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摘要：配网是电力系统“发输变配用”各环节中最接近用户的一环，其运行情况直接影响用户的用电可靠性。根据相关部门的研究，国内用户遭受停电的原因中占比最大的是配网的故障。国外发达国家在实践中发现，在技术上提高供电可靠性最有效的方法是建设配网自动化。其中，馈线自动化是配网自动化的核心，在隔离故障线路、快速恢复非故障线路供电方面发挥着不可替代的作用。因此，本文对配网馈线自动化进行相关研究与优化。
关键词：配网;馈线;自动化
引言
我国电力配网馈线自动化系统在长期发展中都属于落后地位，近些年我国城市化进程不断加快，但是未能从根本上解决我国供电问题，从根本上实现配网馈线自动化。所以当前相关部门需要提高重视，对故障发生问题进行整合，提升供电安全性。
1馈线自动化技术
配网在运行的过程中，为了实时观察配网线路的运行状况，以及供电情况。针对整体配网线路，设置了相对应的馈线装置。此类馈线全程监控配网的运行状况，并实时传输配网的运行状态。针对配网运行中出现的问题，馈线控制相关的设备，进行故障的检测以及相关的故障处理。此类检测故障，故障处理的过程，称之为馈线自动化技术。整体上可以总结为：（1）配网运行状态检测、电能供应数据统计、运行状态优化;（2）故障处理、隔离故障区域、恢复供电。
2配网馈线自动化对配网调度的意义
现代化生产生活与电力资源紧密联系，电力供给对社会现代化发展具有重要作用，随着配电网馈线自动化水平的提升，传统配网调度缺点也逐步显现。出现故障之后不能获取相关故障信息，加上负荷电流在固定时间进行间隔保存，不能通过负荷电流检查电路故障问题。维修技术人员通过工作经验对故障区域进行判断，通过负荷电流重要程度采取维修处理措施，导致故障处理时间耗费较多，维护质量较差。
配网馈线自动化系统中具有自动隔离功能，能够对故障停电以及检修范围进行固控制，从而对故障停电时间进行控制。在故障发生区域通过配网馈线自动化系统能够对故障进行精确定位，然后采取隔离检修措施，使得故障处理效率能够全面提升，恢复供电。设备运行状态检修就是通过状态检测以及诊断技术对设备运行状态信息进行整合，对设备运行问题进行判断，采取故障预防措施。全面实现配电调度馈线自动化之后，需要对配电系统以及设备运行情况进行监控。根据运行故障采取检修措施，对成本维护费用进行调控，能够全面推动电力系统稳定发展，获取更高的经济收益。
3配网馈线自动化的实现形式
馈线自动化系统常见有2种实现形式，一种是集中型馈线自动化;另一种是就地型馈线自动化。而就地型的众多子类中，又以重合器型馈线自动化较为常见。集中型馈线自动化的“集中”是指配网主站与配网终端相互配合，终端信息通过通信系统上传到主站，主站通过收到的信息综合判断故障区间，并结合实际网架、负荷情况进行故障隔离。
以典型的馈线结构为例对动作过程进行说明。变电站A通过站内CB1出线开关对馈线供电，馈线沿线设F1、F2、F33个分段开关;变电站B通过站内CB2出线开关对馈线供电，馈线沿线设F6、F5、F43个分段开关;F3与F4间设联络开关L1，正常运行时在分位。
假设F2、F3之间线路发生故障，由于此线路由变电站A供电，故障电流将流过F1、F2开关，对应终端发出故障告警，而F3没有故障电流通过，不发出故障告警信號。此时变电站继电保护跳闸跳开CB1，而馈线自动化主站将根据收到的故障告警判断故障位于F2和F3之间，根据策略自动分开F2、F3开关隔离故障点，再将出线开关CB1、联络开关L1合闸，完成非故障区域恢复。在此过程中，集中型馈线自动化既可全自动地执行上述故障处理步骤，又可以切换至半自动状态，仅做提示，相应的分合闸操作由运维人员手动完成。
就地型馈线自动化与集中型最大的区别就是无需主站与终端间的通信。重合器型馈线自动化是有重合器、分段器技术发展而来，利用终端之间的逻辑配合就地实现故障隔离。终端之间的逻辑最基本的是“电压-时间”逻辑，为了实现这个逻辑，馈线线路中的各类开关需具备一定的功能。以上文变电站A的供电馈线为例，出线开关CB1需具备重合闸功能，分段开关F1、F2、F3需具备失压分闸、有压延时合闸及相应闭锁功能。说明其动作过程如下：仍是F2、F3间发生永久性故障，CB1开关由继电保护动作跳开，由于馈线全线失电，此时失压分闸功能将断开F1、F2和F3开关;经过重合闸设定的延时后，重合闸功能使CB1重新合闸，F1、F2和F3按设定时序依次合闸。当F2合上时，由于故障仍存在，CB1将再次分闸，此时F2失压闭锁，F3检残压闭锁，CB1第二次重合后，F1按设定时序合闸，恢复故障点左侧受影响区域供电;故障点右侧受影响区域则需手动合上L1进行恢复。
