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  【摘要】本文通过一系列分析比较电压时间型和电压电流型馈线自动化方式，确定馈线自动化实施方案制定原则，结合开平供电局真实的情况，制定了架空线路馈线自动化技术方案并分析实施前后效果。

  配网自动化是提高配电网运行管理上的水准，实现配电网故障快速复电的重要技术方法。随着提高供电可靠性的要求慢慢的升高，配网自动化建设开始列入配网规划在各供电企业推广实施，目前主要以10kV架空线路馈线自动化为主。为此，本文通过研究比较电压时间型和电压电流型馈线自动化方式，确定馈线自动化实施方案制定原则，结合开平供电局真实的情况，制定了架空线路馈线自动化技术方案并分析实施前后效果。

  主站集中型是指主站与配电自动化终端相互通信，通过配电终端采集故障信息，由主站判断确定故障区段，并进行故障故障隔离和恢复非故障区域供电。适用于纯电缆、纯架空和架空电缆混合线路的任一种网架。

  开平供电局2008年完成的8回10kV线个开关柜配网自动化“三遥”——遥测、遥信、遥控，就是按照主站集中型馈线自动化方式实施的。按照目前配网设备真实的情况以及基层运行单位人员的自动化基础知识水平，主站集中型还不适合在开平推广。

  就地型馈线自动化是指不依赖与主站通信，由现场自动化开关与终端协同实现配电线路故障的实时检测，准确定位故障点，迅速隔离故障区段，并快速恢复非故障区域供电。根据开关选型、判据方式不同，又分为电压时间型和电压电流型两种。

  电压时间型馈线自动化模式以电压、时间为判据。当线路发生短路故障时，变电站出线开关保护跳闸，线路分段开关失电后分闸。变电站出线开关第一次重合闸后，线路分段开关得电后逐级延时合闸，当合闸到故障点后，变电站出线开关再次跳闸，所有线路分段开关失电分闸，同时闭锁故障区间线路分段开关合闸；故障隔离后，变电站出线开关再次重合，非故障区段的线路分段开关再次延时合闸，恢复故障点前段线路供电，联络开关延时合闸，自动恢复故障点后段线所示。

  故障发生在C区域时，开关1过流保护动作跳闸，分段开关1和分段开关2失电后跳闸。开关1在5s后重合闸，分段开关1单侧得电，延时7s后合闸，合闸后3s没有检测到失压，认为故障不在本区域内。分段开关2在分段开关1合闸后7s合闸且合到故障点，开关1保护再次动作，切除故障。分段开关1和分段开关2失电再次分闸，其中分段开关2合闸后立即失压判断故障在下一区域（C区域），分闸后闭锁分段开关2合闸，开关1再次重合、分段开关1延时合上，供电到分段开关2电源侧。联络开关正常时两侧有压，当变电站1出现C区域发生故障时，开关1跳开故障后单侧失压，开始计时延时合闸，在延时合闸时间内，分段开关2临时合上又断开，使得联络开关检测到单侧残压，闭锁合闸，实现故障隔离。

  通过上述一系列开关逻辑操作后，电压时间型馈线自动化将故障进行自动隔离，隔离成功后，将开关信息发送给主站，并告知主站故障隔离区间，让主站通知运行维护人员到C区域排除故障。

  电压电流型馈线自动化在电压时间型馈线自动化基础上，增加了故障电流辅助判据。主干线分段负荷开关在单侧来电时延时合闸，在两侧失压状态下分闸。当分段负荷开关合闸后在设定时间内检测到线路失压以及故障电流，则自动分闸并闭锁合闸，完成故障隔离；当分段负荷开关合闸后在设定时间内未检测到线路失压，或虽检测到线路失压但未检测到故障电流，则闭锁分闸，变电站出线开关重合后完成非故障区域快速复电。工作原理如图2所示。

