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摘要：通过分析国外配电自动化的发展情况，对比我国配电网馈线自动化的现状，总结分析了目前我国存在的多种馈线自动化典型模式，通过各种馈线自动化故障处理模式的特点比较，指出馈线自动化在国内广泛的发展空间，对我国馈线自动化的探索研究具有较大的指导意义。
关键词：配电网 配电自动化 配电自动化系统 馈线自动化
1.前言
配电自动化作为提高供电可靠性的一种重要技术手段，越来越被电力部门所重视。配电网馈线自动化(distribution feeder automation，简称为FA)是配电自动化系统的主要功能。馈线自动化技术的应用，从早期的单个电力环路、双电源，逐步扩大到多个电力环路、多个备用电源。电力环路主要有架空线路单辐射、单联络、多联络；电缆线路单环网、双环网、双射网与对射网。
2.国外配电自动化发展
国外配电自动化的发展经历了“多岛自动化”系统，向开放式、一体化和集成化综合自动化方向发展的过程。国外配电自动化已经具有相当的规模，在提高配电网运行可靠性和效率，提高供电质量，降低劳动强度，充分利用现有设备的供电能力，缩短停电时间和减少停电面积等方面，均带来了可观的经济效益和社会效益。
2.1 日本
日本配电自动化经历了从自动重合断路器和自动配电开关配合实现故障隔离和恢复供电，再到利用现代通信及计算机技术，实现集中遥信、遥控，并对配电网系统实现信息自动化处理及监控的发展过程。日本供电可靠性处于世界领先地位，日本大量实施了配电自动化，并在6kV和200V的线路和设备上大力推进不停电作业技术，大大提高供电可靠性。日本配电自动化系统功能少而精，但随着通信技术的快速发展及计算机水平的提高，更多功能已经逐渐在日本配电自动化系统上大量应用。日本中压配网普遍采用电力载波通信技术。日本与欧美国家有所不同，其供电半径小，可靠性要求高，环网供电方式比较多，变电站多采用具有2、3 次重合闸的重合断路器，并在变电站设有短路故障指示器，根据短路电流的大小，推算出故障距离的长度，实现故障隔离。
2.2 美国
配电自动化这一术语是20世纪90年代由美国提出，其配电自动化的重心在于提高供电可靠性，减少停电时间，提高服务质量，增加用户满意度。
美国配电线路以放射状为主，电压等级为14.4kV，系统采用中性点接地方式。线路上多采用智能化重合器与分段器相配合，并大量采用单相重合闸，提高供电的可靠性。线路重合器直接采用高压合闸线圈，并且有多次重合功能，各级重合器之间利用重合次数及动作电流定值差异来实现配合，在无人变电站增设了可靠的通信及检测装置，可准确地反应变电站运行工况。美国配电自动化发展大致经历了三个阶段：
第一阶段实现故障自动隔离，进行自动抄表；
第二阶段从20世纪80年代中期开始，进行了大量的配电自动化试点工作及馈线自动化、营业自动化、负荷控制的试点工作，但大部分为各自独立的新时期自动控制系统；
第三阶段从20世纪90年代中后期开始，由于计算机及网络通信技术的发展、以及电力工业的市场化改革，以配电管理系统、配电自动化、用户自动化为主要内容的综合自动化成为配电网自动化的发展应用方向。
2.3 法国
法国配网供电等级较高，经过全国范围的升压改造后，目前法国的中压配网等级基本为20kV，显著降低了线损，但同时导致供电线路较长，故障率较高，对配电自动化有较迫切的需要。法国配网主要停留在SCADA水平，在SCADA的基础上，基本能实现故障区域的隔离和非故障区域的恢复供电，提高了供电可靠性。但是法国通信线路仍采用电话通信，较为落后，限制了配电自动化功能的扩展。
巴黎采用类似开闭所“手拉手”的供电模型。即每个变压器接一段母线，引出4条（左、右各出2回）大截面电缆。每条电缆出线（类似开闭所）又出6条馈线和一条大用户专线向外供电，覆盖一条街道，通常在道路两侧人行道各敷设3回，分别向道路两边用户供电。这6条馈线为一组，其与相邻变电所的另一组形成“手拉手”方式，实现N-2方式。巴黎城市电网具有鲜明的环状结构：外环、中环和内环，三环又将其分割成4个分区，各个变电站就处于分区之间，每个环内的变电站向两侧分区供电。当负荷增加时，可在分区之间增加一变电站，将分区再一分为二，显示了良好的可扩展性。巴黎三环的城市电网具有哑铃型特点，其远郊的400kV环网保证了骨干电网运行安全和稳定，20kV环网保证了对用户供电的灵活性和可靠性，而中间电压等级225kV电网采用了相对薄弱的辐射状结构。这样既满足用户对供电可靠性的要求，同时也降低了不必要的资金投入。法国的馈线自动化处理主要采用遥控开关和故障指示器相互配合，当故障发生时，通过采用故障指示器的信息及网络拓扑关系快速判断故障区段，遥控隔离故障区段，快速恢复非故障段的供电和运行方式，有效缩小停电影响。
