浅析重合器式馈线自动化在配电网的应用

浅析重合器式馈线自动化在配电网的应用
摘要：配电网自动化是整个智能电网的一个重要组成部分，合理选择和使用重
合器是配电网的一个重要内容之一，本文主要研究重合器式馈线自动化在配电网
中的应用，其可分为电压—时间型、电压—电流—时间型、自适应综合性三种类型。

关键词重合器；馈线自动化；配电网；
1、电压—时间型
原理模式：电压—时间型馈线自动化是通过开关无压分闸、来电延时合闸的
工作特性配合变电站出线开关二次合闸来实现，一次合闸隔离故障区间，二次合
闸恢复非故障段供电。

电压—时间型工作示意图如图1-1所示。

图1-1：电压—时间型线路故障
电压—时间型技术特点：不依赖于通信与主站，实现故障就地定位和就地隔离。

其局限性为：传统的电压时间型不具备接地故障处理能力；因不具备过流监
测模块，无法提供用于瞬时故障区间判断的故障信息；多联络线路运行方式改变后，为了确保馈线自动化正确动作，需对终端定值进行调整。

建设方式：其选用原则：1）适用于B类、C类区域以及D类具备网架条件的
架空、架混或电缆线路。

2）适用于变电站内装有小电流接地故障选线装置并且
具备选线动作的线路。

布点原则：1）变电站出线到联络点的干线分段及联络开关采用分段器，分段开关宜不超过3个。

2）对于线路大分支原则上仅安装一级开关，与主干线开关
相同配置，如变电站出线开关有级差裕度，可选用断路器开关，配置一次重合闸。

2、电压—电流—时间型
原理模式：电压—电流—时间型馈线自动化通过在故障处理过程中记忆失压
次数和过留次数，配合变电站出现开关多次重合闸实现故障区间隔离和非故障区
段恢复供电。

可快速判断瞬时故障、永久故障、分支故障、接地故障四种类型的
故障点，实现故障区间隔离和非故障区段恢复供电。

当发生瞬时故障时，线路正常供电情况下，FS12与FS13之间发生瞬时故障，CB1跳闸，FS11、FS12、FS13失压计数1次，FS11、FS12过流计数1次，CB1一
次重合成功。

分支发生瞬时故障时处理过程类似干线瞬时故障，由变电站出线断路器一次
重合闸，分支断路器重合恢复送电；分支发生永久故障时，变电站出线断路器一
次重合闸，分支断路器重合速断跳闸隔离故障。

当发生接地故障时，按照功率方向整定各分段的定值。

FS12与FS13之间发
生单相接地故障，FS12、FS11、CB1检测到负荷侧发生了单相接地故障，分别启
动单相接地故障计时。

14s后，FS12分闸并闭锁，完成故障定位和隔离。

通过遥
控或现场操作联络开关LS合闸，恢复LS至FS13区段供电。

FS13、LS、FS23、
FS22、FS21、CB2检测到负荷侧发生了单相接地故障，分别启动单相接地故障计时。

8s后，FS13分闸闭锁，完成故障定位和隔离，如图2-1所示。

图2-1：电压—电流—时间型分支故障
电压—电流—时间型技术特点：其不依赖于通信和主站，实现故障就地定位
和就地隔离；瞬时故障和永久故障恢复均较快，且能提供用于瞬时故障区间判断
的故障信息。

其局限性：1）需要变电站出线断路器配置3次重合闸；如果只能配置2次，那么瞬时故障按照永久故障处理；如果只能配置1次，需要站外首级开关采用重
合器，并配置3次重合闸。

2）非故障路径的用户也会感受多次停复电。

3）多分
支且分支上还有分段器的线路终端定值调整较为复杂。

4）多联络线路运行方式
改变时，终端需调整定值。

建设方式：适用于B类、C类区域以及D类具备网架条件的架空、架混或电
缆线路；采用小电流接地方式的系统如站内已配置接地选线装置也可选用。

布点原则：变电站出线到联络点的干线分段及联络开关采用分段器，分段开
关宜不超过3个；对于线路大分支原则上仅安装一级开关，与主干线开关相同配置，如变电站出现开关有级差裕度，可选用断路器开关，配置一次重合闸；对于
用户分支开关可配置用户分界开关，实现用户分支故障的自动隔离。

变电站出现开关保护配置：变电站出线断路器设速断保护、限时过流保护，
配接地故障告警装置，配置3次重合闸；如果变电站仅配置1次或2次重合闸，
需要站外首级开关采用重合器。

3、自适应综合型
自适应综合型原理模式：自适应综合型馈线自动化是通过无压分闸、来电延
时分闸方式、结合短路/接地故障检测技术与故障路径优先处理控制策略，配合变电站出线开关二次合闸，实现多分支多联络配电网架的故障定位与隔离自适应，
一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。

自适应综合型技术特点：1）不依赖通信方式即可完成故障隔离，可靠性更高；2）具备处理短路故障和不同接地系统接地故障的能力；3）线路所有分段开关采
用相同设备，具有选线、选段、联络点功能；4）线路上所有分段开关设备均无
需现场设置短路、接地保护定值；5）相比传统电压—时间型，更快找出分支线故障。

局限性：1）相比传统电压—时间型和主站集中型非故障区域的恢复供电速度
稍慢；2）停电检修后送电时间稍长，接近4分钟。

建设方式：用于B类、C类区域以及D类具备网架条件的架空、架混或电缆
线路；用于A类区域具备网架条件的，但暂不具备光纤通信条件的架空线路。

后
期具备光纤后，通过切换终端模式，实现集中型馈线自动化应用。

布点原则：变电站出线到联络点的干线分段及联络开关采用分段器，分段开
关不宜超过3个。

对于线路大分支原则上仅安装一级开关，与主干线开关相同配置，如变电站出现开关有级差裕度，可选用断路器开关，配置一次重合闸。

对于
用户分支开关可配置用户分界开关，实现用户分支故障的自动隔离。

4 结论
本文通过本文通过分析这是三种类型在配电网工作中的原理模式、技术特点、局限性、布点原则、建设方式、变电站出线开关保护配合六个特点，得到结论如下：
1.电压—时间型不依赖于通信与主站，实现故障就地定位和就地隔离，但不
具备接地故障处理能力；无法提供用于瞬时故障区间判断的故障信息；多联络线
路运行方式改变后，需对终端定值进行调整。

2.电压—电流—时间型不依赖于通信和主站，实现故障就地定位和就地隔离；瞬时故障和永久故障恢复均较快，且能提供用于瞬时故障区间判断的故障信息。

需要变电站出线断路器配置3次重合闸，如果只能配置1次，需要站外首级开关
采用重合器，并配置3次重合闸；非故障路径的用户也会感受多次停复电；多分
支且分支上还有分段器的线路终端定值调整较为复杂；多联络线路运行方式改变时，终端需调整定值。

3.自适应综合型不依赖通信方式即可完成故障隔离，可靠性更高；具备处理
短路故障和不同接地系统接地故障的能力；线路所有分段开关采用相同设备，具
有选线、选段、联络点功能；线路上所有分段开关设备均无需现场设置短路、接
地保护定值；可更快找出分支线故障。

但非故障区域的恢复供电速度稍慢，停电
检修后送电时间稍长。

参考文献：
[1] 陈勇，海涛.电压型馈线自动化系统[J].电网技术，1999，23（7）：31-33.
[2]韩吉昌.10kV电缆线路采用故障重合闸的可行性[J].供用电，2000，17（4）：24 - 261。