  开关和分段开关3为带时限保护（限时速断，过流，零序）和二次重合闸功能的断路器，一次重合闸时间5s，二次重合时间为60s。分段开关1、分段开关2和分段开关4为电压电流型分段负荷开关，其具有单侧得电延时7s合闸，合闸3s内未检测到故障电流闭锁分闸，否则分闸后闭锁合闸。

  当F1发生故障时，由于分段开关3为断路器，可以跳开故障电流，因此分段开关3动作，将故障电流切断。分段开关4失电后分闸，经过5s延时后，分段开关3一次重合，重合成功后分段开关4单侧得电，延时7s合闸。由于F1为永久故障，分段开关4合闸到故障点，分段开关3保护再次动作合闸。分段开关4合闸后检测到故障电流，分闸后闭锁合闸，因此将故障进行隔离。60s后分段开关3二次重合，恢复分段开关3区段用户供电。整个故障隔离中，分段开关3前端的用户未受到故障来带的影响。故障隔离后，由配电终端通过通信告知主站处理结果。

  （1）两种方式都适用于纯架空、架空电缆混合线路的单辐射、单联络等网架。均要求在自动化开关之间不能有普通分段断路器或负荷开关，或者需要将自动化开关之间的普通断路器和负荷开关短接，只能当做停电操作的分段开关使用。

  （2）电压时间型全部采用自动化负荷开关，依靠变电站出线断路器切除故障电流之后按照逻辑顺序逐级配合动作，从而实现故障区隔离和非故障区快速复电；线路上的自动化开关定值不需要与变电站出线断路器保护定值配合，但是变电站出线断路器需要两次重合闸，经受故障电流冲击，对站内设备影响较大。

  （3）电压电流型可在主干线上设置一个分段断路器，将主干线其分成两段，第二分段发生故障时，由主干线分段断路器自动切除，相当于减少了变电站出线断路器的跳闸，减少对站内设备影响，同时缩小了故障引起的停电范围，保证了上一级线）在故障逻辑判断中，电压电流型加入了电流判据，提高了故障定位与隔离的准确性。同时，对于未发生故障的线路分段负荷开关，采用闭锁分闸形式，在二次重合时，快速的给非故障区域供电，减少了逐级恢复供电带来的非必要停电时间。因为采用断路器将线路分成两段，变电站出线断路器与主干线分段断路器就需要一个时间的极差，选取电压电流型方式时，需要变电站出线断路器保护定值配合，调整变电站出线s，否则线路主干线分段开关只能全部配置为电压电流型负荷开关。

  （1）合理规划，科学布局：馈线自动化建设应按照配网自动化规划实施，以提高供电可靠性、提升配电网运行管理水平为主要目标，综合考虑配电网网架、通信通道、供电可靠性等情况，因地制宜、注重实效地推进馈线）控制投资，注重效益：采用自动化开关数量越多，受故障影响的用户数和时间就越小，但工程造价越高，而且两者并不是线性关系，因此要综合考虑应控制自动化开关数量，达到投资省，效益大的目标。

  （3）分期实施，分区建设：应充分考虑馈线自动化全面推广建设的长期性，成效的取得并非是一蹴而就的事情，往往需要坚持5年，甚至10年才能产生较大的效益；在实施馈线自动化项目建设，应注意不同区域的网架现状不同，在安排建设项目时按不同的供电可靠性重要程度进行。

  （4）提升水平，规范管理：应积极提高配网自动化管理队伍的技术水平，建立健全的运维体系，明确岗位职责，完善管理制度，保证了配网自动化系统运行的规范化管理。

  主站由地市供电局统一建设，采用“集中采集、分区应用”模式，县区局设置远程工作站。2012年地市局配网自动化建设是以就地型馈线自动化为主，主站建设硬件方面，长远考虑按照建设集成型主站的最终标准考虑一次建成，软件按简易型配置，先实现自动化开关及故障定位装置采集的故障信息通过无线通道快速远传，实现故障的快速定位，今后根据每年配网自动化建设规模逐步配套升级。

