论文部分内容阅读
摘要：馈线自动化是提高配电网可靠性的关键技术之一。配电网的可靠、经济运行在很大程度上取决于配电网结构的合理性、可靠性、灵活性和经济性，这些又与配网的自动化程度紧密相关。通过实施馈线自动化技术，可以使馈线在运行中发生故障时，能自动进行故障定位，实施故障隔离和恢复对健全区域的供电，提高供电可靠性。因此，文章就根据配电自动化技术现状及存在问题进行分析，着重对馈线自动化控制技术方式、分布式智能控制技术进行研究。
关键词:10KV；配电网；馈线自动化；技术分析
Abstract: the feeder automation is one of the key technologies to improve the reliability of distribution network. Reliable, economical operation of distribution network depends largely on the distribution network structure of rationality, reliability, flexibility and economy, which is closely related to the degree of automation of distribution network and. Through the implementation of feeder automation technology, can make the feeder fault occurred in the operation, automatic fault location, fault isolation and restoration to improve the implementation of regional power supply, improve the reliability of power supply. Therefore, this article is according to the distribution status of automation technology and the existing problems were analyzed, focusing on the feeder automation control technology, distributed intelligent control technology research.
Keywords: 10KV; distribution network feeder automation; technical analysis;
中圖分类号：U224.3+1文献标识码：A文章编号：2095-2104（2013）
前言：
南方电网公司早在2007开始组织配网自动化的建设工作， 目前各供电局只有部分架空馈线安装了重合器方式自动化开关、故障指示器等设备。在供电局安装的SCADA配网主站系统，只能实现对终端设备的遥测、遥信，不能进行遥控，不能自动故障隔离，不能快速进行故障定位，故障处理时间需要15分钟左右，甚至更长，并不能真正实现配电自动化。
实施馈线自动化的目的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。
目前基于配电自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统和基于馈线终端设备（FTU）和通信网络的馈线自动化系统在部分地区采用，而基于配电自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统因其结构简单、不需要建设通信网络、建设费用低等特点，故应用较多，馈线自动化目前在国内的技术发展，主站系统、智能配电终端已比较成熟，但自动故障识别、自动故障定位、自动故障隔离、快速复电技术尚不成熟。
一馈线自动化的控制方式及功能
馈线自动化控制是指在正常情况下，远方实时监控馈线分段开关与联络开关，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作，在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。
1.1控制方式
馈线自动化[1]的控制方式分为远方控制和就地控制，这与配电网中可控设备（主要是开关设备）的功能有关。如果开关设备是电动负荷开关，并有通信设备，那就可以实现远方控制分闸或合闸；如果开关设备是重合器、分段器、重合分段器，它们的分闸或合闸是由这些设备被设定的自身功能所控制，这称为就地控制。
远方控制又可分为集中式和分散式两类。所谓集中式，是指由SCADA系统根据从FTU获得的信息，经过判断作出控制，亦称为主从式；分散式是指FTU向馈线中相关的开关控制设备发出信息，各控制器根据收到的信息综合判断后实施对所控开关设备的控制。
1.2控制功能
运行状态监控[2]：监控内容主要包括所有被监控的线路（包括主干线和各支路）的电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量等电气参数。能够实时显示配电网络的运行工况：实时监视10kV线路分段开关、联络开关等设备运行状态；线路分段开关和联络开关的遥控；通过运行状态的监测，可以实现远动或者三遥（遥信、遥测、遥控）的功能。
