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摘要：为提高配网自动化水平，越来越多的自动化开关应用于复杂场景下的配电网络中，如何实现该环境下自动化开关的正确配置，保证配网安全可靠运行，是配网运行的一大难题。文章对复杂场景下的馈线自动化开关安装位置及保护配置等内容进行了探讨，为配网馈线自动化开关的运行提供参考。
关键词：配电网络；自动化开关；复杂场景；安装位置；配网运行；保护配置 文献标识码：A
中图分类号：TM76 文章编号：1009-2374（2015）28-0143-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.28.071
近几年来，供电企业大量推进就地型馈线自动化设备建设，其按配电网接线形式及网架特点，在馈线上配置了大量的自动化开关，用以快速对主干线分段、分支线线路分界运行，从而有效降低故障发生时的故障停电范围。而这种基于故障停电时快速隔离需要的馈线自动化开关改造，带来了二次保护配置的复杂性。
目前一般在主干线采用自动化负荷开关分段线路、分支线分界点采用自动化断路器与主干线隔离，造成各馈线上既有自动化负荷开关，又有自动化断路器的布局，而两类自动化开关的保护动作原理、开关动作特性均不同，因此，合理地保护配置策略，才能保障馈线上各节点发生故障时，靠近故障点最近的自动化开关设备正确动作隔离。而多变的配网线路运行方式，也会导致馈线自动化开关无法按定值策略动作。这些因素已多次导致越级跳闸、开关误动的事件发生，从而造成扩大故障范围或者导致相邻线路故障等问题发生，因此很有必要对复杂场景下的配网馈线自动化开关运行原则进行探讨，避免因保护失配无法运行自动化功能，而导致浪费投资且增加改造停电的客户停电时间。
1 馈线自动化开关实现的目的
实现馈线自动化的主要方式是用断路器或负荷开关将馈线分成若干区段，实现对馈线的分段监测、控制，同时应用线路分段故障隔离技术，使线路设备保护与变电站保护进行有效的配合。
实施馈线自动化的目的一是对馈线进行快速地故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复，最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间；二是对配电网正常运行状态进行监控。要减少故障引起的停电范围，就必须使线路合理分段，故障时只跳开靠近故障区域的下游开关，使开关动作引起的停电范围最小。另外，在进行故障隔离和供电恢复的过程中，尽量使开关不做不必要的动作，以减少开关动作次数，延长开关的使用寿命。基于此思路，实现馈线自动化要达到以下
目的：
1.1 减少变电站出线开关跳闸
馈线出线开关跳闸将影响整条馈线的全部供电区域，停电影响范围最大。馈线发生相间短路或单相接地故障时，应通过增设分段断路器和负荷开关的方法，尽可能在出线开关跳闸之前有效隔离故障区域，减少出线开关动作次数。
1.2 提高变电站出线开关重合闸成功率
馈线出线开关跳闸后应依靠自动化开关自动切除永久性故障区域，最终使得重合闸成功，缩小故障引起的停电范围，从而提高重合闸成功率，减少故障跳闸
次数。
1.3 减少靠近电源侧的开关动作次数
靠近电源侧越近的开关，其跳闸引起的停电范围也越大，应尽量使靠近电源侧的开关少动作。
1.4 自动隔离分支线或用户侧单相接地故障
对于10kV配网中性点接地方式以中性点经消弧线圈接地的线路，单相接地故障会造成变电站整条10kV母线接地，如果变电站选线装置无法正确选择故障线路，则将采取“试漏”的方式逐条停电，扩大了故障影响范围。因此应采取有效措施避免单相接地故障所引起的跳闸，在分支线或用户出门处设用户分界负荷开关自动切除单相接地故障。
