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摘要：随着我国综合国力不断提升,电力行业取得快速发展。各行各业对于电力的需求增加,从而使得电网系统的安全性和可靠性降低,如何保证配网运行稳定性是电力行业共同面临的问题,智能变电站的出现有效提高了配电网运行的可靠性,因此,本文对配电网馈线自动化技术进行研究,试图为之提供行之有效的可行性建议。
关键词：电网系统;可靠性;配电网;馈线自动化;
实现馈线自动化，能够精准地获取远方馈线各分段对应的开关状态，明确电压与电流的具体状况，同时还可以控制线路的合闸与分闸。当线路出现故障后，能够在极短时间内识别故障类型并隔离该区段，确保非故障区域能够正常供电。
1馈线自动化技术的实现原理
馈线自动化技术是结合信息化技术诞生的产物，其中涉及到了自动控制、仪器仪表、大数据、物联网等新型技术。能够通过可靠的传感器自动检测电路出现的故障，并进行智能分析和智能决策，能够最大程度提高电力行业的供电质量以及供电可靠性。馈线和普通的输电线路有很大的区别，馈线传输的主要是电力信号。使用通信速度更快的光纤代替了传统的电缆。同时使得一次设备和二次设备之间没有电连接，所用模拟信号和数字信号的采集工作都是在现场完成，并且进行相应的AD转化，传输的结果已经是标准的数字信号了。信号的传输都是采用标准协议利用互联网进行传输，与此同时信息的开放控制也是通过网络通信完成。另外一方面为了保障所有的单位都在馈线的监督范围之内，施工人员将馈线合理地分布连接在整个配电网之上。形成对整体配电网的运行监控，最终形成的全体馈线称之为分布式馈线。
2馈线自动化控制技术
（1）就地式馈线自动化。此方式对应的系统结构较为简单，它对于通讯通道的依赖程度不高，仅凭重合器与分段器便可完成故障隔离，非故障区域的供电能够在短时间恢复正常。在实际工程中，在重合器的基础上辅助使用电压—时间型分段器便可获悉故障的具体位置。对于C类及以下供电区而言，此方式具有较强的可行性，集中体现在农村以及城郊架空线路区域，目前国内对于此技术的应用已经较为成熟。
（2）智能分布式馈线自动化。配电子站与终端相连，并进行频繁的数据交换工作，在配电子站的作用下能够对终端进行控制，从而快速将故障隔离，维持线路正常供电。若通信网络出现故障时，智能分布式控制系统依然可以正常工作。对于B类及以上供电区域而言，此方式具有更强的适用性，常见于敏感负荷电缆线路。目前，该技术在国内的应用程度不高，依然处于实验与研究阶段。
（3）集中式馈线自动化。它密切依赖于通信以及主站集中控制方式，可以对配电网的各类数据展开高精度采集，充分获取配电终端的信息可以被主站，并明确配电网的运行状况，对故障加以识别并起到自动隔离与恢复供电的效果。目前，该方式的主站系统以及终端方面已经获得了深度的发展，但考虑到遥控技术的安全性，该技术的实际应用场景较少，对应的故障自动识别以及定位、隔离技术均有较大的进步空间。
3馈线自动化的应用
馈线自动化的目的是达到故障的快速定位，故障区域的快速隔离，非故障区域的快速恢复供电。馈线自动化的建设过程过可采取分阶段的方式逐步完善，优先考虑进行故障的快速定位，其次进行故障区域的快速隔离，最终实现非故障区域的快速恢复供电。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆故障的快速定位可采用具有通信功能的故障指示器，将故障信号自动上传至主站或调度中心，其具体功能有：