故障定位、故障区隔离，负荷转供及恢复供电或者进行网络重构[3]。在配电网中，若发生永久性故障，通过开关设备的顺序动作实现故障区隔离[4]；在环网运行或环网结构、开环运行的配电网中实现负荷转供，恢复供电。当切除了配电网中的故障设备后，在满足一定约束的条件下，为了减少停电面积从而尽可能地保证用户供电而进行的网络结构调整，即配电网故障后重构。这一过程是自动进行的。在发生瞬时性故障时，通常因切断故障电流后，故障自动消失，可以由开关自动重合而恢复对负荷的供电。
二 馈线自动化的类型
按照配电网建设模式划分，馈线自动化系统可以分为故障定位系统、就地式馈线自动化、集中式馈线自动化，各个馈线自动化系统的介绍如下：
2.1故障定位系统
配网故障定位系统是通过安装故障指示器装置，在配电线路发生故障时，相关人员通过人工巡视或根据上报的故障信息，确定故障区域的系统。故障指示器是一种安装在电力线路（架空线，电缆及母排）上，指示故障电流的装置，它通过检测短路电流的特征来判别短路故障，可以通过给出动作翻牌、灯光报警等就地信号指示短路故障，迅速确定故障分支和区段，大幅度减少了寻找故障点的时间，有利于快速排除故障，恢复正常供电，提高供电可靠性。该系统仅仅在故障时起作用。
2.2就地式馈线自动化
就地式馈线自动化指不依赖配电自动化主站，由配电终端或现场自动化装置协同实现故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。具体可采用重合器和智能分布式两种实现方式：
重合器方式[5]。在原来的电压分断器、电流分段器、重合器技术基础之上发展出了的一种技术不依赖于通信和主站，可靠性更高。在故障发生时，通过线路开关间的逻辑配合，利用重合器实现线路故障的就地识别、隔离和非故障线路恢复供电。有3种典型的重合器方式馈线自动化模式，即重合器和重合器配合模式、重合器和电压-时间型分段器配合模式、重合器和过流脉冲计数型分段器配合模式。
智能分布式。智能分布式的就地式馈线自动化是在重合器方式的就地式馈线自动化的基础上，增加局部光纤通信，使得环网内的各FTU互相交互信息，在故障后毫秒级的时间内直接跳开离故障点最近的两侧开关，变电站出线开关不需要跳闸，使得停电区域最小，同时联络开关自动合闸转供。可实现多开关串联无级差保护配合，快速准确地实现故障隔离和转移供电，达到停电范围最小、停电时间最短的目的。在保护通道故障时，可自动转为重合器方式的就地式馈线自动化工作模式，可靠性高，可应用于供电可靠性要求高的骨干网络。配电主站和子站可不参与处理过程。
2.3 集中式馈线自动化
集中式馈线自动化是指配电主站与配电终端相互配合，实现配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。具体可采用全自动和半自动两种实现方式：
全自动方式[6]。配电主站或子站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
半自动方式。配电主站或子站通过收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，通过遥控或人工完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
三馈线自动化典型控制技术方案
3.1基于主站监控式的集中式[7]馈线自动化
配电主站、配电子站、馈线配电终端是构成配电自动化的三大环节。主站监控式馈线自动化是指完全由主站实现的馈线故障紧急控制。配电主站是大型配网自动化建设的核心，作为控制中心，它依赖于通信，实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用(PAS)。同时以地理信息系统(GIS)为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA, GIS和PAS的一体化则促使配电主站的功能更综合、更紧密、更强大，成为提供配电网保护与监控、配电网管理与维护的全方位自动化运行管理系统。在主站层实现的馈线自动化功能简单明了（参见图-1所示系统），当在开关S1和开关S2之间发生故障F1(非单相接地)，线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，实现故障识别；再根据装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器B1，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸功能，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。
图1基于主站的馈线自动化控制模式
Fig.1: feeder automation control scheme based on main station
主站监控方案中故障识别、故障网络拓朴分析、故障定位、故障负荷转移都由配电主站集中处理，形成顺序控制策略，再通过远方通信逐项完成。配电网紧急控制功能及逻辑完全做在主站中，对配电终端仅要求其有RTU功能，对配电网通信的依赖性强，当通信系统发生故障或控制中心故障，则不可避免地导致整个控制系统瘫痪，失去故障隔离、恢复供电功能。如同在微机继电保护发展初期，变电站的众多保护功能仅由一台计算机实现一样，这种完全依赖通信的主站集中式控制模式可靠性较差，应当考虑紧急控制功能的分布实现与下放。
