自动化例文之农村地区10kV馈线自动化

　　自动化例文之农村地区10kV馈线自动化 推荐本站优秀期刊：《自动化与仪器仪表》，《自动化与仪器仪表》杂志是由重庆市自动化与仪器仪表学会和重庆工业自动化仪表研究所主办,其特点是学术水平高、实用性强、覆盖面宽、发行量大、广告效果好。据中国科技信息研究所馆藏期刊借阅统计表明,她是最受读者喜爱的刊物之一。

　　摘要：馈线自动化(Feeder Automation，FA)可以实现每条馈线运行方式和数据采集的监视，是配电自动化的重要内容之一。本文以某地区农村10kV馈线自动化改造为案例，简单分析了馈线自动化保护配置方案以及故障隔离过程，并提出了一些展望。

　　关键词：自动化例文,10kV馈线,农村地区,自动化

　　馈线自动化(Feeder Automation，FA)可以实现每条馈线运行方式和数据采集的监视，是配电自动化的重要内容之一。通过实施馈线自动化，当馈线在运行中发生故障时，能自动进行故障定位，从而实施故障隔离和恢复对非故障区域的供电，提高供电可靠性。

　　传统常用的重合器与电压--时间型分段器配合具有设备配置简单，隔离故障成功率高的特点，但却仍有很多缺点。特别是针对架空馈线以自然延伸辐射型为主，主干线上带有多条分支线，分支线再延伸出多条小分支线，线路结构复杂的情况，而且分支线上的每一次永久或瞬时故障均会引起全条馈线停电，影响范围较大，因此传统的电压型馈线自动化模式已不能满足配网实际发展需求，需要探讨一种功能丰富、适合发展的馈线自动化模式，这对10 kV 架空馈线的发展将起到重要作用。

　　本文就某地区农村10kV馈线自动化改造进行简单分析。

　　1 馈线自动化保护配置方案(断路器--负荷开关--智能控制器)

　　馈线自动化一般涉及的主要设备为馈线出线断路器、主干线分段断路器、主干线分段负荷开关、分支线分界断路器、分支线分界负荷开关、分支线用户分界负荷开关。

　　1.1 智能柱上断路器

　　智能柱上断路器是配置自动化控制单元和保护单元的柱上断路器，满足馈线自动化的要求，可切断相间短路电流、负荷电流、零序电流。可装设在主干线和分支线上，配置三相电压或电流互感器、零序电流互感器。可带两种保护配置，一种配置带时限的过流或速断保护、零序保护，另一种配置重合闸后加速保护。

　　1.2 智能柱上负荷开关

　　智能柱上负荷开关是配置自动化控制单元的柱上负荷开关，满足馈线自动化的功能要求，可切断负荷电流、零序电流，并且可灵活配置电流型或电压型。可装设在主干线或分支线上，配置三相电压、电流互感器和零序电流互感器。具有有压延时合闸、无压延时分闸等功能，自动隔离故障区域。

　　1.3 分支线用户分界断路器

　　与智能柱上断路器功能一致，配置了自动化控制器，具有保护功能，满足馈线自动化要求，保护动作整定时间与馈线出线断路器和主干线自动化分段断路器相互配合，可自动切除用户侧的相间短路和单相接地故障，不引起上一级线路跳闸。

　　1.4 馈线自动化智能控制器(FTU)

　　馈线自动化智能控制器可与断路器、重合器、负荷开关连接，可设置多种控制参数，灵活使用多种通讯方式，使得柱上开关实现馈线自动化相关功能。控制器可选择配备多种保护功能，包括配置带时限的过流或速断保护、零序保护、电压时限型、电流时限型控制等模式。

　　2 馈线自动化配置配合的基本原则

　　馈线自动化为避免传统型的缺点，要遵循以下原则：一是对馈线进行快速地故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复，最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间;二是对配电网正常运行状态进行监控。要减少故障引起的停电范围，就必须使线路合理分段，故障时只跳开靠近故障区域的下游开关，使开关动作引起的停电范围最小。另外，在进行故障隔离和供电恢复的过程中，尽量使开关不做不必要的动作，以减少开关动作次数，延长开关的使用寿命。

　　基于此原则，结合近几年国内架空线路跳闸情况的特点，本解决方案实现馈线自动化过程中配置的配合要求如下。

　　2.1 减少变电站出线开关跳闸

　　馈线出线开关跳闸将影响整条馈线的全部供电区域，停电影响范围最大。馈线发生相间短路或单相接地故障时，应通过增设分段断路器和负荷开关的方法，尽可能在出线开关跳闸之前有效隔离故障区域，减少出线开关动作次数。

　　2.2 提高变电站出线开关重合成功率

　　在10 kV 架空线路装设自动化开关的线路投入二次重合闸，满足实施馈线自动化的基本要求。馈线出线开关跳闸后应依靠自动化开关自动切除永久性故障区域，最终使得重合闸成功，缩小故障引起的停电范围，从而大大提高重合闸成功率，减少故障跳闸次数(重合闸不成功)。10 kV 馈线故障跳闸率是反映配网运行管理水平的重要指标，降低此项指标意义非常重大。

