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摘要：馈线自动化是提高配网供电稳定性与可靠性的关键技术之一，文章通过某10kV线路馈线自动化建设的研究，提出了出合理的馈线自动化建设方案，确定了最优的建设方案，可供类似配网的自动化建设参考借鉴。
关键词：配网；环网线路；馈线自动化；自动隔离
配网在电力系统中占据着非常重要的地位,也是输电与用电之间的连接枢纽，配网运行的稳定性与安全性，关系着当地居民的用电质量以及生活质量。如果配网出现故障，则会极大的影响人们的正常生活与工作。当前，配网线路馈线自动化建设是有效优化电网结构，提高供电的质量的有效途径。
1 现状分析
某一区域的电力故障而造成了整条线路大范围的停电，给城区经济的发展和人民生活带来了极大的不便。该供电区域内10kV配网上只有手动分段、联络开关，而没有自动分段、联络开关，无法实现自动隔离和恢复故障线路供电。因此，现阶段迫切需要解决针对区域故障的故障隔离和非故障区域的供电恢复。
本文所涉及的地区配网线路共22个环网，安装智能开关110台。以典型环网线路为例，详细说明线路工作情况。主要包括线路设备的布设及功能设置，举例说明当线路出线停电或一段选录故障时其他健全区域恢复供电的时间。
注:变电站重合闸为二次重合闸，且一、二次重合闸的时间均设为5s。
在图1中可知，联络线被分段开关分成五段；在某一变电站停电检修时，其线路各段可由对侧变电站线路自动恢复供电；在线路某区间故障时，变电站内出线断路器跳闸，延时后通过第一次重合可判定并隔离故障区段，第二次重合恢复故障前端正常区段的供电；联络开关在一侧失压时开始计时，计时结束后投人恢复故障后端正常区段的供电。
通过表2分析可以看出，通过合理布置开关利用一次设备本身的功能就可以实现在发生一条线路某一区间故障时，可以自动隔离故障区间，1min内线路就可以自动完成非故障区间的恢复供电，以便迅速通知人员检修恢复供电，大大地缩短了故障恢复时间，提高了供电可靠性。
2 馈线自动化方案
2.1 系统结构
根据本区域内具体情况，其配电自动化系统可分为二层结构，如图2所示。
第一层:主站，负责整个城市配电自动化及管理系统的监控、管理；
第二层:配电终端，主要负责对线路、馈线开关、环网柜等设备进行数据采集和控制。
区域配电设备监控系统通过以下三个子系统界面完成数据、图形信息的录入，提供图形化配电监控功能。
配置子系统:用户管理、通信配置、设备信息录人、报警配置。信息存入配置库(采用MSSQL数据库)。
作图子系统:绘制包含线路、开关等设备的监控图，将图符与配置子系统录人的设备信息进行绑定。
运行子系统:打开作图子系统绘制的图形进行图形化监控，提供实时、及历史数据管理界面，具有报警及故障判断功能。
2.2 主干线路终端设备的动作时间基本原则
分段点开关的时间设计要满足各区段故障检测时间(Y时间)不能重叠，同时遵循整条线路尽量缩短停电时间的原则。
由于环网点时间的设置是保证联络电源不发生误投、扩大事故的关键，因此，环网点时间的设定要遵循保证事故区间被锁扣确认后，联络电源才能投入的原则。基本公式如下:
环网点时间设置=(Tg+T1+Tg+T2+σΣXn)×1.1
其中，Tg为线路短路到断路器跳闸间隔的时间(假设0.2s)；
T1为第一次重合闸时间(设定5s)；
T2为第二次重合闸时间(设定5s)；
X1至Xn为沿线开关控制器FDR设置时间，具体值见图；
1.1倍的乘数是为了避免因时间误差而引起的故障的加权。
主干线设备与变电站断路器重合闸配合原则及实现方式
本套设备与站内出线断路器实现二次重合闸配合使用，第一次重合闸，判定故障区间并闭所故障线路前后开关，第二次重合闸恢复故障前端正常线路的供电。同时因为控制器有一个3.5s的故障确认时间，故重合时间一般设定为5s，大于3.5s的故障确认时间。特别说明:应用该套设备时并没有比常规方式多进行了一次重合，其第二次重合是恢复送电的过程，相当于常规方式第一次重合失败后派人修复故障后恢复送电的操作。
