摘要：配电自动化是实施智能配电网的重要手段，是提高城网供电可靠性的必然需要，是电力系统现代化发展的必然趋势。本文基于杭州临安青山供电所实际情况，根据配网线路接线方式和所带用户情况，梳理该所配电自动化系统组成及特点，将馈线自动化分为两种实施模式，分析该所配电自动化建设应用成效，探索配电自动化系统可靠、使用、健康发展的应用模式。
关键词：馈线自动化，配电自动化
1.配电自动化系统在青山的建设应用
1.1现状分析
截至2017年4月底，青山供电所辖区内有行政村43个，人口8.9万，110千伏变电所7座，其中主变15台，容量643兆伏安；有10千伏配电线路108条，共计794.539千米；其中电缆长度268.413千米，电缆化率33.78%；开闭所11座，开关站78座；公用环网线路60条，辐射线路21条，公用线路环网率74.07%；有配变1735台，其中公变619台，专变1116台；低压用电客户总计42559户，其中居民36427户，非居民5818户，光伏用户314户。用电信息采集系统覆盖率为100%。临安市为杭州西郊重点县市，青山供电所是临安公司的东大门，地区经济发展对供电可靠性的要求较高。2013年开始通过配电自动化建设改造，青山供电所配电自动化系统已涉及21条10kV线路，共接入25个终端，18座开闭所，6个柱上开关。投资共计595万元，在核心区块外围配网架空新路安装300套“二遥”设备，共计投资300万元。配电自动化终端包括6台FTU和19台DTU；其中有6台FTU：中试V425线、夏岭V416线、安迪V630线、泉口V614线；核心站、交科站、青航站、科创站等18座开闭所安装共计19台DTU，分别于2015年10月11日投入试运行。
1.2配电自动化系统组成
1.2.1标准型建设
主站系统按照“标准型”的原则建设，突出“信息化、自动化、互动化”的特征。应用结构如图所示：
图1-1配电自动化主站系统应用结构
2.馈线自动化建设
馈线自动化主要功能为利用自动化装置或系统，监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区间并将故障区间隔离，快速恢复对非故障区间的供电。通过馈线自动化实现配电网的快速复电，故障隔离，缩短停电时间、减少停电范围，提高供电可靠性。
2.1馈线自动化实施模式
青山供电所根据配网线路接线方式和所带用户情况，将馈线自动化分为两种实施模式。
电缆线路及以电缆为主的混合线路，采用“集中型”馈线自动化模式，此时变电站内该线路不投入重合闸运行。
架空线路及以架空为主的混合线路，采用“电压-时间型”就地馈线自动化模式，此时变电站内该线路重合闸投入运行。
2.2“集中型”馈线自动化
2.2.1基本原理
利用通信手段，配电终端将检测到的故障及告警信息上送至配电自动化主站系统，主站系统通过对获取的故障告警信息以及变电站保护动作信息、断路器分闸信号等各类信息进行综合分析判断，判定故障类型和故障位置，自动启动故障处理程序，通过远方遥控方式隔离故障区域和恢复非故障区域的供电。
2.2.2实施方案
图2-1“集中型”馈线自动化典型方案
线路1与线路2联络，两条线路为电缆线路，不投运重合闸，线路发生瞬时性故障还是永久性故障，都按照永久性故障处理。
①F1点发生故障
（1）A变电站10kV出线断路器C1检测到故障后分闸。
（2）自动化主站在只收到C1开关变位及事故信号后，自动将故障点定位在C1与H1-K1间隔之间位置。
（3）自动化主站发出遥控分闸命令，自动分开H1-K1，将故障区段隔离。
（4）隔离成功后，自动化主站发出遥控合闸命令，合上联络开关H5-K2，恢复非故障区段的供电。
②F2点发生故障
（1）A变电站10kV出线断路器C1检测到故障后分闸。
（2）安装与H1的自动化终端DTU1检测到超限电流及持续失压发出故障遥信至自动化主站。