4配网馈线自动化的优化策略
4.1网络信号影响馈线自动化运行
配网馈线自动化技术在运行的过程中，其核心的内容为网络通讯技术。网络通讯技术在运行的过程中，一旦出现信号稳定性差、信号过度延迟等事件，就会对配网调度造成较大影响。针对此种情况，在馈线自动化运行的过程中，为防止信号稳定性差、信号过度延迟等现象，在施工过程中可针对整体的馈线线路安装信号放大器，逐段进行信号放大，以此保障信号传输的稳定性，保障配网调度自动化运行的快速落实。
4.2优化集中型馈线自动化与继电保护的配合模式
集中型馈线自动化适用于配网主干线，但是配网中线路分支极多且无规律，若要全部覆盖，首先策略配置的困难程度将大幅增加，其次对相应的终端设备的运维工作量也将大大增加，经济性上不可取。因此，在支路上需要做好和继电保护的配合，共同提高配网运行的稳定性。在部署了集中型馈线自动化的范围内，可采取如下优化策略：（1）集中型馈线自动化应用在主干线，干线路径上采用负荷开关。（2）分支或分界开关采用断路器，投入过流保护，且过流保护的延时短于变电站出线开关的动作延时。此时，若分支发生故障，对应的分支断路器将跳闸将故障隔离，避免影响主干线;而在主干线发生故障时，则由变电站出线开关跳闸，通过自动化测量隔离故障。
4.3自动化系统的选用
在我国配网线路中，10kV是应用较多的配网线路，当前要想全面实现配网自动化发展目标就是更好地实现10kV线路自动化。对线路运行状态进行分析，掌握线路运行问题。在目前整体输电线路中，10kV配电线路构造相对简单，在设备保护中要求相对较低。但是当前10kV配电线路主要服务的是诸多客户，用于电力用户生产生活，由于不同的服务主体，所以对供电稳定性具有较高要求。
结束语
实现馈线自动化是提高配电网供电可靠性的关键步骤，对于提高供电企业服务质量与用户满意度有非常积极的意义。在馈线自动化的建设中，要提高调试的效率，注意与保护系统间的配合，实现馈线自动化的最佳效益。
参考文献：
[1]雷杨，汪文超，宿磊，等.湖北配电网馈线自动化部署方案研究[J].湖北电力，2017，41（11）：39-40.
[2]陈飞宇，欧方浩.10kV配电线路馈线自动化[J].农村电气化，2018（6）：28-29.
[3]张大勇.时间电压型馈线自动化实施探讨[J].贵州电力技术，2015，18（5）：79-80.
[4]莫品信.10kV配网馈线自动化实现方式分析[J].电气技术与经济，2018（3）：38-39.
[5]李兆拓，杨波，胡凯帆，etal.智能分布式馈线自动化系统在多联络配电网中的应用研究[J].电气应用，2018（1）：40-41.
关键词：配网;馈线;自动化
引言
我国电力配网馈线自动化系统在长期发展中都属于落后地位，近些年我国城市化进程不断加快，但是未能从根本上解决我国供电问题，从根本上实现配网馈线自动化。所以当前相关部门需要提高重视，对故障发生问题进行整合，提升供电安全性。
1馈线自动化技术
配网在运行的过程中，为了实时观察配网线路的运行状况，以及供电情况。针对整体配网线路，设置了相对应的馈线装置。此类馈线全程监控配网的运行状况，并实时传输配网的运行状态。针对配网运行中出现的问题，馈线控制相关的设备，进行故障的检测以及相关的故障处理。此类检测故障，故障处理的过程，称之为馈线自动化技术。整体上可以总结为：（1）配网运行状态检测、电能供应数据统计、运行状态优化;（2）故障处理、隔离故障区域、恢复供电。
2配网馈线自动化对配网调度的意义
现代化生产生活与电力资源紧密联系，电力供给对社会现代化发展具有重要作用，随着配电网馈线自动化水平的提升，传统配网调度缺点也逐步显现。出现故障之后不能获取相关故障信息，加上负荷电流在固定时间进行间隔保存，不能通过负荷电流检查电路故障问题。维修技术人员通过工作经验对故障区域进行判断，通过负荷电流重要程度采取维修处理措施，导致故障处理时间耗费较多，维护质量较差。
配网馈线自动化系统中具有自动隔离功能，能够对故障停电以及检修范围进行固控制，从而对故障停电时间进行控制。在故障发生区域通过配网馈线自动化系统能够对故障进行精确定位，然后采取隔离检修措施，使得故障处理效率能够全面提升，恢复供电。设备运行状态检修就是通过状态检测以及诊断技术对设备运行状态信息进行整合，对设备运行问题进行判断，采取故障预防措施。全面实现配电调度馈线自动化之后，需要对配电系统以及设备运行情况进行监控。根据运行故障采取检修措施，对成本维护费用进行调控，能够全面推动电力系统稳定发展，获取更高的经济收益。
3配网馈线自动化的实现形式