1.5 控制单元灵活采用多种通信方式，可上传开关状态信号
馈线自动化开关控制器（FTU）应根据需求灵活配置多种通信模块，开关动作后FTU可采用无线、光纤等多种通信方式将告警信号上传至后台，缩短运行人员的故障查找时间。架空线路覆盖范围广阔，前期建设可使用无线通信（2g/3g）方式。
2 馈线自动化开关运行原则
2.1 馈线自动化开关规划安装布点原则
（1）配网线路主干线上建议主要以自动化负荷开关进行分段，而在线路分支线首端上建议安装自动化断路器进行分界；（2）配网线路主干线较长的，建议在线路中间安装自动化断路器对主干线进行分段，再在两段主干线安装分段自动化负荷开关；（3）配网线路上同一电源路径只安装1台自动化断路器，不得在同一供电路径上安装超过2台自动化断路器；（4）严禁只在变电站出线#1杆塔安装自动化开关，避免浪费投资。
2.2 变电站出线开关保护定值设置原则
（1）变电站出线开关统一采用只投入一次重合闸方式，避免相间短路对电源造成多次冲击；（2）馈线上安装了自动化断路器的变电站出线开关，必须在自动化断路器安装前完成设置300ms的相间保护动做出口延时，未安装自动化断路器的不得设置为300ms延时；（3）对于运行在变电站同一10kV母线下同杆架设的4回及以上10kV馈线，原则上要求同杆各回10kV馈线速断保护时间总和不超过1.1s。
2.3 馈线自动化开关保护设置原则
（1）馈线上同一供电路径若配置了2台自动化断路器，则只允许以第一台断路器投入二次重合闸，第二台不投入二次重合闸的情况下运行，以便线路末端故障时，前段客户不会受累停电；（2）出线开关下游第一档自动化负荷开关有压合闸设置为21s、设置了二次重合闸的自动化断路器下游第一档自动化负荷开关有压合闸设置为7s、设置了一次重合闸的自动化断路器下游第一档自动化负荷开关有压合闸设置为21s；（3）对于线路末端有用户断路器已设置了0s跳闸的情况，建议其前端的馈线自动化断路器至少设置50ms的动作延时，避免先于用户侧动作跳闸；（4）馈线环网点设置了馈线自动化开关的，当本侧线路故障时为防止对侧线路合闸于故障，暂退出环网点的自动化功能。
2.4 已安装运行的自动化开关整改过渡原则
（1）馈线同一供电路径上配置超过2台自动化断路器的，第3台起自动化断路器应退出跳闸出口功能（只故障发信）或者退出自动化功能（当普通开关），退出出口或自动化功能的断路器必须要向自动化分部申请在配网主站悬挂“保护退出”标示牌，直至问题解决；（2）对当前未按上述原则运行的自动化开关，要求按上述原则调整和改造，力求以统一、合理的网架结构运行，为日常运行检修、故障处理、调度分析指挥等创造有利条件。
2.5 自动化开关运行信息变更工作原则
自动化开关出现因安装位置、开关类型（负荷开关与断路器）在实际线路检修安装时信息与原始提交的信息不对应；因长期转供电等网架变化导致信息不对应，需重新向主站维护人员提交告警事项报文信息，避免主站发出错误的开关动作告警报文信息。
3 结语
在复杂配网网络结构的场景下，实现馈线自动化开关设备的正确配置，为提高配网自动化水平提供重要保障。本文首先对复杂场景下馈线自动化开关的规划布点进行了探讨分析，提出了安装位置确定相关原则；其次，对变电站出线开关、馈线自动化开关的相关定值配合提出了说明；最后，对馈线自动化开关整改及信息变更提出了相应要求原则。本文的研究为配网馈线自动化开关的运行与管理提供了借鉴与参考。
参考文献
[1] 刘敬之，陈红艺，谭思.配网自动化系统现状的研究[J].电源技术应用，2013，（8）.
[2] 向真，杜亚松，邢恩靖，黄伟.配网自动化建设对供电可靠性影响[J].电网与清洁能源，2012，10（28）.
[3] 岑维建.浅谈配网自动化[J].华中电力，1996，6（12）.
