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【摘 要】本文通过分析馈线自动化一次设备与继电保护的配置问题，探讨馈线自动化技术及其在配电网中的应用，从而得出适合我局架空线路实际的馈线自动化应用模式。
【关键词】配电网；馈线自动化；一次设备与继电保护配置；应用模式
引言
目前佛山地区电网10kV架空线路中，采用的架线形式主要是单放射型以及“2-1”联络型；在主干线上分支线较多，并且还延伸有很多小的分支线，其线路的结构较为复杂。
电压型馈线自动化模式在我局得到广泛应用，但此模式在进行故障隔离时，需要进行多次馈线出线开关操作，使得在非故障区出现次数较多的停电，从而增加了对系统的冲击次数；进行故障隔离时，需要的时间较长，无法进行远方监控馈线潮流以及开关的工况。
因此从考虑馈线自动化一次设备与继电保护配置的问题着手，探讨一种适合我局架空线路实际的馈线自动化应用模式。
1 馈线自动化一次设备与继电保护配置的问题
在馈线自动化中，一次设备主要包括各类断路器以及各类负荷开关。在10kV线路上，馈线自动化方案的配置按照“电压-时间”进行。
1.1 配置方案（以小电阻接地系统配置主干线分段断路器为例，消弧线圈接地系统则无零序保护）如图1所示；
图1
其中，CB表示带时限保护以及二次重合闸功能的馈线出线断路器
FB表示带时限保护以及二次重合闸功能的主干线分段断路器
FSW1～FSW2表示主干线分段负荷开关
ZB1表示带时限保护以及二次重合闸功能的分支线分界断路器
ZSW1表示分支线分界负荷开关
YSW1～YSW3表示分支线用户分界负荷开关
1.2 方案分析
（1）为了配备相应的时限保护，在主干线上设置分段断路器，这样一来，主干线就被一分为二；当故障出在第二分段中时，主干线的分段断路器会将故障自动切除，变电站的出现断路器不会出现跳闸现象，这样就有效降低了断路器的跳闸率，停电范围也相应的得到了缩小，电能的正常供应得到了保障。
（2）当永久性故障出现在馈线出线的开关和第一个断路器之间时，馈线出线开关的重合将会出现不成功的现象；而其他地方发生故障时，故障将会快速得到隔离，成功实现重合闸。这对于提高变电站出线开关的重合率有着重要的意义，可以将其提高到90%以上。
（3）对于分段负荷开关而言，它具有分闸闭锁的功能，在恢复供电过程中，逐级合闸的时间得到了大大减小，非故障停电时间也得到了有效减少。
（4）应用用户分界负荷开关，能够实现用户侧单相接地故障的有效隔离，上一级线路的跳闸现象也得到了有效杜绝，用户出现事故的概率大大减少。
（5）不需要采用通信手段也能够实现快速隔离故障；而如果配合使用相应的通信手段，可以对各类开关的状态进行实时监控。对于馈线自动化控制器而言，也可以依据不同的需求进行通信模块的配置；在通信中，可以选择光纤、载波，也可以选择无线通信。开关在动作过程中，会将故障信号发送到后台，这样一来，能够对故障进行快速定位。另外，馈线潮流以及开关的运行信息也能得到实施的监视。
1.3 断路器保护的配置
首先，定值整定的一般原则是：
（1）变电站
变电站侧保护速断延时T1≤0.3秒，限速延时T2=0.5秒，过电流延时T3≤2秒，重合闸时间1≤Tc≤5秒，零序保护投入告警。
（2）线路主干线分段断路器
速断延时t1≤0.15秒，过电流延时0.5≤t2≤1秒，重合闸时间5≤tc≤60秒；零序保护（跳闸）电流值i0≥5A，时限t0≥5S.
