论文部分内容阅读
[摘 要] 本文主要通过系统地对配电网自动化的介绍，详细地阐述了馈线自动化系统的各个部分，使大家对馈线自动化有更深入的了解。
[关键词] 配电网 馈线自动化 馈線智能化
中图分类号： TM727 文献标识码： A 文章编号：
改革开放以来，我国电力工业得到了快速的发展，电网建设逐年加强，与此同时，对电网自动化和智能化的要求越来越高。如何提高自动化水平，如何扩展各种功能逐渐成为现在的发展方向。在我国近几年配电系统的发展中，馈线自动化起着十分重要的作用。本文主要对馈线自动化系统结构进行详细的研究和介绍。
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[1-3]，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。长期以来，由于指导思想上的不重视和经济条件制约，馈线自动化水平不高，对用户供电的可靠性得不到保障。馈线自动化系统结构馈线自动化系统主要由一次设备、控制箱、通信、控制主站4部分组成。
1.一次设备
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可分为按顺序重合及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比较多的馈线自动化一次设备，应用V-T（电压-时间）配合原理实现。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、通信设备相对较貴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较高，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启动要从配电网上摄取大量功率，给配电网带来了不利影响，现已逐渐被淘汰。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。在电缆线路中采取台式安装方式，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，因而可选用无电流开断能力的“死”线分段开关，以减少开关的投资。
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。
2 控制箱
控制箱起到联结开关和SCADA系统的桥梁作用，主要部件如下。
2.1开关操作控制电路。
该电路应具有防止操作安全闭锁的功能，可遥控或就地手动操作，还应有AC电源或蓄电池电压指示。
2.2不间断供电电源。
不间断供电电源为开关操作机构及二次电子设备提供电源，一般是采用2组12V直流可充电蓄电池串联供电，可由电压互感器的二次侧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。
2.3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，可安装在电力线杆柱上。控制箱体一般是户外安装，需要有较强的防腐蚀、防寒、防尘、防潮能力，在气候特别潮湿和寒冷的地区，建议在箱内装一小功率电加热器，以提高控制器内电子元器件运行的稳定性。
2.4远方终端（FTU）。
馈线自动化远方终端（FA-RTU），简称FTU，与传统调度自动化用的RTU有所区别，对其有一些特殊要求。①能够正确测量和自动记录线路故障电流的幅值和方向，这是为了满足对故障线路迅速定位和隔离故障区段的要求；当配电线路单线接地时，FTU必须测量该线路零序电流的幅值和大小，以便迅速判定接地线路和相别；线路故障时电流比正常工作时电流大得多，FTU必须适应大电流的动态变化范围。②能够对操作电源及开关状态进行实时监视。对操作电源主要监视其电压，包括备用电源的剩余容量；对开关主要监视其动作次数、动作时间、累计切断电流能力等。③能适应户外恶劣运行环境。除能防尘、防潮、防寒等外，还必须具有抗御大电流、高电压、雷电等强烈干扰的能力。④体积小、重量轻、功耗小，便于安装。⑤价格低廉。配电网自动化需要大量的FTU，比调度自动化系统所用RTU数量高一个数量级以上。如果价格昂贵、成本高，势必大幅度提高配电网自动化系统投资，严重影响本项工作的开展。
2.5通信终端。
如无线电台、扩频电台、光端机、载波机等。
3.控制主站
3.1控制主站的主要功能。
自动处理来自FTU的数据；实施对故障线路定位、隔离及恢复供电；提供人机接口；作为配电网自动化系统一个结点时，必须具备信息转发功能，如与上一级SCADA系统或其他相关系统的通信。
3.2设置原则。
控制主站的设置应根据本地区配电网络现状、资金来源、数据流量等具本情况酌定。一般有以下几种方式：①与相关变电站监控主站或主RTU综合考虑。如果变电站监控主站容量允许，可与之共用，馈线自动化控制主站可作为变电站监控主站的一个工作站，只负责故障线路的定位、隔离和恢复供电工作，其余工作均由变电站监控主站完成。②设置区域性控制主站。根据区域特点，把控制主站设在附近变电所内或其他适宜的地方。它的功能就是配电网自动化系统必须完成的功能。这样一来，可大量节约通道投资，减小整个系统风险。③与配电网自动化系统主站统一考虑。这种设置方式的优点是减少了投资，简化了系统结构，但是带来的缺点是馈线自动化功能扩展困难，有可能影响系统的总体性能。
4.0总结
馈线自动化在运行的过程中存在着一定的缺陷，一般地，除过馈线出口断路器之外，馈线其他位置安装的都是没有切断短路电流能力的负荷开关，因此非故障馈线段被切断是不可避免的。另外仅在馈线出口配置电流速断保护，必然盲目地动作并切断整条馈线，致使在切断的过程中没有选择性。
在以后的发展过程中，更应该创新地开发更高效益的馈线自动化系统，为配电系统的能力提高起到很大的作用。
[1]薛志方，朱晓萍.智能型输电线路局部气象监测单元的设计与实现[J].南方电网技术，2010，4（1）：80-83.
[2]于永哲，黄家栋.基于混合智能算法的配电网络重构[J].南方电网技术，2010，4（1）：76-79.
