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摘要：馈线自动化可以实现每条馈线运行方式和数据采集的监视，是配电自动化的重要内容之一。通过实施馈线自动化，当馈线在运行中发生故障时，能自动进行故障定位，从而实施故障隔离和恢复对非故障区域的供电，提高供电可靠性。本文介紹“电压-时间型”馈线自动化模式动作原理，以一个区供电公司一对10kV环网自动化线路为例，简述“电压-时间型”馈线自动化模式在应用中应注意的问题。
关键词：“电压-时间型”；馈线自动化；重合闸
随着电力部分对供电可靠性、供电经济性要求的不断进步，加之国家为促进经济发展、加大基础建设投资产业政策的出台，配电自动化已被提到议事日程。配电自动化正是一种可以显著提高供电可靠性的重要技术手段，而它的一个核心功能就是馈线自动化。“电压-时间型”馈线自动化模式作为馈线自动化主要模式之一，对提高供电可靠性、减少停电面积和缩短停电时间具有深远意义。
1、“电压-时间型”馈线自动化模式动作原理
“电压-时间型”设备与变电站断路器重合闸配合，完成故障区段的判定隔离，通过主站系统遥控变电站断路器合闸，完成电源侧非故障区段恢复供电，负荷侧非故障区段由“电压-时间型”联络开关自动完成转供。
图1 中，以一个区供电公司两回10kV线路为例，2 条线路为典型的10 kV 线路拉手互供，2 条线路电源分别来自两个变电站，BD1、BD2 为变电站出口断路器，FD1—FD6 等为线路1、线路2的分段开关，将两条线路分为A—H 等8 个区间，L 为线路1、线路2的联络开关。正常运行时，联络开关L 在分闸状态，两条线路带各自负荷运行（在实施过程中每条线路电压型分段开关不宜超过3 台，且每台开关的X、Y 等时间的整定应与变电站断路器的重合闸时间相配合）。线路上的“电压-时间型”自动化装置与主站通信模式采用无线公网通信，终端的通信模块配置联通公司的SIM 卡，开关具备遥信、遥测功能。变电站断路器BD1、BD2 的重合闸时间为1 s，为此，将FD1—FD6 等6 个分段开关的X-时间设置为7 s，综合考虑变电站断路器重合闸时间及线路上各分段开关的X-时间，确定联络开关L的XL-时间为45 s。
如图2 中所示，当10 kV线路1的C 区间发生短路故障时，110 kV变电站1断路器BD1 保护跳闸，10 kV线路1的分段开关FD1、FD2、FD3 无压分闸。
变电站断路器BD1 重合成功后，分段开关FD1、FD2、FD3 分别经过X-时间7 s 延时逐级合闸，若是瞬时性故障，则10 kV线路1恢复正常运行方式。若是永久性故障，分段开关FD2 合闸到故障区间（FD2 在合闸后Y-时间内发生停电，启动Y-时间闭锁，FD3 在X-时间内发生停电，启动X-时间闭锁），BD1 再次掉闸，分段开关FD1、FD2 再次无压分闸，而FD2 投入Y-时间闭锁，从电源侧送电开关不合闸，FD3 投入X-时间闭锁， 从负荷侧送电开关不合闸，从而将故障C 区间自动隔离。如图3 所示。配电自动化主站遥控变电站断路器BD1 合闸，分段开关FD1 在电源侧来电后经X-时间确认合闸，恢复10 kV线路1的A、B 两区间供电，联络开关L 在变电站断路器BD1 第一次掉闸后，启动XL-时间45 s 计时后合闸，恢复10 kV线路1的D 区间供电，分段开关FD2、FD3 分闸闭锁后将故障C 区间从线路中隔离出来，如图4 所示，待检修人员处理故障后恢复正常运行方式。
2、应用应注意的问题
变电站断路器停电检修时，防止由线路倒送电至变电站开关柜。如图5 所示，当110 kV变电站BD1 开关柜停电检修时，10 kV 线路1的B、C、D 区间的负荷由10 kV 线路2通过联络开关L转供。因为“电压-时间型”开关具备“来电合闸”的功能，在转供负荷时，FD1“来电合闸”会自动送电至停电检修的110 kV变电站BD1 开关柜内，对人员及设备造成危害。为此，在实施过程中，将距离变电站最近的分段开关FD1、FD6 负荷侧的电压互感器停用，防止分段开关FD1、FD6 负荷侧来电时，将电送至变电站开关柜内。