常用的馈线自动化设备与变电站断路器重合闸配合实现的方式:
变电站出线断路器保护只具备一次重合闸功能，此时可将出线第一个开关的一体化遥控终端单元RTU延时时间设为21s(一般重合闸的复位充电时间约15s)，这样一来，如果是出线断路器外第一段线路故障，则第一次重合即马上重合到故障线路，出线断路器即跳闸闭锁不再进行第二次重合；如是第一个分段开关后第二段以后的线路故障，则第一次重合后须经过21s才会重合到故障段，这样满足了重合闸的复位充电时间(约15s)，为第二次重合恢复故障前端线路供电做好准备。
若变电站出线断路器具备两次重合闸的功能，一体化遥控终端单元RTU与站内断路器实现二次重合闸运行相配合时，可将与变电站出口相连的第一个控制器时间可设为最短(如7s)，其余各分段点相配的控制器时间根据具体情况而设定。但是，当控制器与站内断路器实现二次重合闸运行相配合时，如果是出线断路器外第一段线路故障，则出线断路器跳闸，第一次重合即马上重合到故障线路，出线断路器即跳闸，如再进行第二次重合将继续重合到到故障线路，鉴于这种情况，一般情况下要求具备两次重合闸功能的出线断路器，当出线断路器外第一段线路故障时，第一次重合到故障线路，出线断路器即跳闸闭锁不再进行第二次重合。
2.3 通信系统
目前在城市配网自动化系统工程中较普遍使用的几种通信介质，综合比较各项性能参数及结合性能价格比情况，并考虑到配电网监控点多、分布范围较大，本方案选用GPRS的通讯方式，如图3所示。
在配电自动化系统的数据通信中，只有开关变位、过流少数保护信息对实时性要求高，其他数据对实时性要求并不高，每个RTU的数据通讯量不大，采用串行通信协议的光纤通信方式不但完全可以满足配电自动化系统的需求，且由于采用多端口复用的光端设备，可以借助于高速光纤通道，实现故障隔离供电恢复，大大减少受故障影响的面积，提高了配电自动化系统整体性能。
柱上开关采用光纤通信环网采用主备双环连接的方式，以实现其线路故障时的自愈功能，提高通信的可靠性；用户分界负荷开关采用GPRS通信方式。
2.4 区域配电设备监控系统的实现
区域配电设备监控系统主要实现对用户分界负荷开关、柱上分段开关、地缆环网柜等配电设备的数据采集、监视、控制，采用无线GPRS通信方式，能够快速的部署系统，实现配电设备的监视功能。
区域配电设备监控系统具有实时数据转发接口，以后可以把数据转发到配网自动化系统中，使配网自动化系统即时实现对这些设备的监控，实现信息共享，避免重复调试。
区域配电监控系统采用模块化设计，分为SCA-DA(Supervisory Control and Data acquisition监控和数据采集)功能、短信告警功能、实时数据管理功能、历史数据管理、设备配置功能、作图功能、图形监控能等，如图4所示。
通信采集支持串口、网络方式，通信模式支持无线、光纤(EPON、工业以太网交换机、光端机)，具备向上级系统转发数据功能。
3结论
总之，为保障供电质量和供电可靠性，应加快配电网的馈线自动化建设。笔者建议，在馈线自动化建设中，要有效结合实际，整合现有资源，快速的实现配网线路的“三遥”功能；建立的后台系统可与配网的DIS系统进行整合，便于接人将来配网自动化系统。
参考文献
[1]许增辉.佛山三水电网10kV馈线自动化应用评估及提升策略[D].华南理工大学,2014.
[2]韩紫华.10kV配电网馈线自动化系统控制技术分析实践[J].中小企业管理与科技旬刊, 2014(12):184-185.
论文作者:陈福
论文发表刊物:《基层建设》2016年第34期
论文发表时间:2017/3/20
标签：故障论文; 线路论文; 断路器论文; 时间论文; 设备论文; 功能论文; 变电站论文; 《基层建设》2016年第34期论文;