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摘 要：目前，随着我国经济和科技的迅速发展，自动化技术得到了广泛的推广与应用，尤其是配网自动化技术的应用。文章主要简要介绍了配网自动化系统的概念及基本构成，在此基础上，针对某10KV配电自动化方案进行探讨与研究，最后作出了自己的总结与建议，以供大家参考借鉴。
关键词：10KV；配网自动化；结构；方案
中图分类号：TM421 文献标识码：A 文章编号：
1引言
目前，配网自动化系统是利用先进的电子技术、通信技术和计算机网络技术，把配电网上的实时数据、离线数据、用户数据、电网结构、设备参数和地理信息等诸多信息、进行综合处理和集成，实现配电网系统正常运行及事故控制和监测，形成完整的自动化管理系统，实行快速故障定位、故障隔离和非故障区的恢复供电，最终构成高性能的功能完整的配电自动化系统，从而提高配电网供电的可靠性和用户满意度。由于各地区的10kV配电网络结构不尽相同，必须根据实际情况采用最优方案，配网自动化的实施方案是实现配网自动化的关键。
2 配网自动化的基本构成
配网自动化系统组成结构包括配电主站、配电子站和配电远方终端，远方终端包括配电开关监控终端、配电变压器检测终端、配电站监控终端。配电远方终端是配电网自动化系统的重要组成部分，位于基础层。配电网自动化系统的实时数据、故障自动处理的判据、开关设备的运行工况等数据都来源于配电远方终端， 故障隔离、负荷转移、恢复非故障区段的供电、对馈线上开关的分/合操作都是通过配电远方终端去执行，配电远方终端工作的可靠性、实时性直接影响整个配电网自动化系统的可靠性和实时性。下面从应用的角度出发，着重介绍构成配电自动化的远方终端设备，包括：户外真空自动配电开关、电源变压器、监控终端，上述设备通过控制电缆进行连接，见图1。
图1终端设备连接示意图
真空自动配电开关采用真空灭弧室灭弧，开关具有手动、电动两种操作方式。在手动方式下，开关可以由操作人员在现场手动操作实现分、合闸。在自动方式下，开关在电网来电或FTU发出合闸命令时，自动合闸；在电网失压或FTU发出分闸命令时分闸；在遇到故障时，FTU自动闭锁，使开关处于分闸状态。
电源变压器的主要作用是为开关和控制器提供操作电源和检测信号。这种方式可以避免户外控制器采用蓄电池作为供电电源所带来的维护和蓄电池性能不稳定的弊端。
监控终端与变电站绝缘监视装置配合，可实现单相接地故障区段定位与隔离；监控终端与真空自动配电开关配合，可实现故障区段的隔离，非故障区段的供电恢复等系统的馈线自动化功能；监控终端通过与主站建立的通信连接还可实现遥信、遥测、遥控功能。
3 某10KV配电自动化方案探讨
某10kV配电线路以架空线路为主，现有开关设备自动化程度低，不能快速检测故障区段，无法自动隔离故障并恢复非故障区域的供电。这一问题制约着供电可靠性的进一步提高。因此，有必要对配电设备进行优化，实现配电自动化。
3.1 系统模式的选择
本方案配电自动化系统的建设定位在馈线自动化系统。针对架空线路的馈线自动化系统主要有电压型系统和电流型系统两种模式。此次选择的是不配备计算机系统和通信系统的电压型系统。其主要原因是：这种模式简单、实用、投资少、见效快，能够有效提高线路供电可靠性，缩短故障查找时间；并且馈线远方终端(FTU)预留了通信接口，为今后的功能扩展做好了准备。
3.2 系统的基本构成和工作原理
该站选用的电压型馈线自动化系统主要包括以下设备：柱上真空自动配电开关(PVS)、油浸式电源变压器和一体型FTU。以上设备均安裝在柱上，配合使用。系统的基本工作原理是基于电压一延时方式。
