馈线自动化技术

广义地说，馈线自动化应包括配电网的高压、中压和低压3个电压等级范围内的线路自动化。对于高压配电线路，其负荷一般是二次降压变电站；对于中压配电线路，其负荷可能是大电力用户或是配电变压器；对于低压配电线路，其负荷是广大的用户。各电压等级有其自身的特点，特别是低压馈线，与高、中压线路有很大的区别。因此，目前在论述馈线自动化时是主要指高、中压馈线自动化，而且特别是指中压馈线自动化，在我国尤其是指10kV馈线。1

简介广义地说，馈线自动化应包括配电网的高压、中压和低压3个电压等级范围内的线路自动化。对于高压配电线路，其负荷一般是二次降压变电站；对于中压配电线路，其负荷可能是大电力用户或是配电变压器；对于低压配电线路，其负荷是广大的用户。各电压等级有其自身的特点，特别是低压馈线，与高、中压线路有很大的区别。因此，目前在论述馈线自动化时是主要指高、中压馈线自动化，而且特别是指中压馈线自动化，在我国尤其是指10kV馈线。1

馈线自动化的功能馈线自动化在正常状态下，实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，实现线路开关的远方或就地合闸和分闸操作。在故障时获得故障记录，并能自动判别和隔离馈线故障区段，迅速对非故障区域恢复供电。其中故障定位、隔离和自动恢复对健全段的供电是馈线自动化的一项主要功能。

(1)馈线运行状态监测：分为正常状态和事故状态监测。正常状态监测的量主要有电压幅值、电流、有功功率、无功功率、功率因数等以及开关设备的运行状态。监测量是实时的，监测设备一般称为馈线终端单元(FTU)。在有通信设备时，这些量可以送到某一级配电SCADA系统；在没有通信设备时，可以选择某些可以保存或指示的量加以监测。配电网中的测点很多，应选择确有必要的检测点加以监测，以节省投资。

装有FTU的配电网，同样可以完成事故状态下的监测。没有装设FTU的地点可装设故障指示器，通常将其装在分支线路和大用户入口处，具有一定的抗干扰能力和定时自复位功能。如果故障指示器有触点，也可以经过通信设备把故障信息送到某一级配电SCADA系统。

(2)馈线控制：利用配电网中可控设备(主要是开关设备)对馈线实行事故状态下和正常运行时的控制。

(3)馈线的故障定位、隔离和自动恢复供电：这是馈线自动化的一个独特功能。这种由断路器、分段器所组成的系统，能在馈线发生永久性故障时，自动对故障进行定位，通过开关设备的顺序动作实现故障隔离；在环网运行或环网结构但开环运行的配电网中实现负荷转供，恢复供电。在发生瞬时性故障时，通常因切断故障电流后，故障自动消失，可以由断路器自动重合而恢复对负荷的供电。1

馈线自动化的实现方式馈线自动化有两种实现方式：当地控制方式和远方控制方式。当地控制方式又叫电压型实现方式，依靠馈线上安装的重合器和分段器自身的功能来消除瞬时性故障和隔离永久性故障，不需要和控制中心通信即可完成故障隔离和恢复供电；而后一种是通过负荷开关、FTU加主站系统来实现。由FTU采集到故障前后的各种信息并传送到主站，由主站确定故障区段，然后由主站系统发遥控命令控制开关动作，完成故障隔离并恢复非故障区供电。1

(一)当地控制方式的馈线自动化1.辐射状网故障区段隔离

图1为一个典型的辐射状网在采用重合器与电压一时间型分段器配合时，隔离故障区段的过程示意图，图2(x--合闸时间；Y--故障检测时间)为各开关的动作时序图。

A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、D和E采用电压-时间型分段器，它们的x时限均整定为7s；C亦采用电压-时间型分段器，其X时限整定为14s，Y时限均整定为5s。图1(a)为该辐射状网正常工作的情形；图1(b)描述在C区段发生永久性故障后，重合器A跳闸，导致线路失压，造成分段器B、C、D和E均分闸；图1(c)描述事故跳闸15s后，重合器A第一次重合；图1(d)描述又经过7s的X时限后，分段器B自动合闸，将电供至b区段；图1(e)描述又经过7s的X时限后分段器D自动合闸将电供至d区段；图1(f)描述分段器B合闸后，经过14s的X时限后，分段器C自动合闸，由于C段存在永久性故障，再次导致重合器A跳闸，从而线路失压，造成分段器B、C、D和E均分闸，由于分段器C合闸后未达到y时限(5s)就又失压，该分段器将被闭锁；图1(g)描述重合器A再次跳闸后，又经过5s进行第二次重合，分段器B、D和E依次自动合闸，而分段器C因闭锁保持分闸状态，从而隔离了故障区段，恢复了健全区段供电。1

2.环状网开环运行时的故障区段隔离

图3为一个典型的开环运行的环状网在采用重合器与电压-时间型分段器配合时，隔离故障区段的过程示意图，图4为各开关的动作时序图。图3中，A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、C和D采用电压-时间型分段器，它们的X时限均整定为7s，y时限均整定为5s；E亦采用电压-时间型分段器，其X时限整定为45s，Y时限均整定为5s。