3.2基于子站监控式的馈线自动化
配电子站通常位于变电站或配网分控制中心，其功能涵盖通信处理和就地监控，与变电站综合自动化一样，配电子站在子站层能够独立实现对馈线的信息采集与控制。在馈线故障处理中，故障识别、故障隔离功能可以由配电子站完成。这种控制方式实现了主站中紧急控制部分功能的下放，增强了子站的控制功能，减弱了馈线故障处理对主站的依赖，是目前比较流行的控制方式。
该控制模式需要协调解决故障隔离与故障负荷转移的关系。主站能够基于配电网全局的拓扑信息给出全局最优的故障负荷转移方案，其优化目标函数的约束条件包括开关的操作次数、负荷转移的合理行、重构网络的合理行、网损等因素。一般情况主站在故障发生后进行负荷转移的分析，为调度给出最优恢复策略，由调度确认后实现负荷转移。
实际上只有在复杂的大型配电网中发生大范围故障时，才会出现较大的负荷需要转移，自动化系统将通过复杂的拓扑分析给出一系列顺序执行的转移负荷方案。然而通常情况下，馈线故障的恢复供电措施都很简单，只需考虑联络开关投人备用电源是否能够完成负荷转移。对于这种单一操作可以考虑通过配电子站来完成。理想的方案是由主站在正常运行状态进行故障预想.在线生成控制策略，并下载到配电子站中，即对于哪些故障可以由配電子站直接进行故障负荷的转移，主站作为该项任务的后备。
3.3重合器方式的就地式馈线自动化
基于重合器的馈线自动化有两种实现方式：
（1）重合器与电压——时间型分段器配合实现故障定位、隔离；
（2）重合器与过流脉冲计数型分段器配合实现故障定位、隔离；
基于重合器与电压——时间分段器方式的馈线自动化基于电压——延时方式，对于分段点位置的开关，在正常运行时开关为合闸状态。当线路因停电或故障失压时，所有的开关失压分闸。在第一次重合后，线路分段一级一级的投入，投到故障段后线路再次跳闸，故障区段两侧的开关因感受到故障电压而闭锁。当站内断路器再次合闸后，正常区间恢复供电、故障区间通过闭锁而隔离。而对于联络点位置的开关，在正常时感受到两侧有电压时为常开状态，当一侧电源失压时，该联络开关开始延时进行故障确认。在延时时间完成后，联络开关投入，后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电。两侧同时失压时，开关为闭锁状态。
基于重合器与过流脉冲计数分段器方式的馈线自动化在处理如图2所示配电网结构，A为重合器，B、C、D为过电流脉冲计数分段器，其计数次数均整定为2次。
对于永久性故障，正常运行时，重合器A，分段器B、C、D均为合，当C之后的区段发生永久性故障时，重合器A跳闸，分段器C计过电流一次，由于没有达到事先整定的2次，因此分段器保持合闸，经过一段时间后，重合器进行第一次重合，由于再次重合到故障点，重合器A再次跳闸，分段器第二次过电流而达到整定值，于是，分段器在重合器跳闸后无电流时期分闸；再经过一段时间，重合器A进行第二次重合，由于此时分段器C处于分闸状态，从而将故障区段隔离开，恢复对健全区段的供电。
对于瞬时性故障，重合器A跳闸，分段器C记过电流一次，由于没达到整定值2次，所以不分闸而保持合闸，经过一段时间，重合器进行第一次重合，由于瞬时故障消除，重合成功，恢复系统正常供电，再经过一段确定的时间（与整定有关）后，分段器C的过电流计数值清零，又恢复至其初始状态，为下一次做好准备。
图2基于重合器与过流脉冲计数分段器故障处理示意图
3.4就地智能分布式馈线自动化
新型智能分布式控制方式则利用了电压和电流两个信号作为故障段的判据，故又称为U-I-T（电压—电流—时间）型。此方案具有如下优点：
利用了电压和电流两个信号作为故障段的判据，充分考虑了故障后线路失压和过流次序和规律，制订全面的网络重构方案，方案的参数配置不受线路分段数目和联络开关位置的影响。
当利用智能负荷开关组网时，线路上各个开关按预先整定的功能相互配合自动隔离故障、自动进行故障后网络重构；当采用重合器或断路器组网时，能够发挥重合器或断路器的开断和重合能力，迅速切除并隔离故障，恢复非故障线路供电。
采用“残压检测”功能使故障点负荷侧的开关提前分闸闭锁，避免另一侧电源向故障线路转移供电时受到短路冲击和不必要的停电。
在有局部光纤通信的条件下，可以自动升级为“协作模式”，从而进一步加快网络重构速度，减少线路受到的短路冲击。
采用智能分布式的控制方式，充分发挥智能分布式的实时性和可靠性，尽快完成故障隔离，恢复非故障区域供电，减少停电时间和范围，并且，在具备了配电SCADA的条件下，调度员可以监视和控制故障的处理过程。当通信网络或后台系统发生故障而不能正常运行时，也不会影响到智能分布式的控制系统及时地完成故障处理和非故障段恢复供电的功能。
分布式智能控制有两种实现方式：
（1）基于终端的方式。终端通过对等通信（IP）网络获取相关站点终端数据，自行决策。不需要安装专门的装置，具有很高的实时性（最快达到200ms以内），但对终端处理能力要求高，且仅能用于IP通信网。
（2）采用分布式智能控制器（Distributed Intelligent Controller，DIC）的方式。DIC安装在变电站、开关站或者其他选定的站点内，其作用类似于传统的配电子站，收集并处理附近小区内相关站点的终端信息，完成一些实时性要求较高的现场控制功能，能够有力提高配电自动化系统的处理速度，减轻SCADA系统的处理数据能力，使得配电系统进一步智能化。通过通信网集中收集处理相关站点终端的数据，做出综合决策，将控制命令送回终端。该方式可用于串行点对点通信，具有很好的适用性。
四馈线自动化控制技术方式比较及应用
