用的负荷开关、分段器要具备电动操作功能。

　　在电缆线路中采取台式安装方式，而在架空线路上采用柱上安装方式。

　　从实现故障区段的隔离及恢复供电的功能角度来说，线路开关是在变电站内断路器切除故障后，线路处于停电状态下操作的，因而可选用无电流开断能力的“死”线分段开关，以减少开关的投资。

　　1.2电压、电流互感(传感)器。

　　传统的电压、电流互感器体积大、成本高，不适于在变电站外的线路上使用。

　　馈电线路监控系统对电压、电流变换器的负载能力及精度要求相对较低，一般使用电压、电流传感器装置。

　　这些传感器体积小、造价低，它们内嵌在绝缘子内，配套安装在柱上开关上或线路开关柜内。

　　2 控制箱

　　控制箱起到联结开关和SCADA系统的桥梁作用，主要部件如下。

　　2.1开关操作控制电路。

　　该电路应具有防止操作安全闭锁的功能，可遥控或就地手动操作，还应有AC电源或蓄电池电压指示。

　　2.2不间断供电电源。

　　不间断供电电源为开关操作机构及二次电子设备提供电源，一般是采用2组12V直流可充电蓄电池串联供电，可由电压互感器的二次侧100V交流电充电，也可由220V低压电网充电。

　　在交流电源停电时蓄电池应能维持一段时间的工作。

　　2.3控制箱体。

　　在使用台式配电开关柜时，控制箱一般配套安装在柜内或柜体的一边;在使用柱上开关时，可安装在电力线杆柱上。

　　控制箱体一般是户外安装，需要有较强的防腐蚀、防寒、防尘、防潮能力，在气候特别潮湿和寒冷的地区，建议在箱内装一小功率电加热器，以提高控制器内电子元器件运行的稳定性。

　　2.4远方终端(FTU)。

　　馈线自动化远方终端(FA-RTU)，简称FTU，与传统调度自动化用的RTU有所区别，对其有一些特殊要求。

　　①能够正确测量和自动记录线路故障电流的幅值和方向，这是为了满足对故障线路迅速定位和隔离故障区段的要求;当配电线路单线接地时，FTU必须测量该线路零序电流的幅值和大小，以便迅速判定接地线路和相别;线路故障时电流比正常工作时电流大得多，FTU必须适应大电流的动态变化范围。

　　②能够对操作电源及开关状态进行实时监视。

　　对操作电源主要监视其电压，包括备用电源的剩余容量;对开关主要监视其动作次数、动作时间、累计切断电流能力等。

　　③能适应户外恶劣运行环境。

　　除能防尘、防潮、防寒等外，还必须具有抗御大电流、高电压、雷电等强烈干扰的能力。

　　④体积小、重量轻、功耗小，便于安装。

　　⑤价格低廉。

　　配电网自动化需要大量的FTU，比调度自动化系统所用RTU数量高一个数量级以上。

　　如果价格昂贵、成本高，势必大幅度提高配电网自动化系统投资，严重影响本项工作的开展。

　　2.5通信终端。

　　如无线电台、扩频电台、光端机、载波机等。

　　3.控制主站

　　3.1控制主站的主要功能。

　　自动处理来自FTU的数据;实施对故障线路定位、隔离及恢复供电;提供人机接口;作为配电网自动化系统一个结点时，必须具备信息转发功能，如与上一级SCADA系统或其他相关系统的通信。

　　3.2设置原则。

　　控制主站的设置应根据本地区配电网络现状、资金来源、数据流量等具本情况酌定。

　　一般有以下几种方式：①与相关变电站监控主站或主RTU综合考虑。

　　如果变电站监控主站容量允许，可与之共用，馈线自动化控制主站可作为变电站监控主站的一个工作站，只负责故障线路的定位、隔离和恢复供电工作，其余工作均由变电站监控主站完成。

　　②设置区域性控制主站。

　　根据区域特点，把控制主站设在附近变电所内或其他适宜的地方。

　　它的功能就是配电网自动化系统必须完成的功能。

　　这样一来，可大量节约通道投资，减小整个系统风险。

　　③与配电网自动化系统主站统一考虑。

　　这种设置方式的优点是减少了投资，简化了系统结构，但是带来的缺点是馈线自动化功能扩展困难，有可能影响系统的总体性能。

　　4.0总结

　　馈线自动化在运行的过程中存在着一定的缺陷，一般地，除过馈线出口断路器之外，馈线其他位置安装的都是没有切断短路电流能力的负荷开关，因此非故障馈线段被切断是不可避免的。

　　另外仅在馈线出口配置电流速断保护，必然盲目地动作并切断整条馈线，致使在切断的过程中没有选择性。

　　在以后的发展过程中，更应该创新地开发更高效益的馈线自动化系统，为配电系统的能力提高起到很大的作用。

　　[1]薛志方，朱晓萍.智能型输电线路局部气象监测单元的设计与实现[J].南方电网技术，2010，4(1)：80-83.