　　2.3 减少靠近电源侧的开关动作次数

　　靠近电源侧越近的开关，其跳闸引起的停电范围也越大，应尽量使靠近电源侧的开关少动作。

　　2.4 自动隔离用户侧单相接地故障

　　由于10 kV 配网是中性点小电阻接地系统，单相接地故障频繁引起馈线出线开关零序保护动作，因此采取有效措施避免单相接地故障所引起的跳闸，在用户出门处设置用户分界负荷开关自动切除单相接地故障。

　　2.5 控制单元灵活采用多种通信方式，可上传开关状态信号

　　馈线自动化开关控制器(FTU)应根据需求灵活配置多种通信模块，开关动作后控制器(FTU)可采用无线、载波、光纤等多种通信方式将告警信号上传至后台，缩短运行人员的故障查找时间。架空线路覆盖范围广阔，可使用无线通信方式。

　　以上为本馈线自动化方案配置配合的基本原则，下面结合系统图详细说明在上述基本原则基础下对不同故障点故障隔离过程可行性进行简单分析说明。

　　CB为带时限保护(过流:0.30s，零序1.0s)和二次重合闸功能的馈线出线断路器;FB 为带时限保护(过流:0.15s，零序0.6s)和二次重合闸功能的主干线分段断路器;FSW1--FSW2为主干线分段负荷开关;ZSW1 为分支线分界负荷开关;ZB1为带时限保护(过流0.15s，零序0.6s)和二次重合闸功能的分支线分界断路器;YSW1--YSW3为分支线用户分界负荷开关;LSW为联络开关;方框表示断路器，圆圈表示负荷开关。开关填充黑色表示闭合。

　　3 故障隔离过程

　　3.1 主干线分段断路器电源侧发生故障

　　FSW1和FB之间发生永久故障，CB保护动作跳闸，FSW1，FSW2,ZSW1，YSW1--YSW3 在失压后跳闸，CB在5s后重合闸，FSW1一侧有压，延时5s合闸，由于是永久故障CB再次跳闸，FSW1失压分闸，并闭锁合闸。CB在60s后第二次重合闸，FSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约70s。

　　3.2 主干线分段断路器负荷侧发生永久故障

　　FSW2和ZSW1之间发生永久故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3在失压后快速跳闸，FB在5s后重合闸，FSW2一侧有压，延时5s合闸，由于是永久故障FB再次跳闸，FSW2失压分闸，并闭锁合闸，FB在60s后第二次重合闸，FSW2成功隔离故障，隔离故障耗时约70s。

　　3.3 分支线分界负荷开关负荷侧发生永久故障

　　ZSW1和YSW3之间发生永久故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3在失压后快速跳闸，FB在5s后重合闸，FSW2一侧有压，延时5s合闸，FSW2在3s后闭锁分闸，ZSW1一侧有压，在延时5s合闸，由于是永久故障FB再次跳闸，ZSW1分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸，FB在60s后第二次重合闸，ZSW1成功隔离，隔离故障耗时约75s。

　　3.4 分支线分界断路器负荷侧发生永久故障

　　ZB1与YSW1/YSW2之间发生永久故障，ZB1保护动作跳闸，ZB1在5s后重合闸，由于是永久故障，ZB1再次跳闸并闭锁合闸，ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5s。

　　3.5 分支线用户分界负荷开关用户侧发生永久故障

　　用户YSW3发生永久故障，若是相间短路故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3在失压后快速分闸。FB在5s后重合闸，FSW2一侧有压，延时5s合闸，FSW2在3s后闭锁分闸，ZSW1一侧有压，在延时5s合闸，ZSW1在3s闭锁分闸，YSW3一侧有压，在延时5s后合闸，由于是永久故障，FB保护动作跳闸，YSW3分闸并闭锁合闸，FSW2、ZSW1保持合闸，FB在60s后第二次重合闸，YSW3成功隔离故障，隔离故障耗时约80s。

　　结束语

　　目前10 kV 架空线路覆盖范围广阔，跳闸率高，柱上开关数量严重不足，这些因素直接导致架空线路所在的农村地区供电可靠率低，远远低于市中心区的供电可靠性水平，对供电可靠性水平造成了很大的影响。

　　随着社会的进步与经济的发展，用户对供电质量和供电可靠性的要求越来越高，实现配电网自动化势在必行。目前正在改造的南方电网广泛使用这一解决方案，前期运行效果良好，很好提高了配电的可靠性，缩短了停电时间，并通过无线的GPRS 传输能快速定位故障位置并显示故障信息，方便了事故分析，大大减少了调度、无人职守站值班员和保修人员的数量及其劳动强度，做到了减员增效;由于效率的提高，社会综合效益也明显提高。