（1）具有短路和接地故障检测功能；（2）短路故障检测要求判据能自动适应负荷电流变化，通过电流突变及持续时间判断故障；（3）具备通行终端的“二遥”（遥测、遥信）故障指示器；（4）消弧线圈接地系统下，如接地故障检测功能达不到要求的，可采用信号注入法；（5）通信终端自身配置免维护后备电源，容量满足工作电源失电后故障信号的上传。故障指示器的安装位置可与自动化开关配套，也可与主干线分段处、分支线处、用户电源接入点处分别安装。
故障区域的快速隔离则是采用自动化开关，可按照“电压-时间”型自动开关模式配置。线路中的自动化开关可分为变电站馈线断路器开关、主干线分段断路器开关、分支线断路器开关、主干线分段负荷开关、分支线负荷开关。断路器开关的功能有：（1）速断保护、带时限过流保护、零序保护和自动重合闸功能；（2）配置通信模块，可使用光纤、载波、无线通信自动上传开关动作信息、电流电压信号和报警信号；（3）设取电PT，高压开关柜内设专用的PT间隔，并配备有后备蓄电池；（4）具有动作快速、分合时间稳定的特点，使得与上一级的保护取得较好的配合，不会出现分段断路器与馈线出线断路器同时动作的情况。
变电站馈线断路器开关的速断保护动作时间不大于0.3s，带时限过流保护动作时间不大于0.5s，零序保护动作时间1.0s（零序保护时间可灵活调整）。线路的各分段断路器开关、分支线断路器开关需按照级差进行调整，越靠近线路末端，断路器开关动作时间越小。其中速断与过流动作时间与上级开关的动作时间级差不小于0.15s，零序保护动作时间级差不小于0.3s。上下级的动作时间级差配合原则为：△T≥T1+T2+Td+Ty。T1：保护1时间继电器的正、负误差，取±30ms；T2：保护2时间继电器的正、负误差，取±30ms；Td：断路器跳闸时间，25-40ms，取40ms；Ty：裕度时间，50ms；△T≥T1+T2+Td+Ty=30+30+40+50=150ms。因此可算出断路器上下级差开关动作时间最小为0.15s。变电站馈线断路器开关的速断保护动作时间0.3s时，则线路的分段段数不宜大于3个分段，即分段断路器开关设置不得大于2个，当线路较长，必须进行多个分段时，可增设分段负荷开关。
如果线路分支线路较多，则可减少主干线的分段开关，增加分支线断路器开关。分支线断路器开关的速断和过流保护动作时间可设置为0s，零序保护动作时间可根据实际情况进行分级设置。当然，分支线用户数量较少时，零序保护动作时间需按照0s设置。故障区域得到隔离后，就要考虑如何尽快恢复非故障区域的正常用电。
同样考虑安全性和可靠性，无线和载波通信存在易干扰，安全性等缺点，进行普通的“二遥”通信已满足现行馈线自动化的基本要求，但要实现遥控，则还需要更稳定、更安全的通信技术来保证电网的可靠运行。现行通信技术条件下，采用具备RS232、10/100M以太网接口，支持IEC60870-5-101/104等多种通信规约的光纤通信已能基本实现，但是城市配电网线路多且复杂，全部采用光纤通信的经济性较差，日常维修成本大。目前国家正大力发展量子通信技术，相较于现有的通信技术有其很高的安全性和高效性，随着量子通信技术的发展成熟，日后将量子通信技术应用与城市配电网中也是存在可行性的。
结语：
智能配电网馈线自动化技术的有效运用，可以有效地提高供配电的可靠性及供电质量。因此，本文重点分析了智能配电网的主要特征以及智能配电馈线自动化技术的运用效益和作用，试图利用配电网馈线自动化技术缩小配网停电范围，降低配网故障造成的损失，从而提升供电质量和企业经济效益。
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论文作者:张新,李彬,赵诗宇,董春耀,马伟杰
论文发表刊物:《防护工程》2019年第3期
论文发表时间:2019/5/24
标签：故障论文; 馈线论文; 断路器论文; 时间论文; 动作论文; 技术论文; 线路论文; 《防护工程》2019年第3期论文;