综上所述，馈线自动化系统按控制技术方式可分为两大类：一是就地式馈线自动化（含重合器方式、智能分布式两种），二是集中式馈线自动化。（馈线自动化控制技术方式比较见表1）
就地式馈线自动化。重合器方式就地式馈线自动化系统结构简单，不需要通讯通道，通过重合器、分段器顺序重合隔离故障，恢复对非故障区段的供电，在实际应用中，重合器与电压——时间型分段器配合实现故障定位、隔离的类型应用较多。重合器方式就地式馈线自动化适用于C 类及以下供电区的农村、城郊架空线路；目前在国内应用已比较成熟。
智能分布式馈线自动化，系统结构是配电子站与配电终端之间、终端与终端之间通过对等通信网络交换数据，由配电子站实现对终端的控制，实现快速故障隔离，和非故障段恢复供电，当通信网络或主站系统发生故障而不能正常运行时，也不会影响到智能分布式的控制系统及时地完成故障处理和非故障段恢复供电的功能。智能分布式馈线自动化适用于城市中B 类及以上供电区接有重要敏感负荷的电缆线路。目前在国内应用的地区不多，技术尚在实验、研究探索阶段。
集中式馈线自动化。它依赖于通信，主站集中控制方式，实现配电网全局性的数据采集与控制，主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。根据各配电终端或故障指示器检测到的故障报警，开关跳闸等故障信息，启动故障处理程序，确定故障类型和发生位置。 根据故障定位结果给出故障区域隔离方案，非故障区域恢复供电，集中式馈线自动化适用于城市中B 类及以上供电区的电缆线路。集中式馈线自动化目前在国内的技术发展，主站系统、智能配电终端之间的两遥（遥测、遥信）已比较成熟，但遥控技术出于安全性考虑，应用尚不成熟，自动故障识别、快速故障定位、自动故障隔离技术属于新技术，尚在研究阶段
表1馈线自动化控制技术方式比较表[8]
五结论：
馈线自动化系统按控制技术方式可分为两类三种方式，对不同用电区域宜采用不同类型的馈线自动化方式
1）就地式馈线自动化的重合器方式，不依赖通信，结构简单，通过重合器、分段器顺序重合隔离故障和非故障段恢复供电。故障处理，供电恢复时间在15分钟以内，适用于C 类及以下供电区的农村、城郊架空线路。
2）智能分布式控制方式，配电子站与配电终端之间、终端与终端之间通过对等通信网络交换数据，可实现快速故障隔离，和非故障段恢复供电，故障处理，供电恢复时间在数秒以内，當通信网络或主站系统发生故障而不能正常运行时，也不会影响到智能分布式的控制系统及时地完成故障处理和非故障段恢复供电的功能。适用于城市中B 类及以上供电区接有重要敏感负荷的骨干电缆线路。
3）集中式馈线自动化控制方式，实现配电网全局性的数据采集与控制，主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。故障处理，供电恢复时间在数十秒以内，适用于城市中心区B 类及以上供电区的主电缆线路。
综上所述，智能分布式控制方式、集中式馈线自动化控制方式均可以实现自动故障识别、快速故障定位，自动故障隔离技术，解决了目前馈线自动化技术存在的问题。两者的差异，只是故障处理，供电恢复的时间前者更优。
参考文献：
[1]徐丙垠、李天友智能配电网与配电自动化电力系统自动化2009,33（17）
[2]王培钰智能电力配电网自动化系统 变频技术应用2007.282-285
[3] 郭志忠电网自愈控制方案电力系统自动化2005，29（10）
关键词:10KV；配电网；馈线自动化；技术分析
Abstract: the feeder automation is one of the key technologies to improve the reliability of distribution network. Reliable, economical operation of distribution network depends largely on the distribution network structure of rationality, reliability, flexibility and economy, which is closely related to the degree of automation of distribution network and. Through the implementation of feeder automation technology, can make the feeder fault occurred in the operation, automatic fault location, fault isolation and restoration to improve the implementation of regional power supply, improve the reliability of power supply. Therefore, this article is according to the distribution status of automation technology and the existing problems were analyzed, focusing on the feeder automation control technology, distributed intelligent control technology research.
