摘要：随着我国国民经济的快速发展，人们对供电系统的供电质量及可靠性提出了更高的要求。当前，配电网作为承接电能输送和分配的中间环节，逐渐向自动化、智能的方向发展。而馈线自动化技术是配电自动化系统的重要组成部分，对提高配电网络的运行水平、管理水平，提高供电可靠性具有十分重要的作用，对其展开研究具有重要的现实意义。
关键词：10kV配网线路；馈线自动化；技术选型
1、10kV配电网馈线自动化模式与选择
1.1馈线自动化模式
配电网馈线自动化(FA)模式可分为就地控制馈线自动化(A型FA)模式、集中控制型馈线自动化(B型FA)模式、分布式智能控制(C型FA)模式、网络保护型馈线自动化(D型FA)模式四类。A型FA主要用于供电质量要求不高的架空线路，例如城郊、农村地区线路，其意义是基于就地电压、电流的变化，并按照设定的逻辑程序，通过断路器及分段器的动作，实现故障线路隔离、非故障线路恢复供电。根据所检测的信号，A型FA又分为电压控制型(A-V型FA)、电流控制型(A-I型FA)和电压电流控制型(A-VI型FA)三种。B型FA主要用于市区对供电质量要求较高的架空线路或电缆线路，通过配电主站(B-M型FA)或配电子站(B-S型FA)集中收集馈线终端(FTU)的故障信息，并判断、识别和定位故障区域，实现故障区域隔离、非故障区域恢复供电。按照线路类型的不同，B型FA又分为架空线路集中控制型和电缆线路集中控制型。C型FA主要用于对供电质量要求很高的重要负荷区域，利用点对点等通信方式，在数秒内完成故障定位、故障区域隔离、非故障区域恢复供电。D型FA用于对供电质量要求极高的重要设施，例如半导体集成电路厂、重要通讯设备、金融区等停电数秒也会造成严重损失或社会秩序混乱的厂矿、设施，主要运行于电缆环网，并利用环网柜进线开关直接切除故障点两侧开关，而非故障区域不受故障影响。
1.2馈线自动化面对的问题与模式选择
我国FA起步较晚，技术上尚有明显不足之处。例如通信模式不统一，控制器功能不完善，FTU不具备可靠的本体状态监测功能，FTU中的永磁驱动器可靠性还不够理想，FA通讯安全防护功能不完善，存在含大量分布式电源(DG)配合性问题，较少具备完善的小电流接地故障检测与选线功能等。因此，FA的实现必须结合配网网架结构及一次设备状况、功能需求、投资费用等情况，经过综合分析比较选择适宜的模式。首先，根据供电区域划分类别，确定线路类型和电网结构。然后再根据故障隔离功能、通讯实施条件、投资费用等环节进行选择。例如地级市市区B、C类供电区域主要线路类型为架空线路，必要时也可选择电缆线路，电网结构以环网为主，当资金充裕、通讯条件好且对供电可靠性要求高时选择C型FA，资金、通讯条件及对供电可靠性要求一般时选择B型FA，要求更低一些也可选择A型FA。
2、馈线自动化技术的保护配置方案简析
2.1馈线出线断路器的配置
馈线出线断路器是电路当中的重要设备，所以关于它的配置，着重放在二次重合闸的配置上。要做好这一点，就要优先设置速断保护机制，同时确保带时限过滤保护和零序保护的正常运转。其中，零序保护的时间一般整定为1s，而速断保护的时间一般整定为0.3s，过流保护的时间整定数值同上，而且一次重合闸延时整定在5s效果较好，而二次重合闸的延时应该整定在60s上，该二次重合闸还需要设定一定的闭锁时间，一般设置为5s。
2.2主干线的分段断路器配置
馈线自动化分段断路器一般是在馈线主干线上设置的，这其中要对零序电流互感器和三相电流互感器进行详细的配置，从而达到对相间短路电流、零序电流以及负荷电流进行分断的效果，这个设备在使用的过程中一定要与控制器相互连接，这样才能确保时限保护的功能得到发挥。出于这个因素考虑，主干线可以分成两端，开关两侧的馈线负荷和具体线路的负荷分布是重要的影响因素，同时还要考虑使线路的长度尽量相同。
2.3主干线分段负荷开关的配置
馈线自动化的分断负荷开关是在主干线上设置的，它的作用在于对可能出现的故障进行整个区域的最快反应隔离。主干线的分段负荷开关和馈线自动化分段器的组成类似，可以很好地分断负荷电流。该开关要根据电路配网中的实际需求进行改进和设置。在设置完毕后，要与馈线自动化控制器进行连接，形成一个完整的体系。
2.4分支线的分界断路器配置