作者简介：吴树鸿（1977-），男，广东揭阳人，广东电网有限责任公司佛山供电局工程师，研究方向：配电网运行管理。
（责任编辑：蒋建华）
关键词：配电网络；自动化开关；复杂场景；安装位置；配网运行；保护配置 文献标识码：A
中图分类号：TM76 文章编号：1009-2374（2015）28-0143-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.28.071
近几年来，供电企业大量推进就地型馈线自动化设备建设，其按配电网接线形式及网架特点，在馈线上配置了大量的自动化开关，用以快速对主干线分段、分支线线路分界运行，从而有效降低故障发生时的故障停电范围。而这种基于故障停电时快速隔离需要的馈线自动化开关改造，带来了二次保护配置的复杂性。
目前一般在主干线采用自动化负荷开关分段线路、分支线分界点采用自动化断路器与主干线隔离，造成各馈线上既有自动化负荷开关，又有自动化断路器的布局，而两类自动化开关的保护动作原理、开关动作特性均不同，因此，合理地保护配置策略，才能保障馈线上各节点发生故障时，靠近故障点最近的自动化开关设备正确动作隔离。而多变的配网线路运行方式，也会导致馈线自动化开关无法按定值策略动作。这些因素已多次导致越级跳闸、开关误动的事件发生，从而造成扩大故障范围或者导致相邻线路故障等问题发生，因此很有必要对复杂场景下的配网馈线自动化开关运行原则进行探讨，避免因保护失配无法运行自动化功能，而导致浪费投资且增加改造停电的客户停电时间。
1 馈线自动化开关实现的目的
实现馈线自动化的主要方式是用断路器或负荷开关将馈线分成若干区段，实现对馈线的分段监测、控制，同时应用线路分段故障隔离技术，使线路设备保护与变电站保护进行有效的配合。
实施馈线自动化的目的一是对馈线进行快速地故障定位、故障隔离、非故障区域供电恢复，最大限度地减少故障引起的停电范围、缩短故障恢复时间；二是对配电网正常运行状态进行监控。要减少故障引起的停电范围，就必须使线路合理分段，故障时只跳开靠近故障区域的下游开关，使开关动作引起的停电范围最小。另外，在进行故障隔离和供电恢复的过程中，尽量使开关不做不必要的动作，以减少开关动作次数，延长开关的使用寿命。基于此思路，实现馈线自动化要达到以下
目的：
1.1 减少变电站出线开关跳闸
馈线出线开关跳闸将影响整条馈线的全部供电区域，停电影响范围最大。馈线发生相间短路或单相接地故障时，应通过增设分段断路器和负荷开关的方法，尽可能在出线开关跳闸之前有效隔离故障区域，减少出线开关动作次数。
1.2 提高变电站出线开关重合闸成功率
馈线出线开关跳闸后应依靠自动化开关自动切除永久性故障区域，最终使得重合闸成功，缩小故障引起的停电范围，从而提高重合闸成功率，减少故障跳闸
次数。
1.3 减少靠近电源侧的开关动作次数
靠近电源侧越近的开关，其跳闸引起的停电范围也越大，应尽量使靠近电源侧的开关少动作。
1.4 自动隔离分支线或用户侧单相接地故障
对于10kV配网中性点接地方式以中性点经消弧线圈接地的线路，单相接地故障会造成变电站整条10kV母线接地，如果变电站选线装置无法正确选择故障线路，则将采取“试漏”的方式逐条停电，扩大了故障影响范围。因此应采取有效措施避免单相接地故障所引起的跳闸，在分支线或用户出门处设用户分界负荷开关自动切除单相接地故障。
1.5 控制单元灵活采用多种通信方式，可上传开关状态信号
馈线自动化开关控制器（FTU）应根据需求灵活配置多种通信模块，开关动作后FTU可采用无线、光纤等多种通信方式将告警信号上传至后台，缩短运行人员的故障查找时间。架空线路覆盖范围广阔，前期建设可使用无线通信（2g/3g）方式。