2.4 新加坡
新加坡电网从约10年前开始启用状态监测手段，3年前开始大力推行，目前是世界上对状态监测应用最好的电网。推行状态监测的原动力是新加坡政府和用电客户对供电质量越来越高、价格越来越低的要求，目的是实时掌握电网设备健康状况，预防设备事故，改善设备质量，延长设备寿命，积累设备数据，减少运行成本。在大规模推行状态监测后，入网设备质量得到了保证，主设备检修停电周期和使用寿命明显加长，用户年平均停电时间发生了数量级的变化，从几分钟降低到了0.5分钟。
新加坡电网22kV及以上电压等级设备均采用合环运行方式，均未采用自动投切装置，发生单一故障不会造成用户短时间停电。6.6kV配电网采用单环网开环运行方式，目前已经开始实施采用无线方式的配电自动化系统，具备三遥功能，但配电自动化无线遥控设备率目前较低，大部分开关在事故情况下还需要现场操作，存在用户短时间停电问题。而由于主变压器故障率低，22/0.4kV和6.6/0.4kV主变压器不考虑N-1。新能源公司的运行维护部门配有足够数量的应急发电车，发生停电事故时就近出动，处理事故率达30%。
3.国内馈线自动化现状
3.1 国家电网公司
2009年以来，在国家电网的大力推动下，配电自动化进行了第一批（4个城市）、第二批（19个城市）的试点（建设主站系统和配电终端），后续多个城市启动推广建设。目前国内有200多个城市建设配电自动化（DAS、DMS），另外，还有相当部分地区因地制宜，建设就地馈线自动化。
国家电网公司现阶段在电缆线路馈线自动化技术的应用上，强调对配电数据的监测（实现两遥），慎重选择对配电设备的控制（实现三遥），并结合配电自动化系统五种建设模式，选择相应的馈线自动化技术。
简易型：采用故障指示器进行故障的快速定位。
实用型：以二遥配电终端为主，在部分具备条件的一次设备改造实行遥控，通过利用二遥终端上送的电气信息及网络拓扑实现故障定位，再进一步人工故障隔离。
标准型和集成型：在实用型的基础上增加基于主站控制的馈线自动化功能，有条件区域还可以实现网络重构。
智能型：在集成型配电自动化系统基础上扩展对于分布式电源、微网以及储能装置等设备的接入功能，实现智能自愈的馈线自动化功能。
3.2 南方电网公司
南方电网公司通过对配电自动化建设目标、馈线自动化实现方式、选点原则与经济分析评价等方面进行总结分析后，明确了配电自动化建设的目标是提高供电可靠性、提高配网运行管理水平以及提高供电企业为用户服务水平等。南方电网公司配电自动化建设仍处于建设初期，先期建设思路主要通过管理手段梳理清楚主线、分支线的网络拓扑关系，终端建设应以简单、可靠、实用为基本原则，以节省建设投资、降低运维要求，并尽快见效，对于电缆线路重点推广实施故障自动定位，实现配网故障的快速感知、快速隔离，减少停电时间，并适量配置带电操功能的分段开关，减少故障停电影响区域，即用故障指示器的信息及网络拓扑关系快速判断故障区段，遥控隔离故障区段，快速恢复非故障段的供电和运行方式，有效缩小停电影响。
3.3 中华电力有限公司（香港）
香港中华电力配电自动化系统采用三层架构，配电自动化主站层、配电子站层、配电终端层，中电配电自动化主站系统（ABB主站系统）设置在调度控制中心，与配电子站采用通信电缆（DNP3.0）串行通信实现数据的双向传输；配电子站安装在132kV变电站内，起到数据汇集和通信转发的功能，通过无线专网或导引线通信与配电终端进行数据传输。
香港中电电缆线路在配电节点安装三遥的CRTU（即配电自动化三遥终端，户内型，为GE品牌，安装数量超过10000台），采用导引线的方式和配电子站进行数据通信，通过实现三遥的同时配置断路器纵差动保护，电缆线路实现11kV闭环运行，任何区域故障，纵差动保护迅速启动，将故障区域隔离，变电站无需跳闸，非故障区域不受任何影响；安装于配电节点的三遥配电终端主要用于故障后复电、计划性停电等开关远程遥控，以降低人力成本，提高配网作业效率。