Keywords: 10KV; distribution network feeder automation; technical analysis;
中圖分类号：U224.3+1文献标识码：A文章编号：2095-2104（2013）
前言：
南方电网公司早在2007开始组织配网自动化的建设工作， 目前各供电局只有部分架空馈线安装了重合器方式自动化开关、故障指示器等设备。在供电局安装的SCADA配网主站系统，只能实现对终端设备的遥测、遥信，不能进行遥控，不能自动故障隔离，不能快速进行故障定位，故障处理时间需要15分钟左右，甚至更长，并不能真正实现配电自动化。
实施馈线自动化的目的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。
目前基于配电自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统和基于馈线终端设备（FTU）和通信网络的馈线自动化系统在部分地区采用，而基于配电自动化开关设备相互配合的馈线自动化系统因其结构简单、不需要建设通信网络、建设费用低等特点，故应用较多，馈线自动化目前在国内的技术发展，主站系统、智能配电终端已比较成熟，但自动故障识别、自动故障定位、自动故障隔离、快速复电技术尚不成熟。
一馈线自动化的控制方式及功能
馈线自动化控制是指在正常情况下，远方实时监控馈线分段开关与联络开关，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作，在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。
1.1控制方式
馈线自动化[1]的控制方式分为远方控制和就地控制，这与配电网中可控设备（主要是开关设备）的功能有关。如果开关设备是电动负荷开关，并有通信设备，那就可以实现远方控制分闸或合闸；如果开关设备是重合器、分段器、重合分段器，它们的分闸或合闸是由这些设备被设定的自身功能所控制，这称为就地控制。
远方控制又可分为集中式和分散式两类。所谓集中式，是指由SCADA系统根据从FTU获得的信息，经过判断作出控制，亦称为主从式；分散式是指FTU向馈线中相关的开关控制设备发出信息，各控制器根据收到的信息综合判断后实施对所控开关设备的控制。
1.2控制功能
运行状态监控[2]：监控内容主要包括所有被监控的线路（包括主干线和各支路）的电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量等电气参数。能够实时显示配电网络的运行工况：实时监视10kV线路分段开关、联络开关等设备运行状态；线路分段开关和联络开关的遥控；通过运行状态的监测，可以实现远动或者三遥（遥信、遥测、遥控）的功能。
故障定位、故障区隔离，负荷转供及恢复供电或者进行网络重构[3]。在配电网中，若发生永久性故障，通过开关设备的顺序动作实现故障区隔离[4]；在环网运行或环网结构、开环运行的配电网中实现负荷转供，恢复供电。当切除了配电网中的故障设备后，在满足一定约束的条件下，为了减少停电面积从而尽可能地保证用户供电而进行的网络结构调整，即配电网故障后重构。这一过程是自动进行的。在发生瞬时性故障时，通常因切断故障电流后，故障自动消失，可以由开关自动重合而恢复对负荷的供电。
二 馈线自动化的类型
按照配电网建设模式划分，馈线自动化系统可以分为故障定位系统、就地式馈线自动化、集中式馈线自动化，各个馈线自动化系统的介绍如下：
2.1故障定位系统
配网故障定位系统是通过安装故障指示器装置，在配电线路发生故障时，相关人员通过人工巡视或根据上报的故障信息，确定故障区域的系统。故障指示器是一种安装在电力线路（架空线，电缆及母排）上，指示故障电流的装置，它通过检测短路电流的特征来判别短路故障，可以通过给出动作翻牌、灯光报警等就地信号指示短路故障，迅速确定故障分支和区段，大幅度减少了寻找故障点的时间，有利于快速排除故障，恢复正常供电，提高供电可靠性。该系统仅仅在故障时起作用。
2.2就地式馈线自动化
就地式馈线自动化指不依赖配电自动化主站，由配电终端或现场自动化装置协同实现故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。具体可采用重合器和智能分布式两种实现方式：
重合器方式[5]。在原来的电压分断器、电流分段器、重合器技术基础之上发展出了的一种技术不依赖于通信和主站，可靠性更高。在故障发生时，通过线路开关间的逻辑配合，利用重合器实现线路故障的就地识别、隔离和非故障线路恢复供电。有3种典型的重合器方式馈线自动化模式，即重合器和重合器配合模式、重合器和电压-时间型分段器配合模式、重合器和过流脉冲计数型分段器配合模式。