（3）自动化主站收到C1开关变位及H1-K1、H1-K2的故障信号后，自动化将故障点定位在H1-K2和H2-K1之间位置。
（4）自动化主站发出遥控分闸命令，自动分开H1-K2和H2-K1，将故障区段隔离。
（5）隔离成功后，自动化主站发出遥控合闸命令，合上断路器C1及联络开关H5-K2，恢复非故障区段的供电。
③F3点发生故障
（1）A变电站10kV出线断路器C1检测到故障后分闸。
（2）配电终端DTU1、DTU2、DTU3、DTU4检测到超限电流及持续失压，发出故障遥信至自动化主站。
（3）自动化主站收到C1开关变位，H1-K1、H1-K2、H2-K1、H2-K2、H3-K1、H3-K2、H4-K1、H4-K2的故障信号后，自动将故障点定位在H4-K2与H5-K1之间。
（4）自动化主站发出遥控分闸命令，分开H4-K2和H5-K1,将故障区段隔离。
（5）隔离成功后，自动化主站发出遥控合闸命令，合上断路器C1及联络开关H5-K2，恢复非故障区段的供电。
④F4点发生故障
（1）A变电站10kV出线断路器C1检测到故障后分闸。
（2）配电终端DTU1和DTU2检测到超限电流及持续失压，发出故障遥信至自动化主站。
（3）自动化主站收到C1开关变位，H1-K1、H1-K2及H2-K1的故障信号后，自动将故障点定位在H2-K1与H2-K2之间。
（4）自动化主站发出遥控分闸命令，分开H2-K1与H2-K2，将故障区段隔离。
（5）隔离成功后，自动化主站发出遥控合闸命令，合上断路器C1级联络开关H5-K2，恢复非故障区段的供电。
2.3“电压-时间型”馈线自动化
2.3.1基本原理
“电压-时间型”就地馈线自动化配置电压型负荷开关和自动化终端FTU，根据“电压-时间型”负荷开关有电合闸、无压跳闸德工作方式，与变电站重合闸配合，通过时序逻辑配合，在不依靠自动化主站及通信的情况下，确定故障区段位置，实现故障区段的隔离。
2.3.2实施方案
图2-2“电压-时间型”馈线自动化典型方案
①F1点发生故障
（1）B变电站出线断路器C2检测到故障电流分闸，线路2全线失电，分段开关01、02因线路失压分闸。
（2）断路器C2经过延时重合闸，如故障是瞬时故障，重合成功；如故障是永久性故障，则C2再次检测到故障电流跳闸，自动化主站根据C2的分合位动作时间判定故障点为近区，不再控制C2合闸。
（3）自动化主站遥控令联络开关LK合闸，分段01开关延时合闸，恢复非故障区段的供电。
②F2点发生故障
（1）B变电站出线断路器C2检测到故障电流分闸，线路2全线失电，分段开关01、02因线路失压分闸。
（2）断路器C2经过延时重合闸，分段开关02得电后延时合闸，如故障是顺势故障，则合闸成功；如故障是永久故障，则C2将再次检测到故障电流跳闸，故障定位于分段01、02开关之间，自动化主站根据故障区间判定结果控制C2合闸，恢复非故障区段的供电。
（3）自动化主站根据事故区间判定结果遥控联络开关LK合闸，恢复非故障区段供电。
③F3点发生故障
（1）B变电站出线断路器C2检测到故障电流分闸，线路2全线失电，分段开关01、02因线路失压分闸。
（2）断路器C2经过延时重合闸，分段开关01、02得电后依次延时合闸，如故障是瞬时故障，则合闸成功；如故障是永久故障，则C2将再次检测到故障电流跳闸，故障定位在分段开关01和联络开关LK之间，自动化主站根据事故区间判定结果控制C2合闸，分段开关02延时合闸，恢复故障前非故障区段的供电。
（3）故障发生在联络开关LK前，自动化主站根据事故区间判定结果，不启动联络开关LK合闸。
3配电自动化建设DA系统应用成果
3.1 配电自动化DA功能在青山所应用的一个实例
3.1.1变电所联科V811线开关故障总信号，并检测到过流信号，并上送分闸信号；
3.1.2系统正确处理方案：
（1）故障隔离：断开联科V811线II段G2开关