（3）分支线断路器
速断延时t1’ ≤0.05秒，过电流延时0.5≤t2’≤1秒，重合闸时间5≤tc’≤60秒；零序保护（跳闸）电流值i0’≤5A，时限t0’≤5S。
（4）负荷开关
靠变电站侧的首台主干线负荷开关或分支线负荷开关，延时合闸时间T=21秒，其它负荷开关延时合闸时间为T≥7秒。联络开关除DA试点线路延时合闸时间为TL=120秒外，一般自动化功能退出。
其次，定值整定计算校验要求为：
1）速断保护（Ⅰ段）：要求对保护线路末端故障有足够灵敏度≥1.3。
2）过流保护（Ⅱ段）：要求对保护线路末端故障有足够灵敏度≥1.5 。
3）过流保护Ⅲ段整定按躲线路最大负荷电流，一般取线路载流量，可靠系数≥1.3，灵敏度≥1.5。
4）零序过流保护（跳闸）：按躲过保护线路的接地电容电流3I0，即保护线路单相接地电容电流的3倍。
由上述要求给出具体配置，首先是馈线出线开关保护与主干线分段断路器保护之间的配合：变电站端出线开关限时速断保护：0.3s；零序保护：0.5s；主干线分段断路器过流保护：0.15s；零序保护：0.3s，其时间级差为0.3s；
对于相间故障而言，断路器的跳闸时间：
Td≤150-30-30-30=60ms
对于接地故障而言，断路器跳闸时间：
Td≤300-30-30-30=210ms
其次是主干线分段断路器保护与分支线分界断路器保护之间的配合：主干线分段断路器过流保护：0.15s；零序保护：0.3s；分支线分界断路器速断过流保护：0.0s，时间级差为0.15s；零序保护：0.15s，时间级差为0.15s；
对于相间故障而言，断路器跳闸时间：
Td≤150-30-30-30=60ms
对于接地故障而言，断路器跳闸时间：
Td≤150-30-30-30=60ms 最后是分支线分界断路器保护与用户开关房内断路器保护之间的配合：主干线分段断路器电源侧的分支线分界断路器过流保护：0.15s；当用户断路器的保护时间为零时，可以满足配合的要求。馈线自动化在完成改造之后需要进行用户开关房保护定值的调整。
如果分支线分界断路器速断保护时间为零，那么，相应的与用户断路器保护配合将会失效；一旦故障发生在用户侧，用户断路器以及相应的分支线分界断路器保护的越级将会出现跳闸。
当前，就柱上断路器而言，其分闸时间为25ms～40ms；当裕度时间允许时，只需采用过流保护，即可实现级差配合的要求。
2 各种故障隔离原理分析
2.1 故障位于主干线分段断路器电源侧
（1）永久性故障发生在FSW1与FB之间
（2）CB的保护动作跳闸；在失去电压后，FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1～3跳闸
（3）5s后， CB出现重合闸
（4）FSW1的一侧存在电压，5s后合闸。
（5）在永久性故障下，CB又跳闸，FSW1失去电压出现分闸，同时闭锁合闸。
（6）60s后，CB再次重合闸并成功。FSW1成功实现了故障隔离，耗时约70秒。
2.2 永久故障发生于主干线分段断路器的负荷侧
（1）永久故障出现于FSW2与ZSW1之间
（2）FB因保护动作跳闸；失去电压后，FSW2、ZSW1、YSW3分闸。
（3）5s后，FB再次合闸
（4）FSW2的一侧存在电压， 5s后合闸
（5）在永久故障下，FB又跳闸，FSW2出现分闸同时闭锁合闸。
（6）60s后，FB重合闸。FSW2成功实现了故障隔离，耗时约70秒
2.3 永久故障发生于分支线分界负荷开关的负荷侧
（1）永久故障发生于ZSW1与YSW3之间
（2）FB由于保护动作跳闸；失去电压后，FSW2、ZSW1、YSW3分闸。
（3）5s后，FB重合闸。
（4）FSW2的一侧存在电压，5s后，合闸。3s后，FSW2闭锁分闸。
（5）ZSW1的一侧存在电压， 5s后合闸。
（6）在永久故障下，FB又跳闸；ZSW1出现分闸同时闭锁合闸，FSW2依然处于合闸。
