隨著我國經濟持續(xù)健康發(fā)展和人民生活水平不斷提高，社會對堅強電網建設、電網安全穩(wěn)定運行、電能質量和優(yōu)質服務水平提出了更高要求；配電網自動化工程建設，將在堅強網架建設的基礎上，通過打造“堅強、可靠、智能、綠色”的電力供應網絡。而饋線自動化建設是整個配電網自動化系統(tǒng)中的一個重要環(huán)節(jié)，通過饋線自動化建設實現(xiàn)饋線線路的故障檢測、定位、故障隔離及非故障區(qū)域的恢復送電，達到提高系統(tǒng)供電可靠性的目的。

　　【摘要】介紹了配電網饋線自動化的模式及建設原則，詳細闡述了各個模式的基本原理和對通信網絡及配電終端的要求，并選用典型案例分析了不同模式下線路故障的處理過程，最后對饋線自動化實現(xiàn)的功能進行說明。

　　【關鍵詞】配電網,饋線自動化,故障處理

　　1.饋線自動化（FA）模式

　　系統(tǒng)支持集中型全自動方式、集中型半自動方式、就地型智能分布式、就地型重合器方式等饋線自動化模式的接入。根據《配電自動化系統(tǒng)建設技術原則》，配電自動化主站系統(tǒng)饋線自動化功能先接入集中型、電壓-時間型及兩者的協(xié)調模式。

　　如果設置為主站系統(tǒng)集中型控制模式，則由主站系統(tǒng)故障處理軟件進行故障定位、隔離、恢復。如果設置為“電壓-時間型”模式，則由配電設備本身進行故障定位、隔離，主站系統(tǒng)進行監(jiān)視，核對操作結果，保存故障信息。

　　2.饋線自動化的建設原則

　　（1）電纜線路及以電纜為主的混合線路，變電站不投入重合閘，采用“集中型”饋線自動化模式。

　　（2）架空線路及以架空為主的混合線路，變電站投入重合閘，采用“電壓-時間型”饋線自動化模式。

　　（3）用戶側饋線自動化采用分界開關，自動隔離用戶故障，避免事故波及主干線路。

　�。�4）對于長架空線路、大的分支線路，不具備改造條件的電纜分支箱等采用帶通信功能的故障指示器終端，實現(xiàn)故障點定位。

　　3.“集中型”饋線自動化

　　3.1基本原理

　　主站系統(tǒng)根據配電終端檢測到的故障告警信息，結合變電站保護動作信號、開關分閘等相關信息進行綜合判斷，啟動故障處理程序，確定故障類型和故障區(qū)段，實現(xiàn)故障區(qū)段隔離和非故障區(qū)段供電恢復。

　　3.2對通信網絡和配電終端要求

　　3.2.1通信網絡要求

　　采用光纖通信，支持無源光網絡等通信方式，支持IEC60870-5-101/104等標準通信規(guī)約。

　　3.2.2配電終端要求

　�。�1）集遙測、遙信、遙控、通信及電源管理于一體，適用于10kV配電室、環(huán)網柜、電纜分支箱等場所。

　�。�2）DTU/FTU軟硬件可組態(tài)，硬件模塊化設計，模塊標準通用，某一模塊的損壞不影響其它模塊及系統(tǒng)運行，可根據實際需求靈活擴展遙信、遙測、遙控點數。

　�。�3）支持接入無源光網絡（PON）、無線等通信設備。

　�。�4）智能化電源管理，支持電源實時監(jiān)視，交流失電及電池欠壓告警、電池在線管理、電池充放電保護。

　�。�5）電流輸入具備防開路自動保護，輸入、輸出回路具有安全防護措施。

　�。�6）具備設備狀態(tài)自診斷，支持遠程參數維護和程序升級。

　　3.3典型案例

　　以中解線為例說明“集中型”饋線自動化的實現(xiàn)原理。如圖3-1所示，中解線與解放線聯(lián)絡，兩條線路全部為電纜線路，不投重合閘，線路無論發(fā)生瞬時性故障還是永久性故障，都作為永久性故障處理。

　　3.3.1在F1點發(fā)生故障

　�。�1）變電站10kV出線斷路器CB1檢測到故障后分閘。

　�。�2）主站收到CB1開關變位及事故信號后，將故障點定位在CB1與HK101-K1間隔之間。

　　（3）主站發(fā)出遙控分閘指令，分開HK101-K1，將故障區(qū)段隔離。

　　（4）隔離成功后，主站發(fā)出遙控合閘指令，合上聯(lián)絡開關LHK-K2，恢復非故障區(qū)段的供電。

　　3.3.2在F3點發(fā)生故障

　�。�1）變電站10kV出線斷路器CB1檢測到故障后分閘。

　　（2）安裝于HK101的配電終端DTU1和安裝于HK102的配電終端DTU2檢測到電流超限及持續(xù)失壓，產生故障遙信并上傳至主站。

　　（3）主站收到CB1開關變位、HK101-K1、HK101-K2及HK102-K1、HK102-K2的故障信號后，將故障點定位在HK102-K2與中解線與解放線聯(lián)絡開關LHK-K1之間。

