（国网浙江丽水市莲都区供电公司 浙江丽水 323000）
摘要：目前很多供电企业配电网线路普遍未实施配网自动化，线路故障时存在停电范围大、检修难度大、处理时间长，计划检修效率低且存在一定安全风险等不足。实施配网自动化后，可大大加快故障抢修速度，减少停电时间，提高供电可靠性；而且通过自动化终端实时采集配电网运行信息，为配调人员快速、准确制定负荷调整方案和停送电方案提供技术支持。
关键词：配网自动化；实施；效果；可靠性
1未实施配网自动化线路的故障处理方式及存在问题
图1 单辐射典型接线方式为故障点
以单辐射典型接线为例，分段开关采用负荷开关，变电站出线开关（如图1中开关1）为断路器。在线路未实现配网自动化覆盖的情况下，当10kV线路发生相间短路或单相接地（小电阻接地系统）故障时，变电站出线开关保护启动，出线开关跳闸故障电流的切除。如是瞬时故障，变电站出线开关重合后，线路恢复供电；如是永久性故障，变电站出线开关重合后再次保护启动开关跳闸，线路全线停电。故障查找则需要配网抢修人员沿线巡查，查找到故障后，手动分开故障段前后的分段开关进行故障隔离，再通知调度将变电站开关全合上，恢复故障段前的用户供电。因此在线路未实现配网自动化覆盖的情况下，由于故障定位缺乏手段，故障查找、隔离和恢复非故障段时间长，且故障停电影响用户多。
手拉手典型接线方式正常运行时一般采用开环运行，线路设置一个联络开关实现两个变电站主备供电。在线路未实现配网自动化覆盖的情况下，线路发生相间短路或单相接地（小电阻接地系统）故障时，与单辐射处理过程基本类似。
单辐射线路或手拉手线路进行计划检修或运行方式调整时，均需要经调度人员与配网运行人员核实线路运行方式，确定检修或运行方式调整线路的所有开关分合闸情况，并由配网运行人员现场手动分合开关分合，才能进行设备检修或方式调整。在这个过程中，调度人员不能够及时准确掌握电网的运行方式和手工计算线路潮流（确保运行方式改变时，线路不过载），工作效率低下且存在一定安全风险。
综上所述，在配网线路未实施配网自动化时，主要存在着如下几点问题：
（1）故障停电范围大：线路的局部故障会引起整条馈线停电，全线停电影响其他非故障区域用户正常供电。
（2）故障检修难度大：当线路发生故障时，变电站出线开关断开故障电流，虽然安装了分段开关，但仍不知道故障发生地点，对故障排查和维修带来困难，导致停电时间过长。
（3）计划检修效率低且存在一定安全风险：当进行计划检修时，需要调度人员翻查现行运行方式，制定停电计划，且停电操作需要配电运行人员在现场分合开关，存在一定的安全风险。
2实施配网自动化线路的故障处理方式
2.1集中监控型馈线自动化故障处理
集中监控型馈线自动化是指配电主站与配电终端相互通信，通过配电终端采集故障信息，由配电主站判断确定故障区段，并进行故障隔离和恢复非故障区域供电。适用于纯电缆、纯架空和架空电缆混合线路的任一种网架。集中监控型馈线自动化的判据：检测馈线是否有故障电流，集中到主站，比较相邻开关故障状态，确定故障区段。
集中监控型馈线自动化如图2所示。假设AB间发生故障，变电站1出口断路器CB1因故障电流跳闸，经延时后重合，若是瞬间故障，则合闸成功，恢复供电；若为永久性故障，CB1重合失败，启动主站故障处理。当主站检测到A有故障电流流过，而其他开关均无故障电流流过时，判定故障发生在A、B之间，主站先以遥控方式让A、B分闸，隔离故障区域，主站再发出遥控命令让CB1合闸恢复故障区域左侧供电，让C合闸恢复故障区域右侧供电。
如图3所示，当故障发生在C区域时，开关1过流保护动作跳闸，分段开关1和分段开关2失电后跳闸。开关1在5s后重合闸，分段开关1单侧得电，延时7s后合闸，合闸后3s没有检测到失压，认为故障不在本区域内。分段开关2在分段开关1合闸后7s合闸且合到故障点，开关1保护再次动作，切除故障。分段开关1和分段开关2失电再次分闸，其中分段开关2合闸后立即失压判断故障在下一区域（C区域），分闸后闭锁分段开关2合闸，开关1再次重合、分段开关1延时合上，供电到分段开关2电源侧。联络开关正常时两侧有压，当变电站1出现C区域发生故障时，开关1跳开故障后单侧失压，开始计时延时合闸，在延时合闸时间内，分段开关2临时合上又断开，使得联络开关检测到单侧残压，闭锁合闸，实现故障隔离。通过上述一系列开关逻辑操作后，电压时间型馈线自动化将故障进行自动隔离，隔离成功后，将开关信息发送给主站，并告知主站故障隔离区间，让主站通知运行维护人员到C区域排除故障。
2.3电压电流型馈线自动化故障处理
电压电流型馈线自动化在电压时间型馈线自动化基础上，增加了故障电流辅助判据。主干线分段负荷开关在单侧来电时延时合闸，在两侧失压状态下分闸。当分段负荷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；当分段负荷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，变电站出线开关重合后完成非故障区域快速复电。
