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摘要：本文分析了在配网出现故障时利用配电自动化中馈线技术对故障处理，可以在发生故障的架空线路中能自动隔离故障区域，缩短故障查找的时间，迅速恢复非故障区域的正常供电提高重合闸成功率，有效地提升配网架空线路运行水平。
关键词：配网自动化；故障处理；一体化；馈线自动化；智能开关
0引言
随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，电力事业得到迅速发展，用户对电能质量和供电可靠性的要求越来越高。配电网作为发输配电的最后一级直接面向用户，其供电质量和供电的可靠性对电网
和用户具有重要的意义。各地区由于配电网自身规模庞大，结构复杂，新老设备参差不齐，不同地区的网架结构也不尽相同。在进入负荷高峰期时，部分线路处于长时间过载运行，而且不具备转供能力，严重影响配网的供电能力和供电质量。
传统常用的重合器与电压一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，但具有以下明显的弊端：1)每次故障都会导致馈线出线开关跳闸；2)不能缩小停电区域，非故障段也会引起停电；3)隔离故障需要馈线出线开关多次分合闸配合，造成非故障区域的多次重复停电；4)隔离故障所需时间长，需要逐段延时合闸分段负荷开关；5)不能实现馈线潮流、开关状况的远方监视控制。
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10kV架空馈线的发展将起到重要作用。
1 馈线自动化保护配置方案(断路器+负荷开关+智能控制器)
本方案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）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。
(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。
(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。
(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。
本馈线自动化解决方案的主要思路是用断路器或负荷开关将馈线分成若干区段，实现对馈线的分段监测、控制，同时应用线路分段故障隔离技术，使线路设备保护与变电站保护进行有效地配合。
2 本馈线自动化配置配合的基本原则
本文论述的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。
(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)提高变电站出线开关重合成功率
在10kV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)。10kV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。
(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。
(4)自动隔离用户侧单相接地故障
由于lOkV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。
(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。
圖1方案系统配置示意图
主干线I段主干线II段
图l中：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：O.15s，零序0.6s)和二次重合闸功能的主干线分段断路器；FSWl～FSW2为主干线分段负荷开关；ZSWl为分支线分界负荷开关；ZBl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；YSWl～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(隔离故障恢复供电所需要时间：70S)
FSWl和FB之间发生永久故障，CB保护动作跳闸，FSWl，FSW2。ZSWl，YSWl一YSW3在失压后跳闸，CB在5S后重合闸，FSWl一侧有压，延时5s合闸，由于是永久故障CB再次跳闸，FSWl失压分闸，并闭锁合闸。CB在60s后第二次重合闸，FSWl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(隔离故障恢复供电所需要时间t70S)
FSW2和ZSWl之间发生永久故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSWl、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(隔离故障恢复供电所需要时间：75S)
ZSWl和YSW3之间发生永久故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSWl、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，ZSWl一侧有压，在延时5S合闸，由于是永久故障FB再次跳闸，ZSWl分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸，FB在60s后第二次重合闸，ZSWl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(隔离故障恢复供电所需时间：5S)
ZBl与YSWlⅣSW2之间发生永久故障，ZBl保护动作跳闸，ZBl在5s后重合闸，由于是永久故障，ZBl再次跳闸并闭锁合闸，ZBl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(隔离故障恢复供电所需时间：80s)
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、ZSWl、YSW3在失压后快速分闸。(若是单相接地故障，YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作)。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，ZSWl一侧有压，在延时5s合闸，ZSWl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、ZSWl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。
4 结语
该方案的总体特点如下：
1)设置主干线分段断路器将主干线分为两段，如果第二段发生故障主干线分段断路器自动切除避免出现开关跳闸，与传统馈线比减少了50％出线跳闸，缩小了停电范围，延长了出线断路器的寿命，在维修服务等方面带来的经济效益更大。
2)只有永久性故障发生在出线开关与第一个负荷开关之间才会导致出现开关重合不成功，其余区域将得到迅速隔离，跳闸后重合成功，出线开关重合成功率大幅提高到90％以上。
3)分段负荷开关具有分闸闭锁功能，减少恢复供电时逐级合闸时间，用户负荷开关的应用有效隔离用户侧单相接地故障，减少用户出门事故，缩短了隔离时间。