馈线自动化系统常见有2种实现形式，一种是集中型馈线自动化;另一种是就地型馈线自动化。而就地型的众多子类中，又以重合器型馈线自动化较为常见。集中型馈线自动化的“集中”是指配网主站与配网终端相互配合，终端信息通过通信系统上传到主站，主站通过收到的信息综合判断故障区间，并结合实际网架、负荷情况进行故障隔离。
以典型的馈线结构为例对动作过程进行说明。变电站A通过站内CB1出线开关对馈线供电，馈线沿线设F1、F2、F33个分段开关;变电站B通过站内CB2出线开关对馈线供电，馈线沿线设F6、F5、F43个分段开关;F3与F4间设联络开关L1，正常运行时在分位。
假设F2、F3之间线路发生故障，由于此线路由变电站A供电，故障电流将流过F1、F2开关，对应终端发出故障告警，而F3没有故障电流通过，不发出故障告警信號。此时变电站继电保护跳闸跳开CB1，而馈线自动化主站将根据收到的故障告警判断故障位于F2和F3之间，根据策略自动分开F2、F3开关隔离故障点，再将出线开关CB1、联络开关L1合闸，完成非故障区域恢复。在此过程中，集中型馈线自动化既可全自动地执行上述故障处理步骤，又可以切换至半自动状态，仅做提示，相应的分合闸操作由运维人员手动完成。
就地型馈线自动化与集中型最大的区别就是无需主站与终端间的通信。重合器型馈线自动化是有重合器、分段器技术发展而来，利用终端之间的逻辑配合就地实现故障隔离。终端之间的逻辑最基本的是“电压-时间”逻辑，为了实现这个逻辑，馈线线路中的各类开关需具备一定的功能。以上文变电站A的供电馈线为例，出线开关CB1需具备重合闸功能，分段开关F1、F2、F3需具备失压分闸、有压延时合闸及相应闭锁功能。说明其动作过程如下：仍是F2、F3间发生永久性故障，CB1开关由继电保护动作跳开，由于馈线全线失电，此时失压分闸功能将断开F1、F2和F3开关;经过重合闸设定的延时后，重合闸功能使CB1重新合闸，F1、F2和F3按设定时序依次合闸。当F2合上时，由于故障仍存在，CB1将再次分闸，此时F2失压闭锁，F3检残压闭锁，CB1第二次重合后，F1按设定时序合闸，恢复故障点左侧受影响区域供电;故障点右侧受影响区域则需手动合上L1进行恢复。
4配网馈线自动化的优化策略
4.1网络信号影响馈线自动化运行
配网馈线自动化技术在运行的过程中，其核心的内容为网络通讯技术。网络通讯技术在运行的过程中，一旦出现信号稳定性差、信号过度延迟等事件，就会对配网调度造成较大影响。针对此种情况，在馈线自动化运行的过程中，为防止信号稳定性差、信号过度延迟等现象，在施工过程中可针对整体的馈线线路安装信号放大器，逐段进行信号放大，以此保障信号传输的稳定性，保障配网调度自动化运行的快速落实。
4.2优化集中型馈线自动化与继电保护的配合模式
集中型馈线自动化适用于配网主干线，但是配网中线路分支极多且无规律，若要全部覆盖，首先策略配置的困难程度将大幅增加，其次对相应的终端设备的运维工作量也将大大增加，经济性上不可取。因此，在支路上需要做好和继电保护的配合，共同提高配网运行的稳定性。在部署了集中型馈线自动化的范围内，可采取如下优化策略：（1）集中型馈线自动化应用在主干线，干线路径上采用负荷开关。（2）分支或分界开关采用断路器，投入过流保护，且过流保护的延时短于变电站出线开关的动作延时。此时，若分支发生故障，对应的分支断路器将跳闸将故障隔离，避免影响主干线;而在主干线发生故障时，则由变电站出线开关跳闸，通过自动化测量隔离故障。
4.3自动化系统的选用
在我国配网线路中，10kV是应用较多的配网线路，当前要想全面实现配网自动化发展目标就是更好地实现10kV线路自动化。对线路运行状态进行分析，掌握线路运行问题。在目前整体输电线路中，10kV配电线路构造相对简单，在设备保护中要求相对较低。但是当前10kV配电线路主要服务的是诸多客户，用于电力用户生产生活，由于不同的服务主体，所以对供电稳定性具有较高要求。
结束语
实现馈线自动化是提高配电网供电可靠性的关键步骤，对于提高供电企业服务质量与用户满意度有非常积极的意义。在馈线自动化的建设中，要提高调试的效率，注意与保护系统间的配合，实现馈线自动化的最佳效益。
参考文献：
[1]雷杨，汪文超，宿磊，等.湖北配电网馈线自动化部署方案研究[J].湖北电力，2017，41（11）：39-40.
[2]陈飞宇，欧方浩.10kV配电线路馈线自动化[J].农村电气化，2018（6）：28-29.
[3]张大勇.时间电压型馈线自动化实施探讨[J].贵州电力技术，2015，18（5）：79-80.
[4]莫品信.10kV配网馈线自动化实现方式分析[J].电气技术与经济，2018（3）：38-39.
[5]李兆拓，杨波，胡凯帆，etal.智能分布式馈线自动化系统在多联络配电网中的应用研究[J].电气应用，2018（1）：40-41.