　　[2]于永哲，黄家栋.基于混合智能算法的配电网络重构[J].南方电网技术，2010，4(1)：76-79.

　　[3]余贻鑫.智能电网的技术组成和实现顺序[J].南方电网技术，2009，3(2)：1-5.

　　配电网馈线自动化中分段器的应用【2】

　　摘 要 文章分析了分段器和配电网馈线自动化基本概念，针对环网与辐射网系统进行了探讨。

　　关键词 分段器;配电网;环网;辐射网

　　分段器是配电网中用来隔离故障线路区段的自动开关设备，它一般与重合器、断路器或熔断器相配合，串联于重合器与断路器的负荷侧，在无电压或无电流情况下自动分闸。

　　分段器按识别故障的原理不同，可分为“过流脉冲计数型”(电流-时间型)和“电压-时间型”两大类。

　　电流-时间型分段器通常与前级开关设备(重合器或断路器)配合使用，它不能开断短路电流，但具有“记忆”前级开关设备开断故障电流动作次数的能力。

　　电压-时间型重合式分段器是凭借加压或失压的时间长短来控制其动作，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。

　　1 配电网自动化系统

　　配电网自动化主要决定两个方面，一是设备的技术性能，二是配电接线方案，两者的统一和配合才能组成较理想的配电网自动化系统。

　　配电网的接线一般有环型和辐射型两大类，它们的配合形式主要以重合器(或断路器)与分段器、熔断器的配合使用，这样对提高供电可靠性，减小运行费用，提高配电网自动化程度能起到显著作用。

　　2 配电网馈线自动化

　　配电网自动化的一个主要任务就是要实现馈线自动化，这是衡量配电网自动化技术性能的重要指标。

　　馈线自动化是指当配电线路故障时能尽快找到故障线路，然后对故障线路进行隔离，对非故障线路尽快恢复供电。

　　2.1 同杆架设的杆上设备分段器

　　同杆架设的杆上设备由真空开关(PVS)、电源变压器(SPS)、带故障检测功能的遥控终端单元(PTV)和站内故障指示设备(FSI)共同构成。

　　2.2 杆上设备的连接

　　PVS在线路来电时由合闸线圈关合。

　　只要电压存在，它始终保持关合状态。

　　PVS在线路掉电时因线圈失压而自动打开。

　　3 在环网中的应用

　　随着配电自动化及电力市场的迅速发展，环网式网络结构已成为近几年来发展的主要趋势。

　　以图1为例，正常运行时联络重合器不接通，两个变电所的主干线建立起相互备用的联络关系。

　　而图1的环网结构适用于在配网自动化改造中只建立简单的通讯系统，资金投入不多的地区。

　　在通讯系统比较发达的地区，建议使用带后台控制的环网结构，带后台控制的环网结构自动化及通讯水平比较高，日本等发达国家在20世纪90年代就已实现配电系统自动化。

　　如图1所示，A、B为两个变电所，正常情况下，IRM、OSM、IRM、F1、F2、F3 处于合闸状态。

　　重合器IRM1、IRM2为电流―时间型户内重合器，设定为一快三慢(1A3C))，重合间隔为2 s。

　　OSM1、OSM2、OSM3 为电压―时间型户外重合器，OSM1、OSM3 的合闸顺延时差为3s，两次合闸不成功闭锁。

　　OSM2为联络重合器，线路正常情况下处于分闸状态设定为一次合闸不成功闭锁。

　　F1为计数次数2次的分段器，F2、F3 为计数次数1次的分段器。图1

　　如果D1处发生故障，出口重合器IRM1执行快曲线动作一次，重合器OSM1、OSM2检测到线路失压，OSM1分闸，分段器F2达到整定的计数次数分闸跌落，2 s后重合器ORM1重合，重合器OSM1延时3 s重合，恢复线路其他部分供电。

　　如果D2处发生故障，若为瞬时性故障，出口重合器IRM1执行快曲线动作一次，重合器OSM1、OSM2检测到线路失压，OSM1分闸，分段器F1没有达到整定的计数次数仍处于合闸状态。