[3]余贻鑫.智能电网的技术组成和实现顺序[J].南方电网技术，2009，3（2）：1-5.
[关键词] 配电网 馈线自动化 馈線智能化
中图分类号： TM727 文献标识码： A 文章编号：
改革开放以来，我国电力工业得到了快速的发展，电网建设逐年加强，与此同时，对电网自动化和智能化的要求越来越高。如何提高自动化水平，如何扩展各种功能逐渐成为现在的发展方向。在我国近几年配电系统的发展中，馈线自动化起着十分重要的作用。本文主要对馈线自动化系统结构进行详细的研究和介绍。
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[1-3]，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。长期以来，由于指导思想上的不重视和经济条件制约，馈线自动化水平不高，对用户供电的可靠性得不到保障。馈线自动化系统结构馈线自动化系统主要由一次设备、控制箱、通信、控制主站4部分组成。
1.一次设备
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可分为按顺序重合及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比较多的馈线自动化一次设备，应用V-T（电压-时间）配合原理实现。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、通信设备相对较貴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较高，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启动要从配电网上摄取大量功率，给配电网带来了不利影响，现已逐渐被淘汰。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。在电缆线路中采取台式安装方式，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，因而可选用无电流开断能力的“死”线分段开关，以减少开关的投资。
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。
2 控制箱
控制箱起到联结开关和SCADA系统的桥梁作用，主要部件如下。
2.1开关操作控制电路。
该电路应具有防止操作安全闭锁的功能，可遥控或就地手动操作，还应有AC电源或蓄电池电压指示。
2.2不间断供电电源。
不间断供电电源为开关操作机构及二次电子设备提供电源，一般是采用2组12V直流可充电蓄电池串联供电，可由电压互感器的二次侧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。
2.3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，可安装在电力线杆柱上。控制箱体一般是户外安装，需要有较强的防腐蚀、防寒、防尘、防潮能力，在气候特别潮湿和寒冷的地区，建议在箱内装一小功率电加热器，以提高控制器内电子元器件运行的稳定性。
2.4远方终端（FTU）。
馈线自动化远方终端（FA-RTU），简称FTU，与传统调度自动化用的RTU有所区别，对其有一些特殊要求。①能够正确测量和自动记录线路故障电流的幅值和方向，这是为了满足对故障线路迅速定位和隔离故障区段的要求；当配电线路单线接地时，FTU必须测量该线路零序电流的幅值和大小，以便迅速判定接地线路和相别；线路故障时电流比正常工作时电流大得多，FTU必须适应大电流的动态变化范围。②能够对操作电源及开关状态进行实时监视。对操作电源主要监视其电压，包括备用电源的剩余容量；对开关主要监视其动作次数、动作时间、累计切断电流能力等。③能适应户外恶劣运行环境。除能防尘、防潮、防寒等外，还必须具有抗御大电流、高电压、雷电等强烈干扰的能力。④体积小、重量轻、功耗小，便于安装。⑤价格低廉。配电网自动化需要大量的FTU，比调度自动化系统所用RTU数量高一个数量级以上。如果价格昂贵、成本高，势必大幅度提高配电网自动化系统投资，严重影响本项工作的开展。
2.5通信终端。
如无线电台、扩频电台、光端机、载波机等。
3.控制主站
3.1控制主站的主要功能。
自动处理来自FTU的数据；实施对故障线路定位、隔离及恢复供电；提供人机接口；作为配电网自动化系统一个结点时，必须具备信息转发功能，如与上一级SCADA系统或其他相关系统的通信。
3.2设置原则。
控制主站的设置应根据本地区配电网络现状、资金来源、数据流量等具本情况酌定。一般有以下几种方式：①与相关变电站监控主站或主RTU综合考虑。如果变电站监控主站容量允许，可与之共用，馈线自动化控制主站可作为变电站监控主站的一个工作站，只负责故障线路的定位、隔离和恢复供电工作，其余工作均由变电站监控主站完成。②设置区域性控制主站。根据区域特点，把控制主站设在附近变电所内或其他适宜的地方。它的功能就是配电网自动化系统必须完成的功能。这样一来，可大量节约通道投资，减小整个系统风险。③与配电网自动化系统主站统一考虑。这种设置方式的优点是减少了投资，简化了系统结构，但是带来的缺点是馈线自动化功能扩展困难，有可能影响系统的总体性能。
4.0总结
馈线自动化在运行的过程中存在着一定的缺陷，一般地，除过馈线出口断路器之外，馈线其他位置安装的都是没有切断短路电流能力的负荷开关，因此非故障馈线段被切断是不可避免的。另外仅在馈线出口配置电流速断保护，必然盲目地动作并切断整条馈线，致使在切断的过程中没有选择性。
在以后的发展过程中，更应该创新地开发更高效益的馈线自动化系统，为配电系统的能力提高起到很大的作用。
[1]薛志方，朱晓萍.智能型输电线路局部气象监测单元的设计与实现[J].南方电网技术，2010，4（1）：80-83.
[2]于永哲，黄家栋.基于混合智能算法的配电网络重构[J].南方电网技术，2010，4（1）：76-79.
[3]余贻鑫.智能电网的技术组成和实现顺序[J].南方电网技术，2009，3（2）：1-5.