摘要：随着社会经济的发展，用户对供电质量和供电可靠性的要求越来越高，配电自动化技术在配电网中得到广泛应用。其中馈线自动化不仅能够实现每条馈线运行方式和数据采集的监视，而且能自动进行故障定位，从而实施故障隔离和恢复对非故障区域的供电，是配电自动化的重要内容之一。
关键词：馈线；自动化；配电网
国民经济的高速发展对电网自动化建设、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。因此，许多电力企业实施配网自动化工程时，首先考虑的是配电网馈线自动化工程，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可以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。
一、分析馈线自动化技术
馈线自动化(FA)指馈电线路的故障检测、定位、故障隔离及正常线路的恢复供电，包括架空、电缆线路的馈线自动化和开闭所的故障处理。
配电网自动化系统应该在不断发展网络化的前提下，适应现有国情的多种通信方式，包括:光纤以太网方式、光纤双环自愈方式、专线方式、无线方式等。应根据架空、电缆线路的特点，结合不同的供电需求，合理选择通讯方式。
针对网络发展的普遍性，配电自动化系统应以主站、子站、终端、以太网络等方式形成“三网合一”的系统，将光纤优势与以太网、无线通讯的优势结合在一起，既发挥光纤远距离、高速的可靠通信，又集成了通信组网的功能，以TCP/IP寻址和通信主网、子网的概念以及IEC60870-5-104通信规约，实现分组交换数据的功能，保证了配电网自动化系统数据交互的快速性和实时性。
二、实施馈线自动化的技术原则
1．故障诊断流程
故障处理宜采用智能分布与集中控制相结合的方法。与传统的重合闸方法相比，该方法故障处理方式更加灵活多样，更加可靠，能够根据电网结构、电网参数的改变，进行在线故障诊断的变化。对于各种线路故障，如瞬时故障、永久故障、同一环多次故障、多条线路同时故障等，都能够在线处理。可以将故障处理对配电系统的冲击和震荡减到最小，避免了传统故障隔离方法重复进行重合闸操作的诸多弊端。
三层方案的故障诊断流程可概括为:以配电终端为基础的故障检测;以配电网子站为中心的区域控制;以主站为管理中心的高层全局控制。
其中，配电网子站负责处理所辖区域馈线终端的故障上报，查询故障信息，分析故障位置及实现故障的当地隔离，且提供非故障区域的供电策略，实现恢复供电。当故障区域超出管辖区域或隔离不成功，配电网子站上报故障给主站，由主站协调各个子站进一步处理故障。
2．故障识别策略
（1）故障类型、故障信号的识别由FTU完成。FTU采用高速采样原理，采样电流瞬时值，作为故障判别的依据。故障采样频率为32点/周。
（2）当线路发生相间短路时，FTU会采样到电流瞬变且超过电流限值，判断出故障的发生。在故障发生的30ms(3/2周期)，即可判断出故障。
（3）单相接地故障判断，必须依据零序分量才能有效。单相接地点的零序功率分量与正常运行时的零序功率分量相位相反，且非故障相电压比故障相电压升高≥1.5倍，根据这一特征，可判断出单相接地故障的发生。
（4）由于我国配电网多是中性点不接地或经消弧线圈接地，零序分量幅值相当小，因此，单相接地故障判断的准确性相当低。
（5）由于单相接地故障准确性低，因此，可以采用拉合开关的排除法找出单相接地故障。主站在程序设计上，具有开关操作序列提示的功能，以保证操作的正确性。
三、馈线自动化处理过程
1．FTU/DTU的故障处理
馈线终端FTU/DTU实时分析采样电流和电压，判断故障性质(瞬时性故障和永久性故障)、类型，故障数据录波，故障信息上报等，并执行子站的故障处理控制命令。馈线终端在馈线自动化故障处理中充当检测故障及故障处理执行机构的角色。
主站下发馈线终端检测故障发生的各种特征量的整定值，如电流、电压、零序功率等，馈线终端对采样值与相应特征量进行比较，分析出故障发生的性质和类型，并考虑与变电站出口的速断保护及后备保护配合，根据采样电流，启动不同的整定时间，以便达到与出口保护的协调。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆
2．配电网子站的故障处理
配电自动化子站管理其辖区的柱上FTU、开闭所DTU等配电终端设备，完成数据集中与转发的功能，以及区域内的故障诊断、隔离、恢复供电功能。