　　若为永久性故障，出口重合器IRM1再次分闸，重合器OSM1再次检测到线路失压分闸，分段器F1达到整定的计数次数分闸跌落隔离故障区段，重合器合闸成功后，恢复其他线路供电。

　　如果D3处发生永久性故障，重合器IRM1分闸，最终闭锁。

　　重合器OSM1随即脱离原状态改为一次合闸不成功闭锁，重合器OSM2在比OSM1稍长的时限合闸，L1段线路由B所反送电，重合器OSM1由于合在故障点上而分闸闭锁。

　　L2段及分支线路由B所供电。

　　如果D4处发生永久性故障，出口重合器IRM1执行快曲线分闸，重合器OSM1、OSM2检测到线路失压，OSM1分闸，经2 s后重合器IRM1重合，重合器OSM1延时3 s合在故障点上，最终分闸闭锁。

　　联络重合器OSM2延时合闸，由于故障没有消除最终分闸闭锁。

　　4 用于辐射网系统

　　如图2所示。图2

　　图中：CB―安装在配电变电压中的断路器，受变电站中央控制单元控制;1PVS～4PVS―安装在架空线路电杆上的分段器。

　　若故障为瞬时故障：在CB重合之前故障已消除，CB重合后对线路恢复供电，IPVS的PTC检测到电源端有电压时，经X时间(关合时间)开始计数，PVS在X时间计数结束后关合。

　　同理2PVS经2X关合，3PVS经3X关合，4PVS经4X关合，全系统恢复供电。

　　若故障为永久性故障，当4PVS关合后，与此同时，Y时间开始计数，出于故障存在，CB第二次跳开，并快速重合。

　　1PVS～4PVS在CB跳开Y时间跳开。

　　1PVS～4PVS经整定的X时间关合，4PVS在Y时间计数中，检测到线路失压，则RTU锁扣，将故障隔离。

　　参考文献

　　[1]程红丽.重合器与分段器配合的馈线自动化改进方案[J].西安科技大学学报,2003,02.

　　[2]孙福杰,何俊佳，邹积岩.基于重合器和分段器的10 kV环网供电技术的研究应用[J].电网技术,2000,07.

　　[3]赵海应.重合器与分段器配合实现中小城市配网自动化[J].中国新技术新产品,2010,19.

　　配网线路馈线自动化【1】

　　【摘 要】随着我国电网改革的不断推进，我国电力系统的相关技术也取得了较大的发展成就。

　　下文中笔者将结合自己的工作经验，对配网线路的馈线自动化的相关内容进行分析，从基于“电压型”开关的馈线自动化系统、基于“电流型”开关的馈线自动化系统、“电压型”开关与“电流型”开关组成的馈线自动化系统等几个方面进行论述，诸多不足，还望批评指正。

　　【关键词】馈线自动化;故障判断;故障隔离

　　1、基于“电压型”开关的馈线自动化系统

　　所谓基于“电压型”开关的馈线自动化系统，就是指在自动化系统的运行过程中主要依靠电压的变化情况来判断和检测系统的整体运行状态的一种自动化形式。

　　在这个过程中，电压测量是自动化得以发挥作用的关键，就目前这种方法在电力系统中的应用来看，虽然取得的了一定的效果，但是其缺陷还是较为明显的。

　　在正常状态下，变电站出口断路器CB及分段开关A、B、C、D均处于关合位置。

　　假设线路c段即开关C后端出现永久性故障。

　　运行过程中，线路c段即开关C后端出现故障，引起CB跳闸，从而导致A、B、C、D因线路失电而全部跳闸。

　　CB重合闸时限到，进行合闸，开关A、B、D依次得电合闸。

　　线路中除c段外其余线路正常运行，即非故障区恢复供电。

　　由此可见，变电站出口断路器CB两次重合才能隔离故障段线路，因c段线路故障引起了大范围的失电，所以基于“电压型”开关的馈线自动化系统并不是最科学的配网自动化形式。

　　2、基于“电流型”开关的馈线自动化系统

　　所谓基于“电流型”开关的馈线自动化系统，就是指在自动化系统的运行过程中主要依靠电流的变化情况来判断和检测系统的整体运行状态的一种自动化形式。

　　在这个过程中，电流测量是自动化得以发挥作用的最重要因素。

　　我国在这方面的研究和应用已经取得了较大的进步，并且该自动化模式的普及程度也较高。

　　实践证明，“电流型”自动化系统的应用优势是故障判断相对准确、可靠性更高，并且在运行过程中不易受到来自周围环境的影响，下文中笔者将结合实例，对其作用原理进行分析。

　　首先，仍然是假设线路d段(主干线)出现永久性故障，而其中的开关CB、A、B、C、D均采用带电流保护的断路器，这种情况下，做好系统的操作，只需要度三组定值进行测量和确定即可实现。