10 kV 线路某一区间停电检修时，防止线路在负荷转供时送电至停电区间。例如10 kV 线路1的B、C 区间停电检修时，由于“电压-时间型”开关具备“来电合闸”的功能，为防止通过联络开关L转供负荷时送电至检修区间，停电前应将联络开关L、分段开关FD1、FD2、FD3 切换至手动模式，手动转供负荷，如图6 所示。
防止入网运行的“电压-时间型”设备隔离故障时相互间动作配合误差，扩大停电范围。“电压-时间型”馈线自动化模式是通过线路上的各个开关之间的分合闸时间相互配合，就地实现配电自动化功能，这就要求上网运行的每台开关及终端的X-时间、Y-时间等定值参数在动作过程中应准确，误差值在允许范围内。以图6 为例，每条线路上安装3 台分段开关，若每台开关的X-时间误差过大，累计时间将超过联络开关的XL-时间定值，转供负荷时，会造成两个电源并列或联络开关合闸送电至故障区间，扩大停电范围。为了保证入网设备的各项功能正常，必须制定自动化设备调试大纲，安装前在试验室对设备进行全面调试，通过试验设备模拟运行环境，人为制造故障停电失压，检测“电压-时间型”设备动作及闭锁的准确性，并通过SIM 卡与主站建立无线通信通道，由主站SCADA 系统检测设备上送信息是否正确，由此甄别出存在问题的设备返厂更换。通过以上措施，避免了不合格设备上网运行，保证了配电自动化动作的正确性。
3、结语
“电压-时间型”馈线自动化模式优势明显，但是在配电自动化实施过程中，特别需要注意“电压-时间型”开关“来电合闸，无压分闸”的功能，合理的选择线路应用“电压-时间型”馈线自动化模式。线路投入运行后，要及时完善运行管理规章制度，针对线路不同的运行状态，采取相应的技术措施、组织措施，才能切实提高配电网供电可靠性和改善供电质量。
参考文献
[1] Q/GDW 382 配电自动化技术导则[S].
[2] DL/T 814 配电自动化系统功能规范[S]
关键词：“电压-时间型”；馈线自动化；重合闸
随着电力部分对供电可靠性、供电经济性要求的不断进步，加之国家为促进经济发展、加大基础建设投资产业政策的出台，配电自动化已被提到议事日程。配电自动化正是一种可以显著提高供电可靠性的重要技术手段，而它的一个核心功能就是馈线自动化。“电压-时间型”馈线自动化模式作为馈线自动化主要模式之一，对提高供电可靠性、减少停电面积和缩短停电时间具有深远意义。
1、“电压-时间型”馈线自动化模式动作原理
“电压-时间型”设备与变电站断路器重合闸配合，完成故障区段的判定隔离，通过主站系统遥控变电站断路器合闸，完成电源侧非故障区段恢复供电，负荷侧非故障区段由“电压-时间型”联络开关自动完成转供。
图1 中，以一个区供电公司两回10kV线路为例，2 条线路为典型的10 kV 线路拉手互供，2 条线路电源分别来自两个变电站，BD1、BD2 为变电站出口断路器，FD1—FD6 等为线路1、线路2的分段开关，将两条线路分为A—H 等8 个区间，L 为线路1、线路2的联络开关。正常运行时，联络开关L 在分闸状态，两条线路带各自负荷运行（在实施过程中每条线路电压型分段开关不宜超过3 台，且每台开关的X、Y 等时间的整定应与变电站断路器的重合闸时间相配合）。线路上的“电压-时间型”自动化装置与主站通信模式采用无线公网通信，终端的通信模块配置联通公司的SIM 卡，开关具备遥信、遥测功能。变电站断路器BD1、BD2 的重合闸时间为1 s，为此，将FD1—FD6 等6 个分段开关的X-时间设置为7 s，综合考虑变电站断路器重合闸时间及线路上各分段开关的X-时间，确定联络开关L的XL-时间为45 s。
