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馈线自动化系统

馈线自动化系统

1.概述

配电自动化系统简称配电自动化（DA-Distri-butionAutomation），是对配电网上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统，它是近几年来发展起来的新兴技术领域，是现代计算机及通信技术在配电网监视与控制上的应用。

目前，西方发达工业国家正大力推广该技术，我国有的供电部门也已经采用或正在积极地调研考察，准备采用这项技术。

按照系统的纵向结构，配电自动化可分为配电管理系统（DMS主站）、变电站自动化、馈电线路自动化、用户自动化（需方管理DSM）等四个层次的内容。

其中，馈电线路自动化系统，简称馈线自动化（FA-FeederAutomation），难度大，涉及的新技术比较多，是提供供电可靠性的关键。

本文将介绍馈线自动化的基本概念、系统结构及其各个组成部分的功能、作用及技术要求，供有关工作者参考。

2馈线自动化简介

2.1馈线自动化的定义

在工业发达国家的配电网中，广泛采用安装在户外馈电线路上的柱上开关、分段器、重合器、无功补偿电容器等设备，以减少占地面积与投资，提高供电的质量、可靠性及灵活性。

现在在我国各供电部门占也愈来愈多地采用线路上的设备。

这些线路上的早期设备自动化程度低，一般都是人工操作控制。

随着现代电子技术的进步，人们开始研究如何应用计算机及通信技术对这些线路上的设备实现远方实时监视、协调及控制，这样就产生了馈线自动化技术。

馈线自动化，又称线路自动化或配电网自动化，按照国际电气电子工程师协会（IEEE）对配电自动化的定义，馈线自动化系统（FAS-FeederAutoma-tionSystem）是对配电线路上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统。

2.2馈线自动化的功能

馈线自动化主要有以下几项功能：

（1）数据采集与监控（SCADA）

就是通常所说的远动，即四遥（遥信、遥测、遥控、遥调）功能。

（2）故障定位、隔离及自动恢复供电

指线路故障区段（包括小电流接地故障）的定位与隔离及无故障区段供电的自动恢复。

（3）无功控制

指线路上无功补偿电容器组的自动投切控制。

2.3馈线自动化的作用

馈线自动化在电力系统中起着不可或缺的作用。

（1）减少停电时间，提高供电可靠性

据统计，故障及计划检修是造成用户停电的两个主要原因。

配电网的传统结构一般采用辐射形配电方式，线路中间没有分段开关，当线路上某一处故障或进行线路检修时，会造成全线停电。

现在城市供电网的发展方向是采用环网“手拉手”供电方式，并用负荷开关将线路分段，这样可以做到分段检修，避免因线路检修造成全线停电，而利用馈线自动化系统，实现线路故障区段的自动定位、隔离，及健康线路的自动恢复供电，可缩小故障停电范围，减少对用户的停电时间，提高供电可靠性。

在图1所示的一个典型的两条线路“手拉手”环网中，当线路中的F点发生故障时，在变电站内的源端断路器CB1两次重合检测出永久故障后，馈线自动化系统可以确定故障区段，自动地或由调度人员手动遥控拉开故障点两侧负荷开关S2、S3，接着合上变电站内的源端断路器，再合上环网上的联络开关St，恢复全部健康线路供电。

故障停电时间可压缩到一、二分钟之内。

图1故障定位、隔离及自动恢复供电示意图

针对图1所示系统，实现馈线自动化后，除本线路段故障外，其他线路段的故障不再会造成长时间停电，因此，平均每一段线路的停电时间也就减少到1/4，假定实现馈线自动化前线路平均故障停电时间为1h，实现馈自动化后，平均故障停电时间约为15min，大大地提高了供电可靠性。