（7）60s后，FB再次重合闸。ZSW1成功实现了故障的隔离，耗时约75秒
2.4 永久故障发生于分支线分界断路器的负荷侧
（1）永久故障发生于ZB1和SW1/YSW2之间
（2）ZB1出现保护动作而跳闸。
（3）5s后，ZB1出现重合闸
（4）在永久故障在，ZB1又跳闸同时闭锁合闸。ZB1成功实现了故障的隔离，耗时约5秒
2.5 永久故障发生于分支线用户分界负荷开关的用户侧
（1）永久故障发生于用户YSW3
（2）如果出现的故障是相间短路故障，则FB会发生保护动作跳闸；FSW2、ZSW1、YSW3在失去电压后出现分闸。
（3）5s后，FB重合闸。
（4）FSW2一侧存在电压，5s后合闸。3s后，FSW2闭锁分闸。
（5）ZSW1的一侧存在电压，5s后合闸。3s后，ZSW1实现闭锁分闸。
（6）YSW3的一侧存在电压，5s后合闸。
（7）在永久故障下，FB因为保护动作而发生跳闸，YSW3分闸同时闭锁合闸，FSW2、ZSW1依然处于合闸状态。
（8）60s后，FB再次重合闸。YSW3成功实现了故障的隔离，耗时约80秒
3 实施过程中的注意事项
3.1 关于终端后备电源
在本文所采用的方案中，断路器以及负荷开关均是采用PT获取电源，其后备电源为蓄电池。通常情况下，锂电池的耐高温性能不好，在户外高温环境下长时间使用是不适宜的。因此，一般使用铅酸电池，另外，专门设立了维护队伍进行电池的定期维护。
3.2 关于转供电
在线路需要转供电的情况下，首先需要改变智能柱上开关的状态，将其从自动状态转换到手动状态；随后进行联络开关的闭合。在转电期间，可以将自动化功能退出，防止出现保护失去配合的现象。
3.3 实施馈线自动化的10kV线路不再配置故障指示器。
4 结论
通过分析馈线自动化一次设备与继电保护的配置问题，解决了电压型馈线自动化模式正常运行时不能起监控作用，隔离故障所需时间长；多次重合，对设备冲击大等缺点。从而探讨出适合我局架空线路实际的馈线自动化应用模式。
参考文献
[1]陈勇，海涛.电压型馈线自动化系统.
[2]王明俊.等.配电系统自动化及其发展.北京：中国电力出版社，1998.
[3]刘健，倪建立.等.配电网自动化新技术.北京：中国水利水电出版社，2003.
作者简介：
石进发（1973-），研究生，工程师。从事配电运行和用电营业工作19年。
【关键词】配电网；馈线自动化；一次设备与继电保护配置；应用模式
引言
目前佛山地区电网10kV架空线路中，采用的架线形式主要是单放射型以及“2-1”联络型；在主干线上分支线较多，并且还延伸有很多小的分支线，其线路的结构较为复杂。
电压型馈线自动化模式在我局得到广泛应用，但此模式在进行故障隔离时，需要进行多次馈线出线开关操作，使得在非故障区出现次数较多的停电，从而增加了对系统的冲击次数；进行故障隔离时，需要的时间较长，无法进行远方监控馈线潮流以及开关的工况。
因此从考虑馈线自动化一次设备与继电保护配置的问题着手，探讨一种适合我局架空线路实际的馈线自动化应用模式。
1 馈线自动化一次设备与继电保护配置的问题
在馈线自动化中，一次设备主要包括各类断路器以及各类负荷开关。在10kV线路上，馈线自动化方案的配置按照“电压-时间”进行。
1.1 配置方案（以小电阻接地系统配置主干线分段断路器为例，消弧线圈接地系统则无零序保护）如图1所示；
图1
其中，CB表示带时限保护以及二次重合闸功能的馈线出线断路器
FB表示带时限保护以及二次重合闸功能的主干线分段断路器
FSW1～FSW2表示主干线分段负荷开关
ZB1表示带时限保护以及二次重合闸功能的分支线分界断路器
ZSW1表示分支线分界负荷开关
YSW1～YSW3表示分支线用户分界负荷开关
1.2 方案分析
（1）为了配备相应的时限保护，在主干线上设置分段断路器，这样一来，主干线就被一分为二；当故障出在第二分段中时，主干线的分段断路器会将故障自动切除，变电站的出现断路器不会出现跳闸现象，这样就有效降低了断路器的跳闸率，停电范围也相应的得到了缩小，电能的正常供应得到了保障。