3.4 广东电网公司
广东电网公司自2008年以来公司先后组织广州、深圳、佛山、东莞、中山、珠海、茂名等供电局开展了配电自动化试点建设，经过前期的试点建设经验总结，广东电网公司梳理了一套因地制宜的馈线自动化技术：
（1）电缆线路：对于网架结构相对稳定，负荷密度大，且具备负荷转供能力的中心城区（A、B类供电区域）电缆线路可进行“三遥”配电自动化改造，其它城市城区（C类供电区域）电缆线路推广应用故障自动定位技术；
（2）架空/混合线路：对于供电用户较多或存在重要用户、负荷较重、线路较长、故障率较高的架空/混合线路主干线，则采用就地型馈线自动化（电压时间型/电压电流型），在线路的第一级分支线重点推广应用故障自动定位技术。
4.馈线自动化典型模式
传统的馈线自动化技术包括：集中控制型和就地控制型，集中控制型又分为全自动、半自动、人工操作；就地控制型分为电压-时间型、电压-电流型、分界保护型等，以下主要介绍上述几种馈线自动化典型故障处理过程。
4.1 集中型馈线自动化
集中型为配电终端采集线路故障信息，通过通信网络上送到主站系统，由主站系统根据收集到的配电线路上各个开关节点的故障信息进行综合判定故障位置，而后进行故障区域的隔离和恢复供电。
集中型适用于配网电缆、架空及架空电缆混合网的任一种接地系统（中性点经小电阻、消弧线圈或不接地系统）的单辐射、单环网、双环网等网架。其故障隔离原理如下：
（1）当FS1与FS2之间发生短路故障，变电站出线断路器CB1保护动作并跳闸，同时将保护动作及开关跳闸信息上送到主站系统；
（2）变电站出线断路器CB1、FS1开关均流过故障电流，FS1通过配电终端将故障信息上送到主站系统；
（3）主站系统根据CB1保护动作信息及FS1配电终端上报的故障信息，经过逻辑判断和拓扑分析，判断出故障区域在FS1与FS2之间；
（4）主站系统发出遥控分闸指令，分开FS1开关和FS2开关，将故障区域隔离；
（5）隔离成功后，主站系统发出遥控合闸指令或人工操作，合上变电站出线断路器CB1和联络开关LS，恢复非故障区域供电。
集中型馈线自动化故障定位、隔离时间最长需秒级，恢复非故障线路供电需分钟级，大大减少了故障停电时间。
4.2 就地型馈线自动化
就地型馈线自动化是指不依赖于配电自动化主站系统及通信网络，由现场自动化开关与终端配套实现配电线路故障的实时检测，准确定位故障点，迅速隔离故障区段，并快速恢复非故障区域供电。
（1）电压-时间型
属就地型馈线自动化，以电压时间为判据，与变电站出线开关重合闸相配合，依靠设备自身的逻辑判断功能，自动隔离故障，恢复非故障区间的供电。当线路发生短路故障时，变电站保护跳闸，线路开关失电后分闸。变电站出线开关第一次重合闸后，线路开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线开关再次跳闸，同时监控终端通过电压-时限逻辑判断出故障点并闭锁故障点两端负荷开关，保证负荷开关再次得电后不合闸；故障区间查找并闭锁结束后，变电站出线断路器合闸，恢复故障点前端线路供电，联络开关延时合闸，自动恢复故障点后端线路供电。对于主干线接地故障，则通过变电站“拉线”与线路设备配合完成故障段的定位和隔离，实现最小范围和最短时间的停电。
电压-时间型适用于任一种接地方式（中性点经小电阻、消弧线圈或不接地系统）的单电源辐射、单环网、多分段多联络线路。其故障隔离原理如下：
1)当FS1与FS2之间发生短路故障；
2)CB1保护跳闸，线路失压，电压型开关因失压而分闸；联络开关LS进行延时计时；
3)CB1经延时后重合，FS1感受到一侧来电时开始延时合闸送电；
4)由于是永久性故障，CB1再次跳闸，FS1因在Y时间内发生大于3.5秒的停电而正向来电闭锁（Y时间闭锁）；FS2因瞬时加压而闭锁，成功隔离故障；
5)CB1经延时后第二次重合，FS1延时合闸，恢复故障区段电源侧的供电；
6)联络开关LS经延时计时结束后未感受到掉电侧来电，LS合闸恢复故障区段负荷侧的供电。