（2）提高供电质量

馈线自动化系统可以实时监视线路电压的变化，自动调节变压器输出电压或投切无功补偿电容器组，保证用户电压符合要求。

（3）节省总体投资

馈线自动化的投资是大家比较关心的。

单纯从一条线路的角度看，投资是比较大的，但从总体上来看，可节省投资。

（4）减少电网运行与检修费用

馈线自动化系统对配电线路及设备运行状态进行实时监视，为实现设备的及时检修创造了条件，这样除了可以减少不必要的停电时间外，也减少了检修费用。

利用馈线自动化提供的数据与资料，可以及时确定线路故障点及原因，缩短故障修复时间，节省修复费用。

2.4馈线自动化的发展

配电线路（也称馈电线路、馈线）是配电系统的重要组成部分，智能配电网的研究尚处于摸索阶段，而目前的馈线自动化是智能配电网的关键和核心。

馈线自动化主要指馈线发生故障后，自动地检测并切除故障区段，进而恢复非故障区段正常供电的一种技术。

早期的配电网自动化是人工式的，这里称为模式1。

它由安装在变（配）电站馈线出口处的电流速断保护、出口短路器和安装在其他位置的负荷开关和故障指示器组成。

馈线任意区段故障后，电流速断保护动作，出口断路器的动作跳闸，根据故障指示器所指示的位置人工拉开两端的负荷；隔离故障区段，然后再重新闭合短路器恢复未故障部分的供电。

该系统构简单，但是自动化程度低下，停电时间长。

上世纪80年代，发达国家出现了利用分段器、重合器等智能开关设备为标志的第二种馈线自动化模式。

在该模式下，故障区段的查找、隔离和非故障部分的恢复供电是靠分段器、重合器的反复配合动作来自动实现的，分段器和重合器之间不需要通信，也无需人工干预，是一种比较合理的馈线自动化模式，并已在我国获得应用。

但是，与该模式相对应的最终故障切除时间长、断路器负担重、无故障部分恢复供电慢。

近年来，随着通信技术的快速发展，出现了第三种馈线自动化模式：

基于馈线终端单元FTU（FeederTerminalUnit）和网络通信的馈线自动化。

在该模式下，故障的查出找、隔离以及恢复供电是靠FTU采集故障信息并上传给调度中心，断路器和负荷开关的分合操作是由调度中心控制的。

该模式具有很高的自动化水平，开关只需一次动作，但是它对于通道的依赖性太强。

由于系统决策指令由调度中心发出，加之通信通道的延时，非故障区段的恢复时间也长。

系统可靠性直接取决于通道的可靠性。

3馈线自动化系统的构成

在实施馈线自动化时，应作为一个集成系统技术来考虑，只考虑单一的部件、局部的功能是不行的。

系统的任何一个环节出现问题都会影响整体的功能。

例如，分段器的操动机构不可靠，即便有再好的SCADA监视系统，也达不到可靠控制分段器的目的。

国内外的实践都证明了这一点。

馈线自动化系统可分为一次设备、控制箱、分散多点通信、FA控制主站及SACDA/DMS（配电管理系统）主站等五个层次。

图2给出一个典型的系统的例子，其中FA控制主站可设在变电站内，也可单独设置在主控制室内。

图2馈线自动化系统结构

3.1一次设备

3.1.1开关

实现馈线自动化首先要求配电网采用环网、分段供电结构。

故障区段的隔离及恢复供电按顺序重合及SCADA监视系统配合遥控负荷开关、分段器两种方式。

采用的开关设备有自动重合器、负荷开关及分段器等。

自动重合器是早期使用得比较多的馈线自动化一次设备。

这种开关应用V-T（电压-时间）配合原理，在配电线路故障后逐个自动重合，若再次重合到永久性故障，便自动闭锁，隔离故障点。

自动重合器的优点是无需通信设备，这在早期电子、通信设备相对较贵的情况下有利于减少投资，但用它恢复供电需要较长的时间，对开关开断能力要求高，有可能多次重合到永久故障点，短路电流对系统冲击较大。

众多开关反复动作及负荷冷起动要从配网上摄取大量功率，给配电网带来了不利影响。

随着电子技术的发展，电子、通信设备的造价愈来愈低，将会广泛的采用SCADA监视系统配合遥控负荷开关、分段器来实现故障区段的定位、隔离及恢复供电，这样就克服了上述使用重合器方式所带来的缺点，同时也为实现馈线自动化的其他功能奠定了基础。

馈线自动化所选用的负荷开关、分段器要具备电动操作功能。

在电缆线路中采用台式安装方式，而在架空线路上采用柱上安装方式。

从实现故障区段的隔离及恢复供电的功能角度来说，线路开关是在变电站内断路器切除故障后，线路处于停电状态下操作的，可选用无电流开断能力的“死”线（deadline）分段开关，以减少开关的投资。