对于馈线分段点位置的自动开关，在正常工作时状态为常闭。当线路因停电或故障而失压时，所有开关自动打开。在变电站馈线断路器第1次重合闸后，各自动开关感受到一侧有电压后根据延时设置逐级投人，直至投到故障段后变电站内断路器再次跳闸，故障区段两侧的自动开关因感受到故障电压而锁扣。当站内断路器再次重合闸后，非故障区段逐段恢复供电，故障区段由于自动开关锁扣而被隔离。对于环网联络点位置的自动开关，在正常工作时感受到两侧有电压时状态为常开，当一侧电源失压时，该联络开关开始计时进行故障确认，延时时间整定值为故障侧线路完成对故障的确定并锁扣时间。延时结束后，联络开关投入，后备电源向故障线路的后端非故障区段恢复供电。分段点位置和环网联络点位置的开关、FTU、电源变压器设备完全相同，其功能的转换可以通过FTU底部的切换开关来调整。
3.3 方案的实施
我们在配电网中选择了5条架空线路实施自动化改造工程，线路逻辑关系如图2所示。
这5条线路长度都偏长，加上支线则更长，有的超过10km，因此有必要装设分段开关。部分线路线径偏小、负荷偏重，特别是A站F19为120mm2裸导线、B站F15线主线末端为95mm2裸导线，无法满足环网负荷转供的需要，本次工程将其改造为185mm2导线。由于支线较多，本次仅将部分重要支线开关更换为自动开关。其他负荷较轻或非重要用户的支线上的开关此次未改造，这些支线发生故障时若开关能正确动作，则自行切除故障；反之，则通过自动开关动作后将引起其所连接的一段主线停电。
目前变电站内10kV馈线断路器并未投入重合闸功能。由于电压型开关设备必须与站内断路器二次重合闸方式配合进行故障隔离及恢复非故障区间的供电，所以断路器的运行方式必须重新设置。
自动开关的位置和数量应根据线路长度、负荷状况等因素综合考虑设计。根据接线情况，我们对本次5条线路共设置了23套自动开关，如图2示。图中K，L均为自动开关。
图2 动开关配置
分段点开关的时间设置应遵循整条线路尽量缩短停电时间的原则；环网联络点的时间设置应遵循保证事故区段被锁扣确认后，联络电源才能投人的原则。时间的设定要留有一定裕度，避免联络电源误投而扩大事故。
辐射状线路Fl线各区段发生永久性故障时其他非故障区段恢复供电的时间如表1所示。环网线路情况与此相似，不再详述。通过上述方案的实施，与变电站内断路器二次重合闸方式配合，各自动开关可以完成配电线路故障定位、自动隔离故障并恢复非故障区域的供电等功能。应当注意的是：架空线路的故障中，瞬时性故障所占的比例较高，通过重合闸可以减少停电时间；即使是永久故障，为了确定故障点所多做的一次重合闸引起的短路电流对导线所造成的短时冲击也是可以承受的。
表l配电所Fl线各区段发生永久故障时其他非故障区段复电时间
因此，在以架空线路为主的配电网中采用电压型馈线自动化系统是较为合适的。但是，对于地下电缆，其故障绝大多数属于永久性故障，而电缆的过载能力较小，重合闸必然会对线路造成冲击，可能使故障进一步扩大。
4 总结与建议
综上所述，通过对某10KV配电自动化方案进行探讨分析，得到了以下几个方面的结论与建议：
（1）配电线路设备的户外运行环境，对开关主设备、远动设备、通信终端设备等提出了更高的要求。主要是保证温度、湿度、抗老化、抗风沙等指标，在开关的外绝缘材料、电子设备的设计、元器件筛选等方面特殊考虑。
（2）配电网自动化系统主要担负着实时监控配电网安全可靠运行的职能。电网的供电可靠性首先由供电方案决定，在线路开关的自动化、智能化程度较低的配电网中，整个系统性能对主站与通信的依赖性强，而配电网的广域地理分布性。使通信传输的可靠性成为建设可靠的配电网自动化的难点之一。
（3）配电线路上的FTU电源是保证监控设备正常运转的关键。在线路正常供电条件下，由电源变压器从线路取电：线路失电时，启动后备电源(UPS)供电。现在存在的难题是不间断电源(UPS)户外运行问题，尤其高低温对蓄电池工作的影响。有时在配电线路检修或故障时，不间断电源(UPS)不能及时或正常的给监控设备提供可靠电源，导致TTU设备运行中断，影响系统的可靠运行。
参考文献
[1]吴贻坚.10kV 配电网安全运行管理研究[J].沿海企业与科技，2010.
