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摘要：配电自动化技术有效应用不仅能快速定位配网故障点，而且能自动隔离故障线路和恢复故障范围外用户的供电，降低配网故障停电的影响。本文结合我国配电网网架现状和配网自动化技术发展现状，分析了配电自动化技术在配网中的建设和应用情况，为配网故障处理水平进一步提升提供相应的对策和依据。
关键词：配电自动化技术；配电网；故障处理；应用
1.前言
配电网作为直接与用电客户相连接的电力系统终端环节，一旦发生故障，不仅会给生活、生产带来诸多不便，而且可能带来巨大的经济损失。近几年我国对配电网进行全面升级改造，但受配电网规模的庞大和运行环境复杂多样，配电设备质量参差不齐，配电网故障发生次数和频率仍居高不下。据统计，2017年超过90%的故障停电是发生在配电网，中压配网故障影响的非故障区段客户平均恢复送电时间大于0.5小时，故障区段客户平均复电时间大于1.8小时。
配电自动化技术通过采用现代计算机、通信、电子及软件技术，对配电网的设备进行远程实时监视与控制，在故障发生时能快速定位配网故障点和异常点，并自动隔离故障线路和恢复非故障区域供电[1]。在这种背景下，建设“结构合理、技术先进”的智能化配电网，利用配电自动化技术，实现配网故障快速报告、快速诊断、快速隔离和快速复电，对于提高配电网故障处理效率、降低配网故障停电影响和提高配网供电可靠性具有重要意义。
2．配电网故障类型及处理存在问题分析
据统计，我国10kV中压配网根据故障类型分类主要有母线失地、馈线开关跳闸、线路开关；根据故障设备分类主要有架空线路故障、电缆故障、柱上开关故障、跌落式熔断器故障和配变故障；根据故障原因分类主要有工程施工工艺不过关、设备质量缺陷、设备老化、外力破坏和天气影响[2-3]。配网故障处理工作流程主要包含故障发生、故障研判分析、运维人员到位、故障隔离及非故障区域复电、故障修复及恢复供电几个环节。
现今我国大部分10kV配网未配置“二遥”（遥信、遥测）、“三遥”（遥信、遥测、遥控）馈线自动化和故障指示器等设备，受制于配网自动化技术应用情况，造成配网 “故障研判分析”停滞不前，配网故障精准定位更是无从谈起。配网故障处理在缺少配网自动化技术支撑的前提下，配网故障点的确认只能借助人工巡视线路，其方法主要是根据故障线路走向、常见故障类型及发生地，结合巡线人员经验，从线路首端、末端或其他可率先查找的位置开始进行故障查线，发现故障点或区段后，汇报调度并人工操作进行故障隔离。这种人工巡线确认故障的传统方法效率低下，消耗很多的人力和资源，与此同时，难以查找的隐蔽故障点只能借助频繁的拉路试送确认故障点，造成用电客户频繁短时停电，给电网和用户都造成了经济损失，配网的故障处理效率和供电可靠性长期难得到提升。
3.配网自动化技术在配网故障处理中的应用
配电自动化以一次网架和设备作为基础，利用多种通信方式，以配电自动化系统为核心，对配电网实时监控和自动读表，当配电网出现故障时，对配网故障进行隔离及故障自愈，最大程度上缩小故障停电范围，提高故障抢修的速度，减少停电时间，提高配电网供电可靠。
3.1 馈线自动化技术（FA）在配网故障处理中的应用
馈线自动化（Feeder Automation，FA）是配电网自动化的重要组成部分，能远方实时实现配电线路上的监视、协调及控制，在配网发生故障时，瞬时切断故障段并保持对非故障区的不间断供电。馈线自动化通过馈线终端单元（FTU）实时监测到配电线路电压幅值、电流、有功功率、无功功率、功率因数等以及开关设备的运行状态，并经通讯设备把实测值输送至某一级配电SCADA系统。
馈线自动化在配电网中应用，需配电网具备合理的配电网结构和环网供电，各环网开关、断路器和站房内开关的操作机构须具有远方操作功能，各开关须具备可靠的开关操作电源和供馈线终端单元FTU、通信设备用的工作电源。此外，配网系统还需具备不受外界环境影响的可靠的通信系统。目前，比较典型的重合器式馈线自动化方式有重合器和电压-时间型分段器配合方式、重合器-电流计数型分段器配合方式和重合器-重合器配合三种方式。当配网系统发送永久性故障时，馈线自动化中的断路器、分段器自动对故障进行定位，通过开关设备的顺序动作实现故障隔离和闭锁重合闸，并在环网运行或环网结构但开环运行的配电网中实现负荷转供，恢复配电线路非故障区域的供电；但配网系统发送瞬时性故障时，馈线开关或分段开关跳闸切断故障电流，故障消失后，由断路器自动重合闸装置闭合开关恢复对线路的供电。