（2）当永久性故障出现在馈线出线的开关和第一个断路器之间时，馈线出线开关的重合将会出现不成功的现象；而其他地方发生故障时，故障将会快速得到隔离，成功实现重合闸。这对于提高变电站出线开关的重合率有着重要的意义，可以将其提高到90%以上。
（3）对于分段负荷开关而言，它具有分闸闭锁的功能，在恢复供电过程中，逐级合闸的时间得到了大大减小，非故障停电时间也得到了有效减少。
（4）应用用户分界负荷开关，能够实现用户侧单相接地故障的有效隔离，上一级线路的跳闸现象也得到了有效杜绝，用户出现事故的概率大大减少。
（5）不需要采用通信手段也能够实现快速隔离故障；而如果配合使用相应的通信手段，可以对各类开关的状态进行实时监控。对于馈线自动化控制器而言，也可以依据不同的需求进行通信模块的配置；在通信中，可以选择光纤、载波，也可以选择无线通信。开关在动作过程中，会将故障信号发送到后台，这样一来，能够对故障进行快速定位。另外，馈线潮流以及开关的运行信息也能得到实施的监视。
1.3 断路器保护的配置
首先，定值整定的一般原则是：
（1）变电站
变电站侧保护速断延时T1≤0.3秒，限速延时T2=0.5秒，过电流延时T3≤2秒，重合闸时间1≤Tc≤5秒，零序保护投入告警。
（2）线路主干线分段断路器
速断延时t1≤0.15秒，过电流延时0.5≤t2≤1秒，重合闸时间5≤tc≤60秒；零序保护（跳闸）电流值i0≥5A，时限t0≥5S.
（3）分支线断路器
速断延时t1’ ≤0.05秒，过电流延时0.5≤t2’≤1秒，重合闸时间5≤tc’≤60秒；零序保护（跳闸）电流值i0’≤5A，时限t0’≤5S。
（4）负荷开关
靠变电站侧的首台主干线负荷开关或分支线负荷开关，延时合闸时间T=21秒，其它负荷开关延时合闸时间为T≥7秒。联络开关除DA试点线路延时合闸时间为TL=120秒外，一般自动化功能退出。
其次，定值整定计算校验要求为：
1）速断保护（Ⅰ段）：要求对保护线路末端故障有足够灵敏度≥1.3。
2）过流保护（Ⅱ段）：要求对保护线路末端故障有足够灵敏度≥1.5 。
3）过流保护Ⅲ段整定按躲线路最大负荷电流，一般取线路载流量，可靠系数≥1.3，灵敏度≥1.5。
4）零序过流保护（跳闸）：按躲过保护线路的接地电容电流3I0，即保护线路单相接地电容电流的3倍。
由上述要求给出具体配置，首先是馈线出线开关保护与主干线分段断路器保护之间的配合：变电站端出线开关限时速断保护：0.3s；零序保护：0.5s；主干线分段断路器过流保护：0.15s；零序保护：0.3s，其时间级差为0.3s；
对于相间故障而言，断路器的跳闸时间：
Td≤150-30-30-30=60ms
对于接地故障而言，断路器跳闸时间：
Td≤300-30-30-30=210ms
其次是主干线分段断路器保护与分支线分界断路器保护之间的配合：主干线分段断路器过流保护：0.15s；零序保护：0.3s；分支线分界断路器速断过流保护：0.0s，时间级差为0.15s；零序保护：0.15s，时间级差为0.15s；
对于相间故障而言，断路器跳闸时间：
Td≤150-30-30-30=60ms
对于接地故障而言，断路器跳闸时间：
Td≤150-30-30-30=60ms 最后是分支线分界断路器保护与用户开关房内断路器保护之间的配合：主干线分段断路器电源侧的分支线分界断路器过流保护：0.15s；当用户断路器的保护时间为零时，可以满足配合的要求。馈线自动化在完成改造之后需要进行用户开关房保护定值的调整。
如果分支线分界断路器速断保护时间为零，那么，相应的与用户断路器保护配合将会失效；一旦故障发生在用户侧，用户断路器以及相应的分支线分界断路器保护的越级将会出现跳闸。
当前，就柱上断路器而言，其分闸时间为25ms～40ms；当裕度时间允许时，只需采用过流保护，即可实现级差配合的要求。