[2]成华杰.浅析10kV配电网如何安全运行[J].广东科技，2010.
关键词：10KV；配网自动化；结构；方案
中图分类号：TM421 文献标识码：A 文章编号：
1引言
目前，配网自动化系统是利用先进的电子技术、通信技术和计算机网络技术，把配电网上的实时数据、离线数据、用户数据、电网结构、设备参数和地理信息等诸多信息、进行综合处理和集成，实现配电网系统正常运行及事故控制和监测，形成完整的自动化管理系统，实行快速故障定位、故障隔离和非故障区的恢复供电，最终构成高性能的功能完整的配电自动化系统，从而提高配电网供电的可靠性和用户满意度。由于各地区的10kV配电网络结构不尽相同，必须根据实际情况采用最优方案，配网自动化的实施方案是实现配网自动化的关键。
2 配网自动化的基本构成
配网自动化系统组成结构包括配电主站、配电子站和配电远方终端，远方终端包括配电开关监控终端、配电变压器检测终端、配电站监控终端。配电远方终端是配电网自动化系统的重要组成部分，位于基础层。配电网自动化系统的实时数据、故障自动处理的判据、开关设备的运行工况等数据都来源于配电远方终端， 故障隔离、负荷转移、恢复非故障区段的供电、对馈线上开关的分/合操作都是通过配电远方终端去执行，配电远方终端工作的可靠性、实时性直接影响整个配电网自动化系统的可靠性和实时性。下面从应用的角度出发，着重介绍构成配电自动化的远方终端设备，包括：户外真空自动配电开关、电源变压器、监控终端，上述设备通过控制电缆进行连接，见图1。
图1终端设备连接示意图
真空自动配电开关采用真空灭弧室灭弧，开关具有手动、电动两种操作方式。在手动方式下，开关可以由操作人员在现场手动操作实现分、合闸。在自动方式下，开关在电网来电或FTU发出合闸命令时，自动合闸；在电网失压或FTU发出分闸命令时分闸；在遇到故障时，FTU自动闭锁，使开关处于分闸状态。
电源变压器的主要作用是为开关和控制器提供操作电源和检测信号。这种方式可以避免户外控制器采用蓄电池作为供电电源所带来的维护和蓄电池性能不稳定的弊端。
监控终端与变电站绝缘监视装置配合，可实现单相接地故障区段定位与隔离；监控终端与真空自动配电开关配合，可实现故障区段的隔离，非故障区段的供电恢复等系统的馈线自动化功能；监控终端通过与主站建立的通信连接还可实现遥信、遥测、遥控功能。
3 某10KV配电自动化方案探讨
某10kV配电线路以架空线路为主，现有开关设备自动化程度低，不能快速检测故障区段，无法自动隔离故障并恢复非故障区域的供电。这一问题制约着供电可靠性的进一步提高。因此，有必要对配电设备进行优化，实现配电自动化。
3.1 系统模式的选择
本方案配电自动化系统的建设定位在馈线自动化系统。针对架空线路的馈线自动化系统主要有电压型系统和电流型系统两种模式。此次选择的是不配备计算机系统和通信系统的电压型系统。其主要原因是：这种模式简单、实用、投资少、见效快，能够有效提高线路供电可靠性，缩短故障查找时间；并且馈线远方终端(FTU)预留了通信接口，为今后的功能扩展做好了准备。
3.2 系统的基本构成和工作原理
该站选用的电压型馈线自动化系统主要包括以下设备：柱上真空自动配电开关(PVS)、油浸式电源变压器和一体型FTU。以上设备均安裝在柱上，配合使用。系统的基本工作原理是基于电压一延时方式。
对于馈线分段点位置的自动开关，在正常工作时状态为常闭。当线路因停电或故障而失压时，所有开关自动打开。在变电站馈线断路器第1次重合闸后，各自动开关感受到一侧有电压后根据延时设置逐级投人，直至投到故障段后变电站内断路器再次跳闸，故障区段两侧的自动开关因感受到故障电压而锁扣。当站内断路器再次重合闸后，非故障区段逐段恢复供电，故障区段由于自动开关锁扣而被隔离。对于环网联络点位置的自动开关，在正常工作时感受到两侧有电压时状态为常开，当一侧电源失压时，该联络开关开始计时进行故障确认，延时时间整定值为故障侧线路完成对故障的确定并锁扣时间。延时结束后，联络开关投入，后备电源向故障线路的后端非故障区段恢复供电。分段点位置和环网联络点位置的开关、FTU、电源变压器设备完全相同，其功能的转换可以通过FTU底部的切换开关来调整。