　�。�4）主站發(fā)出遙控分閘指令，分開HK102-K2和LHK-K1，將故障區(qū)段隔離。

　�。�5）隔離成功后，主站發(fā)出遙控合閘指令，合上出口斷路器CB1及聯(lián)絡開關LHK-K2，恢復非故障區(qū)段的供電。

　　3.3.3在F4點發(fā)生故障

　　當環(huán)網柜母線發(fā)生故障時，主站根據配電終端DTU上送的故障遙信信息定位故障點，控制故障點前后的開關分閘，隔離故障。故障隔離成功后，再由主站遙控恢復非故障區(qū)段的供電。假設F4點發(fā)生故障時：

　�。�1）變電站10kV出線斷路器CB1檢測到故障后分閘。

　�。�2）安裝于HK101的配電終端DTU1和HK102-K1對應的配電終端DTU2的回路檢測到電流超限及持續(xù)失壓，產生故障遙信并上傳至主站。

　�。�3）主站收到CB1開關變位、HK101-K1、HK101-K2及HK102-K1的故障信號后，將故障點定位在HK102-K1與HK102-K2之間（環(huán)網柜HK102母線）。

　�。�4）主站發(fā)出遙控分閘指令，分開HK102-K1與HK102-K2，將故障區(qū)段隔離。

　�。�5）隔離成功后，主站發(fā)出遙控合閘指令，合上出口斷路器CB1及聯(lián)絡開關LHK-K2，恢復非故障區(qū)段的供電。4.“電壓-時間型”（就地重合器方式）饋線自動化

　　4.1基本原理

　　“電壓-時間型”饋線自動化配置電壓型負荷開關及電壓型饋線終端FTU，依據“電壓-時間型”開關來電即合、無壓釋放的工作特性，與變電站現(xiàn)有的一次重合閘配合，通過電壓時序邏輯檢測，確定故障區(qū)段位置，并閉鎖故障點前、后電壓型開關得電合閘的功能，實現(xiàn)故障區(qū)段的“就地隔離”。

　　4.2對通信網絡和配電終端的要求

　　4.2.1通信網絡要求

　　由于可以不依賴通信實現(xiàn)饋線故障的判定和隔離，因此，“電壓-時間型”饋線自動化作采用無線通信方式和IEC60870-5-101標準通信規(guī)約；同時，支持光纖通信方式，支持IEC60870-5-104標準通信規(guī)約。

　　4.2.2配電終端要求

　　配電終端設備除了需具備行業(yè)標準要求的常規(guī)功能（遙測、遙信、遙控、通信、電源管理等）外，還需具備如下功能：

　　（1）具有故障定位、就地隔離和遠方通信功能。

　　（2）具有就地保護功能：時限投入、時限鎖定、瞬時加壓鎖定、兩側電壓鎖定，可以實現(xiàn)就地手動操作和遠方控制操作。

　　（3）具備分段點（S）和環(huán)網點（L）功能可選。

　�。�4）通信端口至少具備1個FE（快速以太網）電口、1個工業(yè)串口；應能支持IEC60870-5-101/104等標準規(guī)約通信。

　�。�5）終端與開關采用航空插頭連接方式，防護等級不低于IP64。

　�。�6）具備設備狀態(tài)自診斷，支持遠程參數維護。

　　4.3典型案例

　　以大學線為例說明“電壓-時間型”饋線自動化的實現(xiàn)原理。如圖4-1所示，大學線與#2紅旗線聯(lián)絡，大學線為架空線路，投入重合閘；#2紅旗線為電纜線路，不投重合閘。

　　4.3.1在F5點發(fā)生故障

　�。�1）CB3檢測到故障電流分閘，大學線全線路失電，饋線終端FTU對應的線路分段01、02開關因線路失壓全部分閘。

　　（2）CB3經過1S延時重合閘，如故障是瞬時性故障，則合閘成功；如故障是永久性故障，則CB3再次檢測到故障電流跳閘，主站根據CB3的分合位變化時間可判定為故障點為近區(qū)，不再控制CB3合閘。

　�。�3）主站遙控令聯(lián)絡開關LK合閘，分段02開關延時合閘，恢復故障后非故障區(qū)段的供電。

　　4.3.2在F6點發(fā)生故障

　　（1）CB3檢測到故障電流分閘，大學線全線路失電，饋線終端FTU對應的線路分段01、02開關因線路失壓全部分閘。

　�。�2）CB3經過1S延時重合閘，分段01開關得電后延時合閘，如故障是瞬時性故障，則合閘成功；如故障是永久性故障，則CB3再次檢測到故障電流跳閘，故障定位于分段01、02開關之間，主站根據事故區(qū)間判定結果控制CB3合閘，恢復故障前非故障區(qū)段的供電。