图3(a)为该开环运行的环状网正常工作的情形；图3(b)描述在c区段发生永久性故障后，重合器A跳闸，导致联络开关左侧线路失压，造成分段器B、C和D均分闸，并启动分段器E的XL计数器；图3(c)描述事故跳闸15s后，重合器A第一次重合；图3(d)描述又经过7s的X时限后，分段器B自动合闸，将电供至b区段；图3(e)描述又经过7s的X时限后，分段器C自动合闸，此时由于C段存在永久性故障，再次导致重合器A跳闸，从而线路失压，造成分段器B和C均分闸，由于分段器C合闸后未达到y时限(5s)就又失压，该分段器将被闭锁；图3(f)描述重合器A再次跳闸后，又经过5s进行第二次重合，随后分段器B自动合闸，而分段器C因闭锁保持分闸状态；图3(g)描述重合器A第一次跳闸后，经过45s的X时限后，分段器E自动合闸，将电供至d区段；图3(h)描述又经过7s的X时限后，分段器D自动合闸，此时由于C段存在永久性故障，导致联络开关右侧的线路的重合器跳闸，从而右侧线路失压，造成其上所有分段器均分闸，由于分段器D合闸后未达到y时限(5s)就又失压，该分段器将被闭锁；图3(i)描述联络开关以及右侧的分段器和重合器又依顺序合闸，而分段器D因闭锁保持分闸状态，从而隔离了故障区段，恢复了健全区段供电。1

(二)基于FTU的馈线自动化系统典型的基于FTU的馈线自动化系统的组成如图5所示。在图5所示的系统中，各FTU分别采集相应柱上油断路器的运行情况，如负荷、电压、功率和断路器当前位置、储能完成情况等，并将上述信息由通信网络发向远方的配电网自动化控制中心。各FTU还可以接受配电网自动化控制中心下达的命令进行相应的远方倒闸操作。在故障发生时，各FTU记录下故障前及故障时的重要信息，如最大故障电流和故障前的负荷电流、最大故障功率等，并将上述信息传至控制中心，经计算机系统分析后确定故障区段和最佳供电恢复方案，最终以遥控方式隔离故障区段、恢复健全区段供电。区域工作站实际上是一个通道集中器和转发装置，它将众多分散的采集单元集中起来和控制中心联系，并将各采集单元的面向对象的通信规约转换成为标准的远动规约。1

关于远方控制方式馈线自动化的实现，下面以采用环网柜配电方式的配电网络为例进行说明，如图6。

采用环网柜(RMU，Ring main Unit)的环形配电方式一般适用于新工业开发区或新居民区。环网柜可以是户外式，亦可以是户内式。环网柜一般有两路进线和两路出线，两路进线分别接人环网的两侧。数个环网柜连成一个供电网络。整个网络一般采用10kV电缆连接，电源可以分别由一个变电站的两段母线引出的两路馈线供电，也可由两个变电站供电。正常运行时开环，在故障时，依靠FTU提供的信息进行故障定位，然后依靠环网柜的负荷开关进行故障隔离和对非故障段恢复供电。1

具体的自动化功能实施过程：正常运行时A4-2打开，如F点发生永久性故障，FTU1和FTU2测得有短路电流经过，而FTU3无短路电流经过。DAS系统的计算机系统经运算得出故障点在A2-2和A3-1两台负荷开关之间的电路上。DAS系统通过遥控断开A2-2和A3-1两台负荷开关对故障进行隔离，然后遥控合上RMU的A4-2负荷开关，对RMU3的用户恢复供电，整个过程预计在1min内完成。其他点的故障类似。环网柜内安装的负荷开关必须有电动遥控操动机构和配置三相电流互感器。1

两种实现方式的比较当地控制方式的优点是，故障隔离和自动恢复送电由重合器自身完成，不需要主站控制，因此在故障处理时对通信系统没有要求，所以投资省见效快。其缺点是，这种实现方式只适用于配电网络相对比较简单的系统，而且要求配电网运行方式相对固定。另外，这种实现方式对开关性能要求较高，而且多次重合对设备及系统冲击大。1

远方控制方式引入了配电自动化主站系统，由计算机系统完成故障定位，因此故障定位迅速，可快速实现非故障区段的自动恢复送电，而且开关动作次数少，对配电系统的冲击也小。其缺点是，需要高质量的通信通道及计算机主站，投资较大，工程涉及面广、复杂；尤其是对通信系统要求较高，在线路故障时，要求相应的信息能及时传送到上级站，上级站发送的控制信息也能迅速传送到FTU。1

比较就地控制和远方控制两种实现方式，虽然在总体价格上，当地控制方式由于不需要主站控制，对通信系统没有要求而有一定优势，但是就配电网络本身的改造来看，当地控制所依赖的重合器的价位要数倍于负荷开关，这在一定程度上妨碍了该方案的大范围使用。相比之下，远方控制所依赖的负荷开关在城网改造项目中具有价格上的优势，在保证通信质量的前提下，主站软件控制下的故障处理能够满足快速动作的要求。因此，从总体上说，远方控制比当地控制方式具有明显的优势，而且随着电子技术的发展，电子、通信设备的可靠性不断提高，计算机和通信设备的造价也会愈来愈低，预计将来会广泛地采用配电自动化主站系统配合遥控负荷开关、分段器实现故障区段的定位、隔离及恢复供电，能够克服当地控制方式带来的缺点。1

本词条内容贡献者为:

郑国忠 - 副教授 - 华北电力大学