  目前由于上级对供电可靠性指标以及变电站出线开关跳闸次数的考核，以及完善配电网网架结构的要求，10kV架空线路上均安装有不少普通分段断路器或负荷开关。因为馈线自动化的实施均需要将自动化开关之间的普通断路器和负荷开关短接，加大了线路故障变电站出线开关跳闸次数的几率。基于上述对就地型馈线自动化两种方式的研究比较，开平局根据10kV配电线路实际情况及基层运行单位的考核需求，选用电压电流型馈线自动化开关选型

  开平局选用了电压电流型馈线自动化方式，这种方式多一台断路器，就要多一级与变电站出线开关的时间配合，因此只考虑主干线电源侧约三分之一处设置一台电压电流型断路器，其余自动化开关均选用电压电流型负荷开关。自动化开关均成套采购，包含自动化柱上开关、智能终端及PT电源，智能终端采用无线自动化改造线kV公用配电线年内实现城区线路全覆盖。开平局主要从以下几点优先考虑选线）选取故障率高的线年第一年实施馈线自动化，便于实施后发生故障可以统计分析安装自动化开关后的效果，为今后推广实施积累经验。

  （2）选取给重要用户供电的公用线路，尤其是未满足备用电源的重要用户供电线”线”联络线路配合实施馈线自动化，在电源侧发生永久故障时，可以由联络线路转供，更能体现自动化实施效果。

  （4）选取未分段的线路。部分线路还缺少分段开关，线路故障或施工停电会造成整条线路全停，影响范围较大。这种情况也可考虑优先实施自动化分段。

  开平局按照配网线路主干线三分段的原则，在线路主干线电源侧约三分之一处设置一台自动化分段断路器，约三分之二处设置一台电压电流型负荷开关。当主干线台自动化分段开关，即主干线分段开关和联络开关合计不超过4台。

  对于长度较长且故障率较高的分支线，为缩小故障停电影响范围，减少主干线开关跳闸次数，可在该分支线台自动化负荷开关。一条10kV架空线路的分支线自动化负荷开关数量最多不超过2台。

  开平局2012年馈线kV线路，基本上是近几年每年故障超过3次的线”线条单辐射线路，安装或更换自动化开关共35台（其中电压电流型断路器13台，电压电流型负荷开关22台），总投资约285万，平均每回线实施前后效果分析

  在线路未实现配网自动化覆盖的情况下，当10kV线路发生相问短路或单相接地（小电阻接地系统）故障时，变电站出线开关保护启动，出线开关跳闸故障电流的切除。如是瞬时故障，变电站出线开关重合后，线路恢复供电；如是永久性故障，变电站出线开关重合后再次保护启动开关跳闸，线路全线停电。故障查找则需要配网抢修人员沿线巡查，查找到故障后，手动分开故障段前后的分段开关进行故障隔离，再通知调度将变电站开关全合上，恢复故障段前的用户供电；如果有联络线路，后段非故障区域也需要抢修人员手动合上联络开关，恢复后段非故障区域供电。因此在线路未实现馈线自动化的情况下，由于故障定位缺乏手段，故障查找、隔离和恢复非故障段时间长，经常需要几小时，且故障停电影响用户多。

  实施馈线自动化后，将通过自动化开关自动隔离故障区段，只需要几分钟的时间甚至更快，迅速恢复了非故障区域的供电，并实现故障定位，抢修人员可以直接到故障区段，实施抢修。这样不仅可以缩小故障停电的范围，而且大大加快了故障抢修速度，减少停电时间，提高供电可靠性。而且在线路检修或方式调整时，调度人员通过自动化终端实时采集的配电网运行信息，能够迅速、准确制定负荷调整方案和停送电方案。

  本文对电压时间型和电压电流型馈线自动化方式来进行了分析和比较，确定了馈线自动化实施方案制定原则。制定了开平供电局2012年馈线自动化实施方案，并分析实施前后效果。