10kV配电网馈线自动化系统控制技术分析实践

10kV配电网馈线自动化系统控制技术分析实践
目前基于配电自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统和基于馈线终端设备（FTU）和通讯网络的馈线自动化系统在部分地区采用，而基于配电自动化开关设备相互配合得馈线自动化系统因其结构简单、不需要建设通信网络、建设费用低等特点，故应用较多，馈线自动化目前在国内的技术发展，主站系统、智能配电终端已比较成熟，但自动故障识别、自动故障定位、自动故障隔离、快速复电技术尚不成熟。

标签：10 kV配电网；馈线自动化；控制方式；控制技术
1 馈线自动化的控制方式和功能
馈线自动化控制是指在正常情况下，远方实时监控馈线分段开关与联络开关，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作，在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。

1.1 控制方式
馈线自动化[1]的控制方式分为远方控制和就地控制，这与配电网中可控设备（主要是开关设备）的功能有关。

如果开关设备是电动负荷开关，并有通信设备，那就可以实现远方控制分闸或合闸；如果开关设备是重合器、分段器、重合分段器，它们的分闸或合闸是由这些设备被设定的自身功能所控制，这称为就地控制。

远方控制又可分为集中式和分散式两类。

所谓集中式，是指由SCADA系统根据从FTU获得的信息，经过判断作出控制，亦称为主从式；分散式是指FTU 向馈线中相关的开关控制设备发出信息，各控制器根据收到的信息综合判断后实施对所控开关设备的控制。

1.2 控制功能
运行状态监控[2]：监控内容主要包括所有被监控的线路（包括主干线和各支路）的电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量等电气参数。

能够实时显示配电网络的运行工况：实时监视10kV线路分段开关、联络开关等设备运行状态；线路分段开关和联络开关的遥控；通过运行状态的监测，可以实现远动或者三遥（遥信、遥测、遥控）的功能。

故障定位、故障区隔离，负荷转供及恢复供电或者进行网络重构[3]。

在配电网中，若发生永久性故障，通过开关设备的顺序动作实现故障区隔离[4]；在环网运行或环网结构、开环运行的配电网中实现负荷转供，恢复供电。

当切除了配电网中的故障设备后，在满足一定约束的条件下，为了减少停电面积从而尽可能地保证用户供电而进行的网络结构调整，即配电网故障后重构。

这一过程是自
动进行的。

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，可以由开关自动重合而恢复对负荷的供电。

2 10 kV配电网馈线自动化系统的控制技术
2.1 就地智能分布式馈线自动化控制技术
就地智能分布式馈线自动化控制技术以线路中的电流和电压为故障段的判断依据，根据故障线路的过流规律和失压情况对网络方案进行重新构设。

由于联络开关在线路中的具体位置和线路分段的数目对此没有影响，所以在选择参数配置时，无需考虑这两点。

当选择智能负荷开关进行网络的组建时，线路各段的开关会在预定功能的指导下协调合作，自发地对故障进行有效地隔离，并能在故障发生后重构网络；当选择的是短路器时，断路器的开断、重合功能可以得到充分的发挥，对故障进行快捷、高效的切断和隔离，并使正常线路段及时恢复供电。

“残压检测”有一项重要的功能，就是可以使开关在附近发生故障的时候提前进入分闸闭锁状态，从而避免非负荷侧的电源发生不必要的停电。

2.2 重合器方式的就地式馈线自动化控制技术
重合器的馈线自动化主要有这两种实现途径：重合器与电压―时间型和重合器与过流脉冲计数型，通过与分段器的配合实现对线路故障位置的确定和隔离。

重合器与电压―时间型配合分段器方式的馈线自动化一般采用的方式为电压―延时，在没有故障的情况下，分段点的开关应该是合闸的。

当线路中有故障发生或是因为停电而造成线路出现失压现象时，开关就会变为分闸状态，当首次重合后，线路将分段投入，等到达发生故障的线路段后会再次发生跳闸，从而将故障电压传递给故障线路段周围的开关，使其在受到感应后及时进行闭锁。

站内断电器第二次合闸后，故障段将通过闭锁被隔离，线路的非故障段恢复正常供电。

位于联络点位置的开关在其两端的电压均为正常状态时始终处于开闸状态，但若有一侧的电源出于某种原因表现出失压现象，开关就会做出相应的反应，随即延时并开始进入对故障的辨识状态。

延时时间到后，开关会重新投入运行，并启动备用电源，使并未发生故障的正常线路段恢复正常供电状态；而如果联络开关两端的电源在同一时间内发生失压，该开关就会闭锁。

2.3 主站集中式馈线自动化控制技术
配电自动化一般由馈线配电终端、配电主站和配电子站三个主要组成部分。

主站监控下的集中式馈线自动化是指仅靠主站对馈线故障实行的紧急控制。

作为10 kV配電网的控制中心，配电主站通过现代通信技术对配电网的数据进行采集、整理、分析、检测与控制，实现配电高级应用。

地理信息系统为配电网设备、图资管理的实现提供了平台，而配电、配电高级应用和地理信息系统的一体化很大程度的强化了配电主站的功能，从而使集中式馈线自动化控制实现配电网保护、监控、管理与维护工作的全方位、自动化运行。

主站集中式馈线自动化控制技术以通信为基础，以集中控制为核心，集电流保护、重合闸功能于一体，可以对故障做到迅速切断，及时隔离，在几分钟内恢复供电。

但是由于该技术过于依赖配电网通信和主站，一旦通信系统或是控制中心发生故障，就会波及整个控制系统，使其不能正常发挥功效。

所以主站集中式馈线自动化控制技术的可靠性相对较差，在采用这种模式时，要注意考虑紧急控制功能的分步实现和下放。

2.4 子站监控式馈线自动化控制技术
配电子站一般位于配网或变电站的分控制中心，主要负责就地监控和通信处理，在子站层能独立对馈线信息进行采集和控制，在馈线故障的处理工作中，起到故障识别和故障隔离的作用。

子站监控式馈线自动化控制技术使主站中紧急控制功能的下放成为现实，还增强了子站的监控能力，分担了一部分配电主站在馈线故障处理中的工作，减轻了主站的压力，被广泛应用于10 kV配电网中。

这种控制模式要负责协调故障负荷转移和故障隔离之间的关系。

通常情况下，主站能够在发生故障时通过配电网的信息调度出最优的负荷转移方案，只有在特别复杂的大型配电网中出现严重故障时才会需要转移较大的负荷，这时就需要自动化系统进行拓扑分析做出严谨有序的负荷转移方案。

而对于常见、简单的馈线故障，可以交给配电子站去完成。

最理想的模式是在配电网正常运行时，由主站根据故障预测做出相应的控制策略，并将配电子站可以胜任的故障处理下载到子站中。

3 结语
近年来，随着人们生活水平的提高，对配电网供电的质量提出了更高的要求。

配电网在电力系统中占据重要地位，是连接输电和用电的枢纽，其技术直接影响着电网运行的稳定性。

馈线自动化技术是配电网运行的基础，其应用目的是当馈线中发生故障时及时对故障段的位置进行确定并实行有效隔离，使非故障线路段恢复供电，尽可能地减小故障所造成的影响。

相关工作部门要加强对10 kV配电网馈线自动化系统控制技术的重视与应用，促进电网的正常运行与供电质量的不断提高。

参考文献
[1]徐丙垠、李天友智能配电网与配电自动化电力系统自动化2009，33（17）
[2]王培钰智能电力配电网自动化系统变频技术应用2007.282-285。