如图2 中所示，当10 kV线路1的C 区间发生短路故障时，110 kV变电站1断路器BD1 保护跳闸，10 kV线路1的分段开关FD1、FD2、FD3 无压分闸。
变电站断路器BD1 重合成功后，分段开关FD1、FD2、FD3 分别经过X-时间7 s 延时逐级合闸，若是瞬时性故障，则10 kV线路1恢复正常运行方式。若是永久性故障，分段开关FD2 合闸到故障区间（FD2 在合闸后Y-时间内发生停电，启动Y-时间闭锁，FD3 在X-时间内发生停电，启动X-时间闭锁），BD1 再次掉闸，分段开关FD1、FD2 再次无压分闸，而FD2 投入Y-时间闭锁，从电源侧送电开关不合闸，FD3 投入X-时间闭锁， 从负荷侧送电开关不合闸，从而将故障C 区间自动隔离。如图3 所示。配电自动化主站遥控变电站断路器BD1 合闸，分段开关FD1 在电源侧来电后经X-时间确认合闸，恢复10 kV线路1的A、B 两区间供电，联络开关L 在变电站断路器BD1 第一次掉闸后，启动XL-时间45 s 计时后合闸，恢复10 kV线路1的D 区间供电，分段开关FD2、FD3 分闸闭锁后将故障C 区间从线路中隔离出来，如图4 所示，待检修人员处理故障后恢复正常运行方式。
2、应用应注意的问题
变电站断路器停电检修时，防止由线路倒送电至变电站开关柜。如图5 所示，当110 kV变电站BD1 开关柜停电检修时，10 kV 线路1的B、C、D 区间的负荷由10 kV 线路2通过联络开关L转供。因为“电压-时间型”开关具备“来电合闸”的功能，在转供负荷时，FD1“来电合闸”会自动送电至停电检修的110 kV变电站BD1 开关柜内，对人员及设备造成危害。为此，在实施过程中，将距离变电站最近的分段开关FD1、FD6 负荷侧的电压互感器停用，防止分段开关FD1、FD6 负荷侧来电时，将电送至变电站开关柜内。
10 kV 线路某一区间停电检修时，防止线路在负荷转供时送电至停电区间。例如10 kV 线路1的B、C 区间停电检修时，由于“电压-时间型”开关具备“来电合闸”的功能，为防止通过联络开关L转供负荷时送电至检修区间，停电前应将联络开关L、分段开关FD1、FD2、FD3 切换至手动模式，手动转供负荷，如图6 所示。
防止入网运行的“电压-时间型”设备隔离故障时相互间动作配合误差，扩大停电范围。“电压-时间型”馈线自动化模式是通过线路上的各个开关之间的分合闸时间相互配合，就地实现配电自动化功能，这就要求上网运行的每台开关及终端的X-时间、Y-时间等定值参数在动作过程中应准确，误差值在允许范围内。以图6 为例，每条线路上安装3 台分段开关，若每台开关的X-时间误差过大，累计时间将超过联络开关的XL-时间定值，转供负荷时，会造成两个电源并列或联络开关合闸送电至故障区间，扩大停电范围。为了保证入网设备的各项功能正常，必须制定自动化设备调试大纲，安装前在试验室对设备进行全面调试，通过试验设备模拟运行环境，人为制造故障停电失压，检测“电压-时间型”设备动作及闭锁的准确性，并通过SIM 卡与主站建立无线通信通道，由主站SCADA 系统检测设备上送信息是否正确，由此甄别出存在问题的设备返厂更换。通过以上措施，避免了不合格设备上网运行，保证了配电自动化动作的正确性。
3、结语
“电压-时间型”馈线自动化模式优势明显，但是在配电自动化实施过程中，特别需要注意“电压-时间型”开关“来电合闸，无压分闸”的功能，合理的选择线路应用“电压-时间型”馈线自动化模式。线路投入运行后，要及时完善运行管理规章制度，针对线路不同的运行状态，采取相应的技术措施、组织措施，才能切实提高配电网供电可靠性和改善供电质量。
参考文献
[1] Q/GDW 382 配电自动化技术导则[S].
[2] DL/T 814 配电自动化系统功能规范[S]