自動化例文之農村地區10kV饋線自動化 推薦本站優秀期刊：《自動化與儀器儀表》，《自動化與儀器儀表》雜志是由重慶市自動化與儀器儀表學會和重慶工業自動化儀表研究所主辦,其特點是學術水平高、實用性強、覆蓋面寬、發行量大、廣告效果好。據中國科技信息研究所館藏期刊借閱統計表明,她是最受讀者喜愛的刊物之一。

　　摘要：饋線自動化(Feeder Automation，FA)可以實現每條饋線運行方式和數據采集的監視，是配電自動化的重要內容之一。本文以某地區農村10kV饋線自動化改造為案例，簡單分析了饋線自動化保護配置方案以及故障隔離過程，并提出了一些展望。

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　　饋線自動化(Feeder Automation，FA)可以實現每條饋線運行方式和數據采集的監視，是配電自動化的重要內容之一。通過實施饋線自動化，當饋線在運行中發生故障時，能自動進行故障定位，從而實施故障隔離和恢復對非故障區域的供電，提高供電可靠性。

　　傳統常用的重合器與電壓--時間型分段器配合具有設備配置簡單，隔離故障成功率高的特點，但卻仍有很多缺點。特別是針對架空饋線以自然延伸輻射型為主，主干線上帶有多條分支線，分支線再延伸出多條小分支線，線路結構復雜的情況，而且分支線上的每一次永久或瞬時故障均會引起全條饋線停電，影響范圍較大，因此傳統的電壓型饋線自動化模式已不能滿足配網實際發展需求，需要探討一種功能豐富、適合發展的饋線自動化模式，這對10 kV 架空饋線的發展將起到重要作用。

　　本文就某地區農村10kV饋線自動化改造進行簡單分析。

　　1 饋線自動化保護配置方案(斷路器--負荷開關--智能控制器)

　　饋線自動化一般涉及的主要設備為饋線出線斷路器、主干線分段斷路器、主干線分段負荷開關、分支線分界斷路器、分支線分界負荷開關、分支線用戶分界負荷開關。

　　1.1 智能柱上斷路器

　　智能柱上斷路器是配置自動化控制單元和保護單元的柱上斷路器，滿足饋線自動化的要求，可切斷相間短路電流、負荷電流、零序電流。可裝設在主干線和分支線上，配置三相電壓或電流互感器、零序電流互感器。可帶兩種保護配置，一種配置帶時限的過流或速斷保護、零序保護，另一種配置重合閘后加速保護。

　　1.2 智能柱上負荷開關

　　智能柱上負荷開關是配置自動化控制單元的柱上負荷開關，滿足饋線自動化的功能要求，可切斷負荷電流、零序電流，并且可靈活配置電流型或電壓型。可裝設在主干線或分支線上，配置三相電壓、電流互感器和零序電流互感器。具有有壓延時合閘、無壓延時分閘等功能，自動隔離故障區域。

　　1.3 分支線用戶分界斷路器

　　與智能柱上斷路器功能一致，配置了自動化控制器，具有保護功能，滿足饋線自動化要求，保護動作整定時間與饋線出線斷路器和主干線自動化分段斷路器相互配合，可自動切除用戶側的相間短路和單相接地故障，不引起上一級線路跳閘。

　　1.4 饋線自動化智能控制器(FTU)

　　饋線自動化智能控制器可與斷路器、重合器、負荷開關連接，可設置多種控制參數，靈活使用多種通訊方式，使得柱上開關實現饋線自動化相關功能。控制器可選擇配備多種保護功能，包括配置帶時限的過流或速斷保護、零序保護、電壓時限型、電流時限型控制等模式。

　　2 饋線自動化配置配合的基本原則

　　饋線自動化為避免傳統型的缺點，要遵循以下原則：一是對饋線進行快速地故障定位、故障隔離、非故障區域供電恢復，最大限度地減少故障引起的停電范圍、縮短故障恢復時間;二是對配電網正常運行狀態進行監控。要減少故障引起的停電范圍，就必須使線路合理分段，故障時只跳開靠近故障區域的下游開關，使開關動作引起的停電范圍最小。另外，在進行故障隔離和供電恢復的過程中，盡量使開關不做不必要的動作，以減少開關動作次數，延長開關的使用壽命。

　　基于此原則，結合近幾年國內架空線路跳閘情況的特點，本解決方案實現饋線自動化過程中配置的配合要求如下。

　　2.1 減少變電站出線開關跳閘

　　饋線出線開關跳閘將影響整條饋線的全部供電區域，停電影響范圍最大。饋線發生相間短路或單相接地故障時，應通過增設分段斷路器和負荷開關的方法，盡可能在出線開關跳閘之前有效隔離故障區域，減少出線開關動作次數。

　　2.2 提高變電站出線開關重合成功率

　　在10 kV 架空線路裝設自動化開關的線路投入二次重合閘，滿足實施饋線自動化的基本要求。饋線出線開關跳閘后應依靠自動化開關自動切除永久性故障區域，最終使得重合閘成功，縮小故障引起的停電范圍，從而大大提高重合閘成功率，減少故障跳閘次數(重合閘不成功)。10 kV 饋線故障跳閘率是反映配網運行管理水平的重要指標，降低此項指標意義非常重大。