4)无需通讯手段就可隔离故障，若配合无线通讯功能可以实现远程监控开关状态、故障信号，实现故障的快速定位。同时可以实时采集监控馈线潮流和开关信息。
注：文章内所有公式及圖表请用PDF形式查看。
关键词：配网自动化；故障处理；一体化；馈线自动化；智能开关
0引言
随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，电力事业得到迅速发展，用户对电能质量和供电可靠性的要求越来越高。配电网作为发输配电的最后一级直接面向用户，其供电质量和供电的可靠性对电网
和用户具有重要的意义。各地区由于配电网自身规模庞大，结构复杂，新老设备参差不齐，不同地区的网架结构也不尽相同。在进入负荷高峰期时，部分线路处于长时间过载运行，而且不具备转供能力，严重影响配网的供电能力和供电质量。
传统常用的重合器与电压一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，但具有以下明显的弊端：1)每次故障都会导致馈线出线开关跳闸；2)不能缩小停电区域，非故障段也会引起停电；3)隔离故障需要馈线出线开关多次分合闸配合，造成非故障区域的多次重复停电；4)隔离故障所需时间长，需要逐段延时合闸分段负荷开关；5)不能实现馈线潮流、开关状况的远方监视控制。
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10kV架空馈线的发展将起到重要作用。
1 馈线自动化保护配置方案(断路器+负荷开关+智能控制器)
本方案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）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。
(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。
(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。
(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。
本馈线自动化解决方案的主要思路是用断路器或负荷开关将馈线分成若干区段，实现对馈线的分段监测、控制，同时应用线路分段故障隔离技术，使线路设备保护与变电站保护进行有效地配合。
2 本馈线自动化配置配合的基本原则
本文论述的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。
(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)提高变电站出线开关重合成功率
在10kV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)。10kV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。
(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。
(4)自动隔离用户侧单相接地故障
由于lOkV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。
(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。
圖1方案系统配置示意图
主干线I段主干线II段
图l中：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：O.15s，零序0.6s)和二次重合闸功能的主干线分段断路器；FSWl～FSW2为主干线分段负荷开关；ZSWl为分支线分界负荷开关；ZBl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；YSWl～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(隔离故障恢复供电所需要时间：70S)
FSWl和FB之间发生永久故障，CB保护动作跳闸，FSWl，FSW2。ZSWl，YSWl一YSW3在失压后跳闸，CB在5S后重合闸，FSWl一侧有压，延时5s合闸，由于是永久故障CB再次跳闸，FSWl失压分闸，并闭锁合闸。CB在60s后第二次重合闸，FSWl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(隔离故障恢复供电所需要时间t70S)
FSW2和ZSWl之间发生永久故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSWl、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(隔离故障恢复供电所需要时间：75S)
ZSWl和YSW3之间发生永久故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSWl、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，ZSWl一侧有压，在延时5S合闸，由于是永久故障FB再次跳闸，ZSWl分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸，FB在60s后第二次重合闸，ZSWl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(隔离故障恢复供电所需时间：5S)
ZBl与YSWlⅣSW2之间发生永久故障，ZBl保护动作跳闸，ZBl在5s后重合闸，由于是永久故障，ZBl再次跳闸并闭锁合闸，ZBl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(隔离故障恢复供电所需时间：80s)
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、ZSWl、YSW3在失压后快速分闸。(若是单相接地故障，YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作)。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，ZSWl一侧有压，在延时5s合闸，ZSWl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、ZSWl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。
4 结语
该方案的总体特点如下：
1)设置主干线分段断路器将主干线分为两段，如果第二段发生故障主干线分段断路器自动切除避免出现开关跳闸，与传统馈线比减少了50％出线跳闸，缩小了停电范围，延长了出线断路器的寿命，在维修服务等方面带来的经济效益更大。
2)只有永久性故障发生在出线开关与第一个负荷开关之间才会导致出现开关重合不成功，其余区域将得到迅速隔离，跳闸后重合成功，出线开关重合成功率大幅提高到90％以上。
3)分段负荷开关具有分闸闭锁功能，减少恢复供电时逐级合闸时间，用户负荷开关的应用有效隔离用户侧单相接地故障，减少用户出门事故，缩短了隔离时间。
4)无需通讯手段就可隔离故障，若配合无线通讯功能可以实现远程监控开关状态、故障信号，实现故障的快速定位。同时可以实时采集监控馈线潮流和开关信息。
注：文章内所有公式及圖表请用PDF形式查看。