分支线的分界断路器设置在大分支线的端部，目的在于隔离分支线故障，同时它也要和馈线自动化控制器进行连接。分支线的分界断路器属于主干线分段断路器的分支，所以也要设定相应的短路动作时限，比如可以整定相间短路动作时限为0.15s，零序保护的动作时限是0.6s。如果要在二层分支线上增加一定数目的用户分界断路器，那么也要对动作保护时限有所调整，应该把这个数值降低为0s或0.3s。
3、在10kV配网架空线路中的应用
图1馈线自动化构建模型图
3.1主干线的分段断路器电源侧故障
当FSW1与FB之间发生故障时，CB就会进行跳闸动作保护，然后FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1、YSW2、YSW3在失压后也会随之跳闸，紧接着CB会在5s之后进行重合闸操作，而FSW1也会延时合闸。如果故障持续，则CB再次跳闸，FSW1在失压后分闸，对合闸进行闭锁。这时，CB会在1min后进行第二次重合闸操作。如果重合成功，那么，故障就解决了。一般情况下，整体的故障处理时间在1min左右。
3.2主干线分段断路器负荷故障
如果FSW2与ZSW1之间发生故障，那么，FB会进行保护性跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3会在失压后分闸，然后FB会在5s之后重新合闸。因为FS2一侧有电压，所以，会延迟5s合闸。永久故障会导致FB再次跳闸，FSW2分闸，然后开始闭锁合闸，大概60s之后FB开始二次合闸，故障被成功解决。
3.3分支线分界负荷开关的负荷侧故障
当ZSW1与YSW3之间发生故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSWI和YSW3在失压后快速分闸，FB在5s后重合闸，FSW2一侧有压，在延时5s后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸，ZSW1一侧有压，在延时5s后合闸。鉴于故障情况，FB再次跳闸，ZSW1分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸，FB在60s后第二次重合闸。ZSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约75s。
3.4分支线分界断路器的负荷侧故障
当ZB1与YSW1、YSW2之间发生故障时，ZB1保护动作跳闸，ZB1在5s后重合闸。鉴于故障原因，ZB1再次跳闸，并闭锁合闸，ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5s。
3.5分支线用户分界负荷开关故障
当用户YSW3发生永久故障，如果是相间短路故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸;如果是单相接地故障，则YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作——FB会在5s后重合闸;FSW2一侧有压，在延时5s后合闸，FSW2会在3s后闭锁分闸;当ZSW1一侧有压时，会在延时5s后合闸，在3s后闭锁分闸;YSW3一侧有压，会在延时Ss后合闸。鉴于故障原因，FB保护动作跳闸，YSW3分闸并闭锁合闸，FSW2、ZSW1保持合闸。FB在60s后第二次重合闸。至此，YSW3成功隔离故障，隔离故障耗时约80s。
结论
配电自动化的逐步发展离不开技术的不断革新进步，综合考虑朝阳电网位于北京城区的重要性及现状运行的基本水平，投资收益等各方面，确定朝阳供电公司采用电流集中性配电自动化系统，架空线路作为报修和投诉的重点，设备健康水平较差的电网设备作为此次改造的重点。
参考文献
[1]肖雄.智能电网中馈线终端的研究与设计[D].广州:广东工业大学,2016.
[2]王哲,葛磊蛟,王浩鸣.10kV配电网馈线自动化的优化配置方式[J].电力系统及其自动化学报,2016,28(3):65-70.
论文作者:邢孔毫
论文发表刊物:《电力设备》2018年第26期
论文发表时间:2019/1/16
标签：故障论文; 馈线论文; 断路器论文; 负荷论文; 线路论文; 会在论文; 支线论文; 《电力设备》2018年第26期论文;