配电网子站不仅负责与变电站内RTU进行通信，采集站内数据，在允许对出口开关控制的情况下，负责变电站出线的恢复供电，而且负责处理所辖区域馈线终端(FTU，DTU)的故障上报、故障信息查询、故障位置分析及实现故障的区域性隔离，当故障区域超出单个子站辖区范围或隔离不成功，配电网子站上报故障给主站。
当馈线终端检测到瞬时性故障时，FTU/DTU仅上报事项给子站，子站上报事项给主站而没有其他操作。当配电终端检测到永久性故障时，立即上报故障给子站，配电网子站根据实时跟踪的拓扑结构，判断故障发生的位置，命令相应FTU，DTU操作对应的开关，实现故障隔离。
3．主站的故障处理
主站的故障处理主要有对FTU和DTU的故障参数管理，实现故障的高层隔离和恢复两大功能。
FTU和DTU的各种整定值(电流、电压、时间)及其他运行参数，均通过主站进行参数的维护。
当故障区域超出配电网子站管辖区域或隔离不成功，子站上报故障给主站，由主站协调各个子站，实施自动或手动故障隔离。隔离完毕之后，主站启动故障恢复程序，实现自动恢复。人工干预恢复是系统分析网络的实时遥测、遥信，提供恢复非故障区域供电的建议方案，并具有方案模拟预演的功能，如潮流分布、操作开关、失电线路等。确定采纳方案后，可通过遥控实现故障的人工恢复。主站除实现故障控制外，还提供子站的故障诊断、隔离结果信息，包括故障类型、故障区域、故障期间电流大小。
故障诊断、隔离与恢复的功能应适合于各种配电网网架结构，设备扩充或电力网架结构修改后，其故障拓扑数学模型能自动更新，故障诊断、隔离与恢复的功能不受影响。
4．架空线路的故障处理
柱上FTU结合柱上开关与配电网子站或配电主站配合，完成10kV架空线路的故障检测、诊断、故障区域隔离和非故障区域的正常供电。其中，故障检测由柱上FTU完成;故障定位由子站与FTU共同完成;故障隔离、恢复由FTU配合子站或主站完成。
当两条手拉手架空线的供电电源来自同一变电站，即所有分段开关(包括联络开关)均由同一配电网子站监控，则故障隔离和恢复可由该配电网子站完成。
当两条手拉手架空线的供电电源来自不同变电站，配电网子站A和配电网子站B分别负责监控其中一条架空线，联络开关由B监控，此时故障隔离由配电网子站完成，非故障区恢复供电则需由配电主站配合完成。
四、FA过程的时间分配
整个故障处理自动化动作过程时间可分为6部分。
1．永久性故障的判别时间约3~5s。对于架空线路，故障发生后，经过变电站的保护动作及自动重合装置的重合，若一次重合失败，则确认线路发生永久性故障;对于电缆线路，若重合失败(配置自动重合装置)，则表明故障发生在主干线上(如前所述，分支线故障，在重合前完成故障隔离，将重合成功)。一次重合失败后，系统配电网自动化功能启动，检测到故障电流的FTU开始主动上传故障信息。
2．子站故障信息的收集时间，指子站收齐所有FTU的故障信息，包括变电站内的保护动作信息和出线开关跳闸信息。如果采用子站直接采集，则故障信息的收集时间为5~10s;如果变电站内信息由RTU转发，则一般为10~15s(不同厂家的产品稍有差异)。
3．子站的故障定位时间约1s。
4．子站执行故障隔离时间2~6s。通常情况下隔离每个开关时间小于2s，隔离开关数通常为1~3个。
5．主站收到子站隔离报文，启动故障恢复，进行过负荷校验，计算网损，确定最佳恢复供电方案，共用时4~5s。
6．主站执行故障恢复时间2~6s。通常情况下恢复每个开关时间小于3s，恢复开关数通常为1~3个。
五、结语
馈线自动化系统是一个复杂的系统的集成，通过馈线自动化，利用自动化开关设备和现代通信技术，可以实现对配电网的远方监控和自动控制，达到提高系统供电可靠性的目的。但是由于设备或原始设计的缺陷，通过配电远方终端单元采集的实时数据量和控制量一般不到全部配电网数据总量的10%。因此，未来配电网技术应加强与其他系统的数据共享，保证供电质量，迅速确定故障部位，及时处理故障，恢复线路送电和降低网损外。
参考文献
[1]李凌.馈线自动化相关技术及实践研究[D].武汉大学，2004.
[2]王明俊等，配电系统自动化及其发展[J].北京：中国电力出版社，1998.
[3]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.
论文作者:陈云彩,马廷稳
论文发表刊物:《电力设备》2018年第9期
论文发表时间:2018/7/6
标签：故障论文; 网子论文; 主站论文; 馈线论文; 终端论文; 区域论文; 故障处理论文; 《电力设备》2018年第9期论文;