3.1.2电压、电流互感（传感）器

传统的电压、电流互感器体积大、成本高，不适于在变电站外的线路上使用。

馈电线路监控系统对电压、电流变换器的负载能力及精度要求相对较低，一般使用电压、电流传感器装置。

这些传感器体积小、造价低，它们内嵌在绝缘子内，配套安装在柱上开关上或线路开关柜内。

3.2控制箱

控制箱起到联结开关与SCADA监视系统的桥梁作用。

它主要包括的部件有：

（1）开关操动控制电路

该电路应具有防止误操作安全闭锁的功能，能够选择遥控或当地手动操作，并有手动开、合开关按钮，还应AC电源或DC蓄电池电压指示。

（2）不间断供电电源

不间断供电电源为开关操动机构及二次电子设备提供电源，一般是采用两组12V直流可充电蓄电池串联供电。

它可由电压传感器（互感器）的二次侧100V交流电充电，也可由220V低压电网充电。

在交流电源停电时蓄电池应能维持一段时间的工作。

（3）控制箱体

在使用台式配电开关柜时，控制箱一般配套安装在柜内或柜体的一边；在使用柱上开关时，它安装在电力线柱上。

控制箱体一般是户外安装，需要有较强的防腐蚀能力，由自然通风保持内部器件干燥，在气候特别潮湿的地区，可在箱内装一小功率电加热器，以防止内部器件上凝露。

（4）远方终端（FA-RTU）

又称馈线自动化监控器，是馈线自动化系统的一个关键单元。

（5）通信终端

4几种馈线自动化方式

4.1就地式馈线自动化

4.1.1重合器方式

主要依靠自具一定功能的开关本身来完成简单的自动化，它与电源侧前级开关配合，在线路具备其本身特有的功能特性时，在失压或无流的情况下自动分闸，达到隔离故障恢复部分供电的目的。

这种开关一般或者有“电压-时间”特性，或者有“过流脉冲计数”特性。

（1）基于重合器与“电压-时间”分段器方式的馈线自动化

基于电压延时方式，对于分段点位置的开关，在正常运行时开关为合闸状态，当线路因停电或故障失压时，所有的开关失压分闸。

在第一次重合后，线路分段一级一级地投入，投到故障段后线路再次跳闸，故障区段两侧的开关因感受到故障电压而闭锁，当站内断路器再次合闸后，正常区间恢复供电，故障区间通过闭锁而隔离。

而对于联络点位置的开关，在正常时感受到两侧有电压时为常开状态，当一侧电源失压时，该联络开关开始延时进行故障确认，在延时时间完成后，联络开关投入，后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电。

两侧同时失压时，开关为闭锁状态。

（2）基于重合器与“过流脉冲计数”分段器方式的馈线自动化

当发生故障时重合器跳闸，分段器维持在合闸位置，但是经历了故障电流的分段器的过流脉冲计数器加一，若计数值达到规定值，则该分段器在无电流间隙分断，当重合器再次重合时，即达到隔离故障区段和恢复健全区段供电的目的。

案例：

在处理如图2所示配电网结构，A为重合器，B、C、D为过电流脉冲计数分段器，其计数次数均整定为2次。

正常运行时，重合器A，分段器B、C、D均为合，当C之后的区段发生故障时，重合器A跳闸，分段器C计过电流一次，由于没有达到事先整定的2次，因此分段器保持合闸，经过一段时间后，重合器进行第一次重合。

若为瞬时性故障，重合成功，恢复系统正常供电，再经过一段确定的时间（与整定有关）后，分段器C的过电流计数值清零，又恢复至其初始状态，为下一次做好准备；若为永久性故障，再次重合到故障点，重合器A再次跳闸，分段器第二次过电流而达到整定值，于是，分段器在重合器跳闸后无电流时期分闸；再经过一段时间，重合器A进行第二次重合，由于此时分段器C处于分闸状态，从而将故障区段隔离开，恢复对健全区段的供电。

4.1.2智能分布式

智能分布式的就地式馈线自动化是在重合器方式的就地式馈线自动化的基础上，增加局部光纤通信，使得环网内的各FTU互相交互信息，在故障后ms级的时间内直接跳开离故障点最近的两侧开关，变电站出线开关不需要跳闸，使得停电区域最小，同时联络开关自动合闸转供。

可实现多开关串联无级差保护配合，快速准确地实现故障隔离和转移供电，达到停电范围最小、停电时间最短的目的。

在保护通道故障时，可自动转为重合器方式的就地式馈线自动化工作模式，可靠性高，可应用于供电可靠性要求高的骨干网络。

配电主站和子站可不参与处理过程。

4.2集中式馈线自动化

集中式馈线自动化的故障处理方案是基于主站、通信系统、终端设备均已建成并运行完好的情况下的一种方案，它是由主站通过通信系统来收集所有终端设备的信息，并通过网络拓扑分析，确定故障位置，最后下发命令遥控各开关，实现故障区域的隔离和恢复非故障区域的供电。