2 馈线自动化开关运行原则
2.1 馈线自动化开关规划安装布点原则
（1）配网线路主干线上建议主要以自动化负荷开关进行分段，而在线路分支线首端上建议安装自动化断路器进行分界；（2）配网线路主干线较长的，建议在线路中间安装自动化断路器对主干线进行分段，再在两段主干线安装分段自动化负荷开关；（3）配网线路上同一电源路径只安装1台自动化断路器，不得在同一供电路径上安装超过2台自动化断路器；（4）严禁只在变电站出线#1杆塔安装自动化开关，避免浪费投资。
2.2 变电站出线开关保护定值设置原则
（1）变电站出线开关统一采用只投入一次重合闸方式，避免相间短路对电源造成多次冲击；（2）馈线上安装了自动化断路器的变电站出线开关，必须在自动化断路器安装前完成设置300ms的相间保护动做出口延时，未安装自动化断路器的不得设置为300ms延时；（3）对于运行在变电站同一10kV母线下同杆架设的4回及以上10kV馈线，原则上要求同杆各回10kV馈线速断保护时间总和不超过1.1s。
2.3 馈线自动化开关保护设置原则
（1）馈线上同一供电路径若配置了2台自动化断路器，则只允许以第一台断路器投入二次重合闸，第二台不投入二次重合闸的情况下运行，以便线路末端故障时，前段客户不会受累停电；（2）出线开关下游第一档自动化负荷开关有压合闸设置为21s、设置了二次重合闸的自动化断路器下游第一档自动化负荷开关有压合闸设置为7s、设置了一次重合闸的自动化断路器下游第一档自动化负荷开关有压合闸设置为21s；（3）对于线路末端有用户断路器已设置了0s跳闸的情况，建议其前端的馈线自动化断路器至少设置50ms的动作延时，避免先于用户侧动作跳闸；（4）馈线环网点设置了馈线自动化开关的，当本侧线路故障时为防止对侧线路合闸于故障，暂退出环网点的自动化功能。
2.4 已安装运行的自动化开关整改过渡原则
（1）馈线同一供电路径上配置超过2台自动化断路器的，第3台起自动化断路器应退出跳闸出口功能（只故障发信）或者退出自动化功能（当普通开关），退出出口或自动化功能的断路器必须要向自动化分部申请在配网主站悬挂“保护退出”标示牌，直至问题解决；（2）对当前未按上述原则运行的自动化开关，要求按上述原则调整和改造，力求以统一、合理的网架结构运行，为日常运行检修、故障处理、调度分析指挥等创造有利条件。
2.5 自动化开关运行信息变更工作原则
自动化开关出现因安装位置、开关类型（负荷开关与断路器）在实际线路检修安装时信息与原始提交的信息不对应；因长期转供电等网架变化导致信息不对应，需重新向主站维护人员提交告警事项报文信息，避免主站发出错误的开关动作告警报文信息。
3 结语
在复杂配网网络结构的场景下，实现馈线自动化开关设备的正确配置，为提高配网自动化水平提供重要保障。本文首先对复杂场景下馈线自动化开关的规划布点进行了探讨分析，提出了安装位置确定相关原则；其次，对变电站出线开关、馈线自动化开关的相关定值配合提出了说明；最后，对馈线自动化开关整改及信息变更提出了相应要求原则。本文的研究为配网馈线自动化开关的运行与管理提供了借鉴与参考。
参考文献
[1] 刘敬之，陈红艺，谭思.配网自动化系统现状的研究[J].电源技术应用，2013，（8）.
[2] 向真，杜亚松，邢恩靖，黄伟.配网自动化建设对供电可靠性影响[J].电网与清洁能源，2012，10（28）.
[3] 岑维建.浅谈配网自动化[J].华中电力，1996，6（12）.
作者简介：吴树鸿（1977-），男，广东揭阳人，广东电网有限责任公司佛山供电局工程师，研究方向：配电网运行管理。
（责任编辑：蒋建华）