3.3 方案的实施
我们在配电网中选择了5条架空线路实施自动化改造工程，线路逻辑关系如图2所示。
这5条线路长度都偏长，加上支线则更长，有的超过10km，因此有必要装设分段开关。部分线路线径偏小、负荷偏重，特别是A站F19为120mm2裸导线、B站F15线主线末端为95mm2裸导线，无法满足环网负荷转供的需要，本次工程将其改造为185mm2导线。由于支线较多，本次仅将部分重要支线开关更换为自动开关。其他负荷较轻或非重要用户的支线上的开关此次未改造，这些支线发生故障时若开关能正确动作，则自行切除故障；反之，则通过自动开关动作后将引起其所连接的一段主线停电。
目前变电站内10kV馈线断路器并未投入重合闸功能。由于电压型开关设备必须与站内断路器二次重合闸方式配合进行故障隔离及恢复非故障区间的供电，所以断路器的运行方式必须重新设置。
自动开关的位置和数量应根据线路长度、负荷状况等因素综合考虑设计。根据接线情况，我们对本次5条线路共设置了23套自动开关，如图2示。图中K，L均为自动开关。
图2 动开关配置
分段点开关的时间设置应遵循整条线路尽量缩短停电时间的原则；环网联络点的时间设置应遵循保证事故区段被锁扣确认后，联络电源才能投人的原则。时间的设定要留有一定裕度，避免联络电源误投而扩大事故。
辐射状线路Fl线各区段发生永久性故障时其他非故障区段恢复供电的时间如表1所示。环网线路情况与此相似，不再详述。通过上述方案的实施，与变电站内断路器二次重合闸方式配合，各自动开关可以完成配电线路故障定位、自动隔离故障并恢复非故障区域的供电等功能。应当注意的是：架空线路的故障中，瞬时性故障所占的比例较高，通过重合闸可以减少停电时间；即使是永久故障，为了确定故障点所多做的一次重合闸引起的短路电流对导线所造成的短时冲击也是可以承受的。
表l配电所Fl线各区段发生永久故障时其他非故障区段复电时间
因此，在以架空线路为主的配电网中采用电压型馈线自动化系统是较为合适的。但是，对于地下电缆，其故障绝大多数属于永久性故障，而电缆的过载能力较小，重合闸必然会对线路造成冲击，可能使故障进一步扩大。
4 总结与建议
综上所述，通过对某10KV配电自动化方案进行探讨分析，得到了以下几个方面的结论与建议：
（1）配电线路设备的户外运行环境，对开关主设备、远动设备、通信终端设备等提出了更高的要求。主要是保证温度、湿度、抗老化、抗风沙等指标，在开关的外绝缘材料、电子设备的设计、元器件筛选等方面特殊考虑。
（2）配电网自动化系统主要担负着实时监控配电网安全可靠运行的职能。电网的供电可靠性首先由供电方案决定，在线路开关的自动化、智能化程度较低的配电网中，整个系统性能对主站与通信的依赖性强，而配电网的广域地理分布性。使通信传输的可靠性成为建设可靠的配电网自动化的难点之一。
（3）配电线路上的FTU电源是保证监控设备正常运转的关键。在线路正常供电条件下，由电源变压器从线路取电：线路失电时，启动后备电源(UPS)供电。现在存在的难题是不间断电源(UPS)户外运行问题，尤其高低温对蓄电池工作的影响。有时在配电线路检修或故障时，不间断电源(UPS)不能及时或正常的给监控设备提供可靠电源，导致TTU设备运行中断，影响系统的可靠运行。
参考文献
[1]吴贻坚.10kV 配电网安全运行管理研究[J].沿海企业与科技，2010.
[2]成华杰.浅析10kV配电网如何安全运行[J].广东科技，2010.