电压-时间型馈线自动化对于3分段的单环网线路，主干线故障隔离及恢复非故障区段正常供电的时间约几十秒（取决于变电站出线开关重合闸时间），大大减少了故障停电时间，缩小停电范围，提高了线路供电可靠性。
（2）电压-电流型
属就地型馈线自动化，在电压-时间型基础上，增加了故障电流辅助判据。主干线分段开关在单侧来电时延时合闸，在两侧失压状态下分闸。当分段开关合闸后在设定时间内检测到线路失压以及故障电流，则自动分闸并闭锁合闸，完成故障隔离；当分段开关合闸后在设定时间内未检测到线路失压，或虽检测到线路失压但未检测到故障电流，则闭锁分闸，变电站出线开关第二次重合完成非故障区域快速复电。
电压-电流型适用于单电源辐射网的架空线路。其故障隔离原理如下：
1)当FS2后段发生相间短路故障；
2)CB保护跳闸，线路失压，FS1~FS2因失压分闸；
3)CB经延时后重合，FS1感受到一侧来电后延时合闸，合闸后Y时间没有检测到故障电流，闭锁分闸；
4)FS2感受到一侧来电后延时合闸，由于是永久性故障，CB再次跳闸，FS2在Y时间内失压并感受到故障电流而分闸闭锁，故障区间被隔离；
5)CB经延时后第二次重合（FS1处于合闸状态），故障区段电源侧恢复供电。
电压-电流型馈线自动化对于3分段的单电源辐射网线路，主干线故障隔离及恢复非故障区段正常供电的时间约几十秒（取决于变电站出线开关重合闸时间），大大减少了故障停电时间，缩小停电范围，提高了线路供电可靠性。
（3）分界保护型
分界保护型开关按功能要求不同分负荷开关或断路器，其保护实现以故障电流为判据。当分支线/用户支线发生短路/接地故障时，可将故障切除/隔离，避免分支线/用户支线故障及用户自用设备故障波及配网主线，从而将故障停电范围和停电时间限制在最小程度，有效提高配电网的供电可靠性。
分支保护型适用于架空网单辐射、单联络、多分段多联络线路；电缆网单环网、双环网；架空电缆混合线路。其故障隔离原理如下：
1)分界负荷开关
单相接地故障处理
若分支/用户界内发生单相接地故障，则PS1自动识别接地故障后直接分闸，完成故障区域的隔离，主干线和其它分支线路不受任何影响。
相间短路故障处理
若分支/用户界内发生相间短路故障，变电站出线断路器保护动作跳闸，PS1因有故障记忆，线路失压后分闸闭锁，成功隔离故障。
2)分界断路器
单相接地故障处理
处理过程和分界负荷开关相同。
相间短路故障处理
若分支/用户界内发生相间短路故障，则PS2通过与变电站出线断路器保护级差配合，先于变电站出线断路器跳闸，直接切除故障。
5.各类馈线自动化模式特点比较
6.结束语
配电网馈线自动化建设是中国电网发展的必然选择，是一项系统工程，它涉及到多个环节、多个专业。除了技术上要进一步加大馈线自动化的覆盖面，夯实基础、同时在管理上也需优化业务流程，健全配电网馈线自动化响应机制。配电网馈线自动化建设不是一个固定不变的方案，电网企业要根据自己的业务目标和要解决的关键问题对其进行裁剪和调整，以适合自己的情况。并不是一次性全部完成，而是可以通过局部的试点，再慢慢往前推进。通过不断地跟进、掌握、发展，最终实现。
参考文献
[1] 城市配电网故障快速复电建设模式的研究与实现，郭上华，珠海许继电气有限公司，供用电
[2] 以电压式馈线自动化为基础的配电自动化方案，海涛、陈勇、武建文，珠海许继电气有限公司，供用电
[3] 配电网馈线自动化发展与现状的分析讨论，张猛，济南供电公司，山东电力
作者简介
田军（1983年），男，广东珠海人，工程师，从事配电自动化、电力安全防误技术工作，参与多个配电自动化工程规划设计和工程实施。
王中（1973年），男，四川简阳人，工程师，从事电力系统通信调控管理工作。指导和组织了多个配电自动化工程规划设计和工程实施。
汤海峰（1972年），男，山东威海人，工程师，软件集成项目高级项目经理，先后从事电力调度自动化，电力计量自动化，电力配网自动化研发及管理工作。先后指导建设了负荷控制主站系统，SCADA调度主站系统，计量自动化主站系统，配网自动化主站系统及配电终端研发与建设。
论文作者:田军,王中,汤海峰
论文发表刊物:《电力设备》2017年第5期
论文发表时间:2017/5/27
标签：故障论文; 变电站论文; 馈线论文; 线路论文; 电压论文; 终端论文; 时间论文; 《电力设备》2017年第5期论文;