　�。�3）主站根據事故區(qū)間判定結果遙控LK合閘，恢復非故障區(qū)段供電。

　　4.3.3在F7點發(fā)生故障

　　（1）CB3檢測到故障電流分閘，大學線全線路失電，饋線終端FTU對應的線路分段01、02開關因線路失壓全部分閘。

　�。�2）CB3經過1S延時重合閘，分段01、02開關依次延時合閘，如故障是瞬時性故障，則合閘成功；如故障是永久性故障，則CB3再次檢測到故障電流跳閘，故障定位于分段02開關和聯(lián)絡開關LK之間，主站根據事故區(qū)間判定結果控制CB3合閘，分段01開關延時合閘，恢復故障前非故障區(qū)段的供電。

　�。�3）故障發(fā)生在聯(lián)絡開關LK前，主站根據事故區(qū)間判定結果，不啟動聯(lián)絡開關合閘。

　　5.用戶側饋線自動化

　　5.1基本原理

　　在用戶側加裝分界開關。用戶側發(fā)生短路故障時，分界開關與變電站10kV出線斷路器配合隔離故障。用戶側發(fā)生單相接地故障，分界開關根據零序電流判據自動分閘，直接切除故障。

　　5.2分界開關成套設備要求

　�。�1）用戶分界開關能快速處理相間短路和接地故障。

　�。�2）具備自診斷、動作指示和通信功能。

　�。�3）適應中性點不接地系統(tǒng)、消弧線圈并聯(lián)中電阻選線接地系統(tǒng)、小電阻接地系統(tǒng)。

　　（4）開關內置三相CT和零序CT（保護級）。

　　5.3典型案例

　　以檢察院宿舍（F8點）發(fā)生故障為例，說明用戶側饋線自動化基本原理。如圖5-1所示，大學線為架空線路，F(xiàn)B0003為分界負荷開關。

　　5.3.1在F8點發(fā)生相間短路故障

　　故障發(fā)生后，分界開關FB0003與北郊變電站10kV大學線斷路器CB2配合隔離故障。

　　5.3.2在F8點發(fā)生單相接地故障

　　發(fā)生單相接地故障，分界開關FB0003直接切除故障，不影響主干線及其它用戶。

　　6.饋線自動化實現(xiàn)的功能

　　配電網故障停電時，主站系統(tǒng)通過對配電SCADA采集的信息進行分析，判定出故障區(qū)段，進行故障隔離，根據配電網的運行狀態(tài)和必要的約束判斷條件生成網絡重構方案，調度人員可根據實際條件選擇手動、半自動或自動方式進行故障隔離并恢復供電。

　　6.1故障定位、隔離及非故障區(qū)段的恢復

　　6.1.1故障定位

　　系統(tǒng)根據配電終端傳送的故障信息，快速定位故障區(qū)段，并在配調工作站上自動推圖，以醒目方式顯示故障發(fā)生點及相關信息。

　　6.1.2故障區(qū)段隔離

　　對于瞬時故障，若變電站出線開關重合成功，恢復供電，則不啟動故障處理，只報警和記錄相關事項。對于永久性故障，變電站出線開關重合不成功后，則啟動故障處理。系統(tǒng)根據故障定位結果確定隔離方案，故障隔離方案可以自動或經調度員確認后進行。

　　6.1.3非故障區(qū)段恢復供電

　　非故障區(qū)段恢復供電故障處理過程可選擇自動方式或人機交互方式進行，執(zhí)行過程中允許單步執(zhí)行，也可在連續(xù)執(zhí)行時人工暫停執(zhí)行。在故障處理過程中，完成常規(guī)的遙控執(zhí)行之后應查詢該開關的狀態(tài)，以判斷該開關是否正確執(zhí)行，若該開關未動作則停止自動執(zhí)行，并提示系統(tǒng)運行人員，以示警告。

　　6.2多重事故的處理

　　系統(tǒng)具備多重故障同時處理的功能，且各故障處理相互之間不受影響。系統(tǒng)根據故障優(yōu)先級劃分，可以按優(yōu)先級進行處理。系統(tǒng)對事故的處理支持分項目、分區(qū)間進行管理；針對多重事故，系統(tǒng)從整個供電網絡的預備力、變壓器的預備力、連接點的電壓降、聯(lián)絡點的預備力、線路分段開關的預備力等綜合考慮，做出最優(yōu)的供電恢復方案。

　　6.3故障處理安全約束

　　系統(tǒng)可靈活設置故障處理閉鎖條件，避免保護調試、設備檢修等人為操作的影響。故障處理過程中具備必要的安全閉鎖措施（如通信故障閉鎖、設備狀態(tài)異常閉鎖等），保證故障處理過程不受其它操作干擾。

　　6.4故障處理控制方式

　　對于不具備遙控條件的設備，系統(tǒng)通過分析采集遙測、遙信數據，判定故障區(qū)段，并給出故障隔離和非故障區(qū)段的恢復方案，通過人工介入的方式進行故障處理，達到提高處理故障速度的目的。

　　對于具備遙測、遙信、遙控條件的設備，系統(tǒng)在判定出故障區(qū)段后，調度員可以選擇遠方遙控設備的方式進行故障隔離和非故障區(qū)段的恢復，或采用系統(tǒng)自動閉環(huán)處理的方式進行控制處理。

　　參考文獻

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