　　其中，一组定值围绕出线断路器CB展开，获取其相关数据，监控其运行状况，而一组定值围绕分段开关A、B展开，记录和管控其闭合状态，最后一组定值围绕支线开关C、D展开，记录相关运行情况，根据系统指令对其进行操作。

　　如果以上三组定值满足下列关系，那么主干线路的运行状况将得到有效保证，即不会受到分支线路的非正常运行状况的干扰，这种关系可以简单的表述为：第一组定值的最小分闸电流大于第二组定值的最小分闸电流，而第二组定值的最小分闸电流大于第三组定值的最小分闸电流，与此同时，从动作延时上看，第一组定值的动作延时最大，第二组次之，第三组最小。

　　由此可见，出线断路器CB的保护范围只需围绕开关B即可，无需对其他开关的运行状态负责，而同样的分支线开关的保护范围也相对缩小，表现为只同本条支线末梢有关。

　　另外，在实践中由于存在着一些线路的供电半径过短的现象，导致各个相邻区域的故障电流的差异也相对较小，这种情况下为了更好的区分故障原因和故障责任区，必须要通过提高电流互感器的精度来实现，同时，还要对开关的动作时间影响进行分析，才能更加准确的定位故障发生情况。

　　由于主干线路各开关的整定值相同，在发生故障时，就很有可能发生越级跳闸。

　　如果d段发生故障，由于A和B两个开关的定值相同，但A开关机构比较灵活，因此A开关越级跳闸。

　　发生了越级跳闸以后，必须在恢复健全区域供电之前将B开关补跳，否则将扩大事故影响范围，而这段期间内，B开关处于失压状态，因此必须通过蓄电池或其它储能装置提供跳闸能量。

　　3、“电压型”开关与“电流型”开关组成的馈线自动化系统

　　通过上文的分析，我们可以得出“电压型”开关的特点是能够自动隔离故障段和自动恢复非故障段线路的供电，开关不需要遮断故障电流，但因支线故障却导致全线路的短暂停电，障影响范围大;“电流型”开关的特点是支线故障不影响主干线，故障影响范围小，但容易出现越级跳闸。

　　根据以上两种类型开关的特点，相互弥补其不足，如果将“电压型”开关安装在线路的主干线上，“电流型”开关安装在线路的分支线上，则不难实现一种最隹的保护模式。

　　所以，在对系统进行改造后，我们可以得出这样一个自动化模式，即主干线上的A、B开关为“电压型”开关，分支线上的C、D开关为“电流型”开关，其主要定值如下：变电站出线断路器CB开关的保护范围只需考虑保护线路主干线，A开关的得电延时时间Xa=35s，B开关的得电延时时间Xb=7s，CB开关的最小分闸电流Icb>C、D开关的最小分闸电流Ic或Id，且CB开关的动作延时Tcb>C、D开关的动作延时TC或TD。

　　而当线路c段发生故障时，因Icb>Ic且Tcb>Tc，故C开关先跳开，将故障隔离，不影响主干线及e段线路的正常供电。

　　一旦线路d段出现永久性故障，开关经过两轮失压跳闸后，B开关进行合闸闭锁，线路a、b、c段恢复供电，缩短了停电时间，减少了停电范围。

　　4、结束语

　　综上所述，上文中笔者分别对“电压型”开关和“电流型”开关的自动化模式进行了分析，并将二者按实际情况组合在一起，实现了优势互补，组成的馈线自动化系统结构简单，建设费用低，可靠性高，且易于实施，在现阶段应用在配网线路上具有十分重要的现实意义。

　　参考文献

　　[1]刘健.配电网自动化新技术.北京：中国水利水电出版社，2003年

　　配网线路馈线自动化的实施【2】

　　【摘要】我国电力系统的发展需要依靠电网系统的不断改革与更新，在其不断的发展过程中，我国的电力系统发展已经取得了非常不多的成就。

　　本文现在就从配网线路馈线自动化的实施进行探讨，结合平时的实践工作经验，分析其组成结构与内容，并提出了相应的意见及其建议。

　　【关键词】配网线路;馈线自动化;故障隔离