2 各种故障隔离原理分析
2.1 故障位于主干线分段断路器电源侧
（1）永久性故障发生在FSW1与FB之间
（2）CB的保护动作跳闸；在失去电压后，FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1～3跳闸
（3）5s后， CB出现重合闸
（4）FSW1的一侧存在电压，5s后合闸。
（5）在永久性故障下，CB又跳闸，FSW1失去电压出现分闸，同时闭锁合闸。
（6）60s后，CB再次重合闸并成功。FSW1成功实现了故障隔离，耗时约70秒。
2.2 永久故障发生于主干线分段断路器的负荷侧
（1）永久故障出现于FSW2与ZSW1之间
（2）FB因保护动作跳闸；失去电压后，FSW2、ZSW1、YSW3分闸。
（3）5s后，FB再次合闸
（4）FSW2的一侧存在电压， 5s后合闸
（5）在永久故障下，FB又跳闸，FSW2出现分闸同时闭锁合闸。
（6）60s后，FB重合闸。FSW2成功实现了故障隔离，耗时约70秒
2.3 永久故障发生于分支线分界负荷开关的负荷侧
（1）永久故障发生于ZSW1与YSW3之间
（2）FB由于保护动作跳闸；失去电压后，FSW2、ZSW1、YSW3分闸。
（3）5s后，FB重合闸。
（4）FSW2的一侧存在电压，5s后，合闸。3s后，FSW2闭锁分闸。
（5）ZSW1的一侧存在电压， 5s后合闸。
（6）在永久故障下，FB又跳闸；ZSW1出现分闸同时闭锁合闸，FSW2依然处于合闸。
（7）60s后，FB再次重合闸。ZSW1成功实现了故障的隔离，耗时约75秒
2.4 永久故障发生于分支线分界断路器的负荷侧
（1）永久故障发生于ZB1和SW1/YSW2之间
（2）ZB1出现保护动作而跳闸。
（3）5s后，ZB1出现重合闸
（4）在永久故障在，ZB1又跳闸同时闭锁合闸。ZB1成功实现了故障的隔离，耗时约5秒
2.5 永久故障发生于分支线用户分界负荷开关的用户侧
（1）永久故障发生于用户YSW3
（2）如果出现的故障是相间短路故障，则FB会发生保护动作跳闸；FSW2、ZSW1、YSW3在失去电压后出现分闸。
（3）5s后，FB重合闸。
（4）FSW2一侧存在电压，5s后合闸。3s后，FSW2闭锁分闸。
（5）ZSW1的一侧存在电压，5s后合闸。3s后，ZSW1实现闭锁分闸。
（6）YSW3的一侧存在电压，5s后合闸。
（7）在永久故障下，FB因为保护动作而发生跳闸，YSW3分闸同时闭锁合闸，FSW2、ZSW1依然处于合闸状态。
（8）60s后，FB再次重合闸。YSW3成功实现了故障的隔离，耗时约80秒
3 实施过程中的注意事项
3.1 关于终端后备电源
在本文所采用的方案中，断路器以及负荷开关均是采用PT获取电源，其后备电源为蓄电池。通常情况下，锂电池的耐高温性能不好，在户外高温环境下长时间使用是不适宜的。因此，一般使用铅酸电池，另外，专门设立了维护队伍进行电池的定期维护。
3.2 关于转供电
在线路需要转供电的情况下，首先需要改变智能柱上开关的状态，将其从自动状态转换到手动状态；随后进行联络开关的闭合。在转电期间，可以将自动化功能退出，防止出现保护失去配合的现象。
3.3 实施馈线自动化的10kV线路不再配置故障指示器。
4 结论
通过分析馈线自动化一次设备与继电保护的配置问题，解决了电压型馈线自动化模式正常运行时不能起监控作用，隔离故障所需时间长；多次重合，对设备冲击大等缺点。从而探讨出适合我局架空线路实际的馈线自动化应用模式。
参考文献
[1]陈勇，海涛.电压型馈线自动化系统.
[2]王明俊.等.配电系统自动化及其发展.北京：中国电力出版社，1998.
[3]刘健，倪建立.等.配电网自动化新技术.北京：中国水利水电出版社，2003.
作者简介：
石进发（1973-），研究生，工程师。从事配电运行和用电营业工作19年。