　　2.3 減少靠近電源側的開關動作次數

　　靠近電源側越近的開關，其跳閘引起的停電范圍也越大，應盡量使靠近電源側的開關少動作。

　　2.4 自動隔離用戶側單相接地故障

　　由于10 kV 配網是中性點小電阻接地系統，單相接地故障頻繁引起饋線出線開關零序保護動作，因此采取有效措施避免單相接地故障所引起的跳閘，在用戶出門處設置用戶分界負荷開關自動切除單相接地故障。

　　2.5 控制單元靈活采用多種通信方式，可上傳開關狀態信號

　　饋線自動化開關控制器(FTU)應根據需求靈活配置多種通信模塊，開關動作后控制器(FTU)可采用無線、載波、光纖等多種通信方式將告警信號上傳至后臺，縮短運行人員的故障查找時間。架空線路覆蓋范圍廣闊，可使用無線通信方式。

　　以上為本饋線自動化方案配置配合的基本原則，下面結合系統圖詳細說明在上述基本原則基礎下對不同故障點故障隔離過程可行性進行簡單分析說明。

　　CB為帶時限保護(過流:0.30s，零序1.0s)和二次重合閘功能的饋線出線斷路器;FB 為帶時限保護(過流:0.15s，零序0.6s)和二次重合閘功能的主干線分段斷路器;FSW1--FSW2為主干線分段負荷開關;ZSW1 為分支線分界負荷開關;ZB1為帶時限保護(過流0.15s，零序0.6s)和二次重合閘功能的分支線分界斷路器;YSW1--YSW3為分支線用戶分界負荷開關;LSW為聯絡開關;方框表示斷路器，圓圈表示負荷開關。開關填充黑色表示閉合。

　　3 故障隔離過程

　　3.1 主干線分段斷路器電源側發生故障

　　FSW1和FB之間發生永久故障，CB保護動作跳閘，FSW1，FSW2,ZSW1，YSW1--YSW3 在失壓后跳閘，CB在5s后重合閘，FSW1一側有壓，延時5s合閘，由于是永久故障CB再次跳閘，FSW1失壓分閘，并閉鎖合閘。CB在60s后第二次重合閘，FSW1成功隔離故障，隔離故障耗時約70s。

　　3.2 主干線分段斷路器負荷側發生永久故障

　　FSW2和ZSW1之間發生永久故障，FB保護動作跳閘，FSW2、ZSW1、YSW3在失壓后快速跳閘，FB在5s后重合閘，FSW2一側有壓，延時5s合閘，由于是永久故障FB再次跳閘，FSW2失壓分閘，并閉鎖合閘，FB在60s后第二次重合閘，FSW2成功隔離故障，隔離故障耗時約70s。

　　3.3 分支線分界負荷開關負荷側發生永久故障

　　ZSW1和YSW3之間發生永久故障，FB保護動作跳閘，FSW2、ZSW1、YSW3在失壓后快速跳閘，FB在5s后重合閘，FSW2一側有壓，延時5s合閘，FSW2在3s后閉鎖分閘，ZSW1一側有壓，在延時5s合閘，由于是永久故障FB再次跳閘，ZSW1分閘并閉鎖合閘，FSW2保持合閘，FB在60s后第二次重合閘，ZSW1成功隔離，隔離故障耗時約75s。

　　3.4 分支線分界斷路器負荷側發生永久故障

　　ZB1與YSW1/YSW2之間發生永久故障，ZB1保護動作跳閘，ZB1在5s后重合閘，由于是永久故障，ZB1再次跳閘并閉鎖合閘，ZB1成功隔離故障，隔離故障耗時約5s。

　　3.5 分支線用戶分界負荷開關用戶側發生永久故障

　　用戶YSW3發生永久故障，若是相間短路故障，FB保護動作跳閘，FSW2、ZSW1、YSW3在失壓后快速分閘。FB在5s后重合閘，FSW2一側有壓，延時5s合閘，FSW2在3s后閉鎖分閘，ZSW1一側有壓，在延時5s合閘，ZSW1在3s閉鎖分閘，YSW3一側有壓，在延時5s后合閘，由于是永久故障，FB保護動作跳閘，YSW3分閘并閉鎖合閘，FSW2、ZSW1保持合閘，FB在60s后第二次重合閘，YSW3成功隔離故障，隔離故障耗時約80s。

　　結束語

　　目前10 kV 架空線路覆蓋范圍廣闊，跳閘率高，柱上開關數量嚴重不足，這些因素直接導致架空線路所在的農村地區供電可靠率低，遠遠低于市中心區的供電可靠性水平，對供電可靠性水平造成了很大的影響。

　　隨著社會的進步與經濟的發展，用戶對供電質量和供電可靠性的要求越來越高，實現配電網自動化勢在必行。目前正在改造的南方電網廣泛使用這一解決方案，前期運行效果良好，很好提高了配電的可靠性，縮短了停電時間，并通過無線的GPRS 傳輸能快速定位故障位置并顯示故障信息，方便了事故分析，大大減少了調度、無人職守站值班員和保修人員的數量及其勞動強度，做到了減員增效;由于效率的提高，社會綜合效益也明顯提高。