案例：

假设F2处发生永久性故障，则变电站1处断路器CB1因检测到故障电流而分闸，重合不成功然后分闸闭锁。

定位：

位于变电站内的子站或配电监控中间单元因检测到线路上各个FTU的状态及信息，发现只有FTU1流过故障电流而FTU2～FTU5没有。

子站或配电监控中间单元判断出故障发生在FTU1～FTU2之间。

隔离：

子站或配电监控中间单元发出命令让FTU1与FTU2跳闸，实现故障隔离。

恢复：

子站或配电监控中间单元发出命令让FTU3合闸，实现部分被甩掉的负荷的供电。

子站或配电监控中间单元将故障信息上传配调中心，请求合变电站1处断路器CB1，实现部分被甩掉的负荷的供电。

配调中心启动故障处理软件，产生恢复供电方案，自动或由调度员确认。

配调中心下发遥控命令，合变电站1处断路器CB1，实现部分被甩掉的负荷的供电。

等故障线路修复后，由人工操作，遥控恢复原来的供电方式。

4.3各馈线方式比较

比较项目

模式类型

就地式馈线自动化

集中式馈线自动化

重合器方式

智能分布式

通讯通道

无

必须

必须

故障处理恢复时间

1~数min

数s

数s~数十s

控制技术方式

就地控制，不依赖通信，通过重合闸、分段器顺序重合隔离故障和非故障段恢复供电

就地控制，子站与终端之间、终端与终端之间通过对等通信交换数据，由子站遥控实现快速故障隔离和恢复供电；通信故障时自动转为重合器方式

主站集中控制，实现配电网全局性数据采集与控制，通过区域内终端信息集中故障识别、定位、隔离和非故障区恢复供电

适合供电区域

农村、城郊架空线路

城市接有重要敏感负荷的电缆线路，供电可靠性要求高的骨干网络

城市中心区，架空电缆线路

5工程实例

下面介绍美国纽约长岛电力公司（LILCO）的一个馈线自动化工程的实施情况，供参考。

5.1工程背景

LILCO负责纽约长岛地区250万人口的电力供应工作。

由于长岛地区位于沿海，易遭受强风暴的袭击。

每一次线路故障，都会造成30～60min时间的用户停电。

LILCO自1994年起，对120条故障易发配电线路进行馈线自动化改造，以提高供电可靠性。

5.2工程实施情况

LILCO购买了350台柱上负荷开关，并配置了能够检测故障电流的智能RTU，采用的环网结构、线路分段分联络开关的布置如下图所示。

工程实施的第一步是不用通信手段实现故障分段隔离。

正常情况下，环网联络开关是断开的。

如在分段开关和联络开关之间的F2点发生永久性故障，开关S1处的RTU检测出故障电流并打开开关S1，电源端断路器GB1合闸，恢复断路器与分段开关S1之间健康线路的供电。

由于这一方式只是解决了分段开关和联络开关之间故障的隔离，故停电次数减少25%。

工程的第二阶段是应用无线扩频通信及基于PC机的SCADA主站，实现馈线自动化功能。

这样，如在源端断路器与分段开关之间的F1点发生永久性故障，主站接受线路RTU送上来的信息，确定故障点位置，并将信息下传至分段开关S1的RTU，打开开关S1，合上联络开关，恢复分段开关S1与联络开关之间的健康线路的供电。

这样就实现了整个线路故障的隔离与自动恢复供电，停电次数减少50%。

5.3实际效果

实施了馈线自动化工程后，故障造成的用户停电时间压缩到两分钟内，在1995年避免了129021次用户长时间停电。

在1996年使用户长时间停电次减少了近一半。

6总结

本文从馈线自动化的简介、构成及馈线自动化方式等方面介绍了馈线自动化，并介绍了一个工程实例。

馈线自动化是发展方向已成为大家的共识,国内许多单位已做了大量的工作,积累了不少经验。

但总起来说,这项工作刚刚起步,国内还缺少成熟的馈线自动化设备的供货商,没有一个比较成功、得到大家认可的系统模式,因此大面积地推广馈线自动化技术还要有一个过程。

我们应本着积极且慎重的态度,开展馈线自动化的科研与工程实施工作。

参考文献

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