（2）恢复方案：上游：合上联科V811线开关
下游：无
系统会自动执行推荐最优方案。观察FA告警信息以及供电环内开关分合状态是否正确。如果遥控没有成功，系统会自动通知遥控失败，并弹出交互界面，检查开关相关配置，查找遥控失败原因。
3.1.3故障处理过程
（1）变电所侧联科V811线事故总信号，并检测到过流信号，并上送联科V811线开关分闸信号；
（2）主站收集信息，生成策略，全自动FA执行；
（3）主站人员查看变电所开关、开关站开关遥控是否执行成功，遥信变位是否正确，告警信息是否完整，并计算时间；
（4）故障处理完毕，恢复送电。
3.2 配电自动化在青山整体应用情况
通过配电网改造及配电自动化建设，进一步优化完善了青山配电网架结构，提升了配网技术装备水平和自动化应用水平，提高联络配网供电能力和供电可靠性，显现出较好的管理效益和社会经济效益，
配网运行监测能力进一步提升。基于配电网架趋于稳定，青山供电所供电可靠率为99.96%，户年平均故障停电时间为41分钟。通过统计分析，供电可靠性由99.96%向99.99%的提高仅仅依靠网架建设是无法达到的，需要配电自动化等相关系统的配合才能实现，配电自动化是提高供电可靠性的重要手段。
配电管理人员和运行人员以配电自动化系统为依托，实现遥测、遥信数据监视功能，实时掌握整个配电网的运行状况，及时发现过载线路和配变，做到及时调整运行方式、倒切负荷，避免设备事故的发生。当配电网发生故障跳闸时，可以根据配电自动化系统提供信息，加强各专业统筹等协调，及时判断故障区域，及时恢复供电。配电自动化覆盖范围内故障平均停电时间由原来的18分钟缩短到6.8分钟，提高了供电可靠性。
4 配电自动化建设未来的展望
随着配电自动化终端DTU和FTU的逐步覆盖，配电管理和运行人员可从配电自动化系统了解开闭所、配电室的10kV和0.4kV电压，实时监测电压质量和无功潮流，并能调取历史电压曲线，掌握各个时段的电压变化趋势，采用改变运行方式，提高了电压合格率。待馈线功能进一步完善及可靠性提高后，可实现配电自动化全自动化运转，无需人工监视与遥控。配电管理人员需要做的只是新建开关设备及发现故障消缺工作。
5 结语：本文主要介绍了青山馈线自动化建设两种实施方案，根据线路接线形式和所带用户情况，分为“集中型”馈线自动化、”“电压-时间型”馈线自动化。两种馈线自动化型式的组合实施，提高了馈线自动化在复杂配网架结构的适用性和实用性。实现了资源和信息的整合与共享，实现配电网运行监控、供电风险分析、抢修远程指挥等功能，通过严格执行标准抢修流程，组织实施配网标准化抢修，提升了故障抢修快速响应能力，提高了抢修工作效率。抢修到达现场平均时间缩短了20分钟。配网自动化系统的使用可缩小故障停电范围、停电时间，改善用户用电的环境和条件，提高日常生活的需求，增加系统的可靠性，缩短工作人员查找和处理故障的时间，大大提高了工作效率和电网运行稳定性。同时有效地降低了损耗，提高了电能质量，有效的增加了经济效益。作为供电管理技术人员，要不断总结吸取经验，为广大用户提供高质量的供电服务。
参考文献
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作者简介:(1)朱伟（1974），男，浙江临安人，助理工程师，主要从事青山供电所全所管理和配网运行维护检修等工作.(2) 童健(1989），男，浙江临安人，农网配电高级工，主要从事10千伏配电线路运行维护检修工作.(3)赵俊(1983），男，浙江临安人，农网配电中级工，主要从事10千伏配电线路运行维护检修工作.
论文作者:朱伟,童健,赵俊
论文发表刊物:《电力设备管理》2017年第7期
论文发表时间:2017/9/7
标签：故障论文; 主站论文; 青山论文; 线路论文; 区段论文; 供电所论文; 断路器论文; 《电力设备管理》2017年第7期论文;