10kV配网架空线路馈线自动化技术

吴文庆

摘 要：馈线自动化技术是提高配电网供电的可靠性，提高供电质量和服务质量的关键技术，同时也是10 kV配网架空线路的重要技术。分析了10 kV配网架空线路中的馈线自动化技术保护配置方案，并对馈线自动化技术的故障处理方案进行了详细介绍。

关键词：10 kV配网；供电质量；馈线自动化技术；故障处理

中图分类号：TM76 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.20.145

文章编号：2095-6835（2016）20-0145-02

随着我国国民经济的快速发展，人们对供电系统的供电质量及可靠性提出了更高的要求。当前，配电网作为承接电能输送和分配的中间环节，逐渐向自动化、智能的方向发展。而馈线自动化技术是配电自动化系统的重要组成部分，对提高配电网络的运行水平、管理水平，提高供电可靠性具有十分重要的作用，对其展开研究具有重要的现实意义。

1 馈线自动化技术的保护配置方案简析

馈线自动化技术在10 kV电力配网中常见的保护配置方案主要是由智能控制器、负荷开关和断路器三大部分组成，主要的设备有主干线的相应设备、分支线的相应设备以及在分支线当中用户所需要的分界负荷开关。

1.1 馈线出线断路器的配置

馈线出线断路器是电路当中的重要设备，所以关于它的配置，着重放在二次重合闸的配置上。要做好这一点，就要优先设置速断保护机制，同时确保带时限过滤保护和零序保护的正常运转。其中，零序保护的时间一般整定为1 s，而速断保护的时间一般整定为0.3 s，过流保护的时间整定数值同上，而且一次重合闸延时整定在5 s效果较好，而二次重合闸的延时应该整定在60 s上，该二次重合闸还需要设定一定的闭锁时间，一般设置为5 s。

1.2 主干线的分段断路器配置

馈线自动化分段断路器一般是在馈线主干线上设置的，这其中要对零序电流互感器和三相电流互感器进行详细的配置，从而达到对相间短路电流、零序电流以及负荷电流进行分断的效果，这个设备在使用的过程中一定要与控制器相互连接，这样才能确保时限保护的功能得到发挥。出于这个因素考虑，主干线可以分成两端，开关两侧的馈线负荷和具体线路的负荷分布是重要的影响因素，同时还要考虑使线路的长度尽量相同。

1.3 主干线分段负荷开关的配置

馈线自动化的分断负荷开关是在主干线上设置的，它的作用在于对可能出现的故障进行整个区域的最快反应隔离。主干线的分段负荷开关和馈线自动化分段器的组成类似，可以很好地分断负荷电流。该开关要根据电路配网中的实际需求进行改进和设置。在设置完毕后，要与馈线自动化控制器进行连接，形成一个完整的体系。

1.4 分支线的分界断路器配置

分支线的分界断路器设置在大分支线的端部，目的在于隔离分支线故障，同时它也要和馈线自动化控制器进行连接。分支线的分界断路器属于主干线分段断路器的分支，所以也要设定相应的短路动作时限，比如可以整定相间短路动作时限为0.15 s，零序保护的动作时限是0.6 s。如果要在二层分支线上增加一定数目的用户分界断路器，那么也要对动作保护时限有所调整，应该把这个数值降低为0 s或0.3 s。

1.5 分支线中分界负荷开关的详细配置

分界负荷开关一般安装在端部，对分支线的故障起到隔离作用，它主要是由三相电压、电流互感器和零序互感器等部分组成，作用在于自动隔离单相接地故障，同时也要注意连接控制器，分支线中分界负荷开关的设置要考虑多重因素，主要是负荷较重的分支线要设置首段部分的分界断路器，下面要设置分界负荷开关。

1.6 分支线用户分界负荷开关的配置

分支线用户分界开关是一个特殊设备，它一般配置在10 kV配网架空线路中用户分支线的责任分界点上，具备分断负荷电流和自动隔离单相接地故障的作用。如果分支线上的用户少，那么分界负荷开关的设置就没有必要，该开关也要与馈线自动化控制器进行连接。它和分支线分界负荷开关的功能大致是相同的，重要的区别就是该开关可以对用户可能发生的出门事故进行有效地防范。

2 馈线自动化技术的故障处理方案

2.1 在10 kV配网中的故障处理原理

2.1.1 发生短路故障的处理过程与理论基础

如果发生短路故障，对变电站中的断路器进行保护性跳闸，从3.5 s之后第一次重合闸的效果出发，柱上负荷开关在一侧得电后进行依次合闸，当合闸到达故障点之后，第二次跳闸发生，监控终端通过电压检测系统进行一定的逻辑判断，从而对需要进行操作的故障部位两端负荷开关进行闭锁操作，从而使得负荷开关再次得电后不会进行合闸的操作，对故障点进行准确地判断然后隔离，在变电站的出线断路器中进行第二次的重新合闸操作，及时恢复供电，把故障对整体电路的影响降到最小。