图4 电压电流型馈线自动化工作原理图示
图4中开关和分段开关3为带时限保护（限时速断，过流，零序）和二次重合闸功能的断路器，一次重合闸时间5s，二次重合时间为60s。分段开关1、分段开关2和分段开关4为电压电流型分段负荷开关，其具有单侧得电延时7s合闸，合闸3S内未检测到故障电流闭锁分闸，否则分闸后闭锁合闸。
当F1发生故障时，由于分段开关3为断路器，可以跳开故障电流，因此分段开关3动作，将故障电流切断。分段开关4失电后分闸，经过5s延时后，分段开关3一次重合，重合成功后分段开关4单侧得电，延时7s合闸。由于F1为永久故障，分段开关4合闸到故障点，分段开关3保护再次动作合闸。分段开关4合闸后检测到故障电流，分闸后闭锁合闸，因此将故障进行隔离。60s后分段开关3二次重合，恢复分段开关3区段用户供电。整个故障隔离中，分段开关3前端的用户未受到故障来带的影响。故障隔离后，由配电终端通过通信告知主站处理结果。
2.4故障指示定位型馈线自动化故障处理
故障指示器直接安装在配电线路上，主要通过检测线路电流和电压的变化，来识别故障特征，从而判断是否给出故障指示。故障指示器动作后，其状态指示一般能维持数小时至数十小时，便于巡线工人到现场观察。故障指示器可通过GPRS无线通信将故障信息远传给配电主站。当系统发生短路故障时，故障指示器检测流过线路的短路故障电流后自动动作（如通过翻牌指示或发光指示）并发出故障信息，按照电源与故障点经故障点形成回路的原理，该线路上最后一个发出故障信息的故障指示器和第一个没有发现故障信息的故障指示器之间的区段即为故障点所在。
图5 故障指示定位型馈线自动化工作原理
图5中，FI1~6为故障指示器，当线路在C区域发生故障时，开关1保护动作将故障切除。FI1和FI3由于有故障电流流过，因此动作与翻牌，故障区域在故障指示器已翻牌的FI3和已翻牌的FI5和FI4所界定的区域内，即区域C。
通过以上自动化线路故障处理方式与一般线路故障处理方式的比较，无论哪种自动化方式，在线路发生永久性故障后，都能实现快速自动定位线路故障点，其中前三种开关型的自动化线路能够隔离故障区域，快速恢复非故障区域线路的供电，以缩小故障停电的范围。配网自动化的实施，大大加快了故障抢修速度，减少停电时间，提高供电可靠性。而且通过自动化终端实时采集配电网运行信息，可以结束了缺少运行监测数据、凭借经验进行配网运行管理的落后状况，为配调人员快速、准确制定负荷调整方案和停送电方案提供技术支持。
3配网自动化规划建设原则
配电网实现配网自动化是一项综合性的工程，最基本的条件是应具有较为完整的多路电源的配电网点，具有较好的城市规划及电源路径的分布以及各种较为先进的设备。全面推广实施配网自动化，并不是短期能够实现的，因此也要进行合理的配网自动化规划，坚持以下几点建设原则：
（1）配网自动化应以提高供电可靠性、保证供电质量、提高经济效益和管理水平为目标；首先实现10kV中压馈线自动化，对配网进行实时数据采集、馈线设备监控；数据分析、处理、报表生成；故障检测定位、隔离和网络重构，实现缩小故障范围、提高供电可靠性的目的。
（2）配网自动化的规划应在满足下列条件下进行：电源容量及布点合理；10kV主网架规划定型或基本形成，线路间具备相互联络的条件；线路供电能力可以满足规划期负荷增长和负荷转带的需要；线路参数、负荷资料等基本齐全。
（3）配网自动化规划应遵循“统一规划、局部试点、分步实施”的原则，应与城网规划结合，根据地区、网络特点统一考虑，制定好计划，先选择条件比较优越的地区搞好配网自动化的试点工作，在总结经验的基础上，逐步推广，分步实施。
（4）配网自动化建设应结合实际，充分发挥现有设备的作用；同时要近、远期结合，考虑升级和发展，新上设备应具备先进性和实用性，采用开放式系统，能与多厂家的系统综合集成以满足实时性要求，并留有扩展和升级的余地，避免重复建设。
（5）配网自动化系统宜采取分层、分布式体系结构。
（6）配网自动化建设应针对不同的地区、不同的可靠性要求、不同的供电方式，实施不同的自动化方案。
（7）暂时不能实施配网自动化的地区，配电网的建设与改造要为今后实施配网自动化规划创造条件。
4 结论
本文分析了10kV线路未实施配网自动化以及实施不同技术模式配网自动化线路对故障、线路检修和方式调整的处理过程，对比得出实施配网自动化的效果，总结分析了配网自动化实施的效果和经验，并提出了配网自动化规划原则。
论文作者:范甬,杨劭炜
论文发表刊物:《电力设备》2017年第15期
论文发表时间:2017/10/23
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