随着馈线自动化和电子技术的发展，馈线自动化主站系统配合遥控负荷开关、分段器实现故障区段的定位、隔离及恢复供电已广泛应用在配电网中。馈线自动化技术能短时间内准确实现对配网故障区段定位，可以减少大量人工现场巡视和操作，保证配电网可靠供电和保障整个配电系统安全、经济运行。目前我国主站系统、配电终端主站系统和配电终端已发展比较成熟，但是馈线自动化技术依然存在一些问题：1、馈线自动化技术只能实现故障区段定位，不能实现故障点精准定位，难以适应多电源、多节点的复杂型配电网；2、受强电磁、雷电、温度和湿度等外部环境影响，馈线监控终端设备易发生故障，维护成本高；3、馈线自动化数据传输过程中受到干扰导致数据丢失及错误现象常有发生。
3.2 故障指示器在配网故障处理中的应用
故障指示器（Fault Indicator，FI）是一种能够快速检测故障、报警及远程传送故障状态信息的配电自动化装置，包括电流和电压检测、故障判别、故障指示器驱动、故障状态指示及信号输出和自动延时复位控制等模块。故障指示器根据是否具备通信功能分为地型故障指示器和带通信故障指示器。就地型故障指示器不具备通信功能，检测到配电线路故障就地翻牌并闪光告警，需人工接入查找故障点。带通信故障指示器一般配备遥测、遥信功能，不仅可以通过无线方式将故障信息传至附近通信装置，而且能通信装置再通过无线公网或光纤方式将故障信息送至主站，现今带通信故障指示器已在配电网中普遍应用。
故障指示器根据配电线路故障类型分为短路故障指示器、单相接地故障指示器和接地及短路故障指示器。当配电线路发生故障时，电源侧至故障点之前的故障指示器都翻牌动作并闪光告警，故障点以后的故障指示器都不会翻牌动作，故障点在最后一个翻牌故障指示器点与其后第一个非翻牌故障指示器点之间。如图1所示，配电线路发生故障，故障指示器FI-1、FI-2、FI-3动作翻牌，其余故障指示器均未动作，根据故障指示器动作情况可以研判线路故障点位于FI-7至FI-8故障指示器之间。根据故障指示器安装位置和是否动作可得出以下判断：馈线出线杆故指是否翻牌动作，可判断短路故障在站内或站外；线路分段开关故指是否翻牌动作，可判断故障点是否在所在的区段；高压用户入口故指是否翻牌动作，可判断故障点在用户内部还是外部；电缆与架空线路连接处故指是否翻牌动作，可判断故障点是否在电缆段；环网柜或电缆分支箱的进出线故指是否翻牌动作，可判断故障点是否在出线。
图1 配电线路故障时故障点与故障指示器动作情况示意图
指示器改变了过去人工巡视查找故障的落后做法，在故障发生后，故障指示器故障信息发送至主站，调度中心结合调度台后台故障信息和故障指示器定位信息，研判出故障位置信息，指导维修人员迅速赶赴指定位置，排除故障恢复正常供电。故障指示器彻底改变过去盲目巡线，分段合闸送电查找故障的落后做法，大大提高配网故障处理工作效率和供电可靠性。相比馈线自动化技术，故障指示器成本低廉，定位效果更为精准。但是，故障指示器对运行环境有一定要求，如故障指示器安装点附近电磁干扰复杂，或是存在超高压线路的电晕放电、雷电闪络等电磁现象，故障指示器往往会误动或拒动，通信也会受影响，因此安装线路故障指示器时，要结合周围环境，避开有磁场干扰的场所。
4 结束语
配电自动化技术在配电网中广泛运用是我国电力系统走向现代化的一个重要标志。在配电网和线路上推广应用基于自动化技术和通信技术的馈线自动化和故障指示器，能有效实现故障点的自动定位，指导电力人员更加迅速准确的查找和判断故障性质和位置。为了更好地利用这一技术变革，我们必须立足于长远发展的角度来进行配网自动化技术的规划和建设，利用和发挥好配网自动化技术的优势，进而提高配电网故障处理效率、降低配网故障停电影响和提高配网供电安全性和可靠性。
参考文献：
[1]陈彬，张功林，黄建业．配电自动化系统实用技术[D].机械工业出版社，2015.10
[2]柯硕灏.配网故障自诊自愈新原理与新方法研究[D].武汉：华中科技大学，2011.[3]
[3]朱建宝，刘建平. 10kV线路故障指示器单相接地故障检测原理分析[J].电气应用，2015（4）.
论文作者:黄雨翔
论文发表刊物:《河南电力》2018年8期
论文发表时间:2018/10/17
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