2.1.2 发生接地故障的处理程序与理论基础

在单相接地故障发生的情况下，10 kV配网系统作为一种较小的电流配网系统，存在一定的零序电压。这个时候，传统的拉线法有利于及时找出故障线路，把线路的出口断路器合上，然后逐级合闸。这时监控终端就要发挥操作的能力，在检测到零序电压的时候进行隔离，然后对故障点进行闭锁操作，在工序结束后自动合闸进行恢复电力的工作。

2.2 在10 kV配网架空线路中的故障实例分析

根据上述理论和原理，采用构建模型的方式进行实例分析，构建模型如图1所示。

其中，CB是带有时限保护和二次合闸功能的馈线出线断路器，而FB是带有实现保护功能和二次重合闸功能的主干线分段断路器，FSW1和FSW2是主干线的分段负荷开关，ZB1是带有时限保护和二次合闸功能的分支线分界断路器，YSW1到YSW3是分支线用户分界负荷开关，ZSW1是分支线分界负荷开关，LSW是联络开关，圆圈是负荷开关，方块是断路器，黑色填充表示闭合，白色填充是表示分闸状态。

2.2.1 主干线的分段断路器电源侧故障处理

FSW1与FB之间发生故障的时候，CB就会进行跳闸动作的保护，然后FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1、YSW2、YSW3在失压后也会随之跳闸，紧接着CB会在5 s之后进行重合闸的操作，FSW1也会进行延时合闸。如果故障持续的话，CB再次跳闸，FSW1在失压后进行分闸，对合闸进行闭锁，CB会在1 min后进行第二次的重合闸操作，如果重合成功，那么故障就得到了解决，从而实现了故障的成功处理，整体的故障处理时间一般在1 min左右。

2.2.2 主干线分段断路器负荷的故障处理

FSW2与ZSW1之间如果发生故障，那么FB会进行保护性的跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3在失压后会分闸，然后FB在5 s之后会重新合闸，FS2一侧有电压，所以会延迟5 s合闸，永久故障会导致FB再次跳闸、FSW2分闸，然后开始闭锁合闸，大概60 s之后FB开始二次合闸，故障得到成功解决。

2.2.3 分支线分界负荷开关的负荷侧故障处理

ZSW1与YSW3之间发生故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSWI和YSW3在失压后快速分闸，FB在5 s后重合闸，FSW2一侧有压，在延时5 s后合闸。FSW2在3 s后闭锁分闸，ZSW1一侧有压，在延时5 s后合闸。由于故障的原因，FB再次跳闸，ZSW1分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸，FB在60 s后第二次重合闸。ZSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约75 s。

2.2.4 分支线分界断路器的负荷侧故障处理

ZB1与YSW1、YSW2之间发生故障，ZB1保护动作跳闸，ZB1在5 s后重合闸。由于故障的原因，ZB1再次跳闸并闭锁合闸，ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5 s。

2.2.5 分支线用户分界负荷开关发生故障处理

用户YSW3发生永久故障时，如果是相间短路故障，FB保护动作跳闸，那么FSW2、ZSW1、YSW3失压后快速分闸。如果是单相接地故障，则YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作。FB在5 s后重合闸。FSW2一侧有压，在延时5 s后合闸。FSW2在3 s后闭锁分闸。ZSW1一侧有压，在延时5 s后合闸，ZSW1在3 s后闭锁分闸。YSW3一侧有压，在延时5 s后合闸。由于故障原因，FB保护动作跳闸，YSW3分闸并闭锁合闸，FSW2、ZSW1保持合闸。FB在60 s后第二次重合闸。YSW3成功隔离故障，隔离故障耗时约80 s。

3 结束语

综上所述，馈线自动化技术作为配电自动化系统中的重要组成部分，其运行状况直接关系到配网的自动化水平，并与配网供电的质量、可靠性息息相关。因此，在10 kV配网架空线路中应用馈线自动化技术时，要做好相关细节操作，并采取有效的措施对馈线自动化技术的故障进行处理，确保馈线自动化的正常运行，提高供电的可靠性，保障电网的安全、经济运行。

参考文献

[1]严宏.10 kV配网架空线路馈线自动化技术[J].科技与创新，2016（12）.

[2]薛一鸣.10 kV配网馈线自动化系统控制技术分析[J].机电信息，2014（36）.