智能分布式。智能分布式的就地式馈线自动化是在重合器方式的就地式馈线自动化的基础上，增加局部光纤通信，使得环网内的各FTU互相交互信息，在故障后毫秒级的时间内直接跳开离故障点最近的两侧开关，变电站出线开关不需要跳闸，使得停电区域最小，同时联络开关自动合闸转供。可实现多开关串联无级差保护配合，快速准确地实现故障隔离和转移供电，达到停电范围最小、停电时间最短的目的。在保护通道故障时，可自动转为重合器方式的就地式馈线自动化工作模式，可靠性高，可应用于供电可靠性要求高的骨干网络。配电主站和子站可不参与处理过程。
2.3 集中式馈线自动化
集中式馈线自动化是指配电主站与配电终端相互配合，实现配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。具体可采用全自动和半自动两种实现方式：
全自动方式[6]。配电主站或子站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
半自动方式。配电主站或子站通过收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，通过遥控或人工完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
三馈线自动化典型控制技术方案
3.1基于主站监控式的集中式[7]馈线自动化
配电主站、配电子站、馈线配电终端是构成配电自动化的三大环节。主站监控式馈线自动化是指完全由主站实现的馈线故障紧急控制。配电主站是大型配网自动化建设的核心，作为控制中心，它依赖于通信，实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用(PAS)。同时以地理信息系统(GIS)为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA, GIS和PAS的一体化则促使配电主站的功能更综合、更紧密、更强大，成为提供配电网保护与监控、配电网管理与维护的全方位自动化运行管理系统。在主站层实现的馈线自动化功能简单明了（参见图-1所示系统），当在开关S1和开关S2之间发生故障F1(非单相接地)，线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，实现故障识别；再根据装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器B1，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸功能，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。
图1基于主站的馈线自动化控制模式
Fig.1: feeder automation control scheme based on main station
主站监控方案中故障识别、故障网络拓朴分析、故障定位、故障负荷转移都由配电主站集中处理，形成顺序控制策略，再通过远方通信逐项完成。配电网紧急控制功能及逻辑完全做在主站中，对配电终端仅要求其有RTU功能，对配电网通信的依赖性强，当通信系统发生故障或控制中心故障，则不可避免地导致整个控制系统瘫痪，失去故障隔离、恢复供电功能。如同在微机继电保护发展初期，变电站的众多保护功能仅由一台计算机实现一样，这种完全依赖通信的主站集中式控制模式可靠性较差，应当考虑紧急控制功能的分布实现与下放。
3.2基于子站监控式的馈线自动化
配电子站通常位于变电站或配网分控制中心，其功能涵盖通信处理和就地监控，与变电站综合自动化一样，配电子站在子站层能够独立实现对馈线的信息采集与控制。在馈线故障处理中，故障识别、故障隔离功能可以由配电子站完成。这种控制方式实现了主站中紧急控制部分功能的下放，增强了子站的控制功能，减弱了馈线故障处理对主站的依赖，是目前比较流行的控制方式。
该控制模式需要协调解决故障隔离与故障负荷转移的关系。主站能够基于配电网全局的拓扑信息给出全局最优的故障负荷转移方案，其优化目标函数的约束条件包括开关的操作次数、负荷转移的合理行、重构网络的合理行、网损等因素。一般情况主站在故障发生后进行负荷转移的分析，为调度给出最优恢复策略，由调度确认后实现负荷转移。
实际上只有在复杂的大型配电网中发生大范围故障时，才会出现较大的负荷需要转移，自动化系统将通过复杂的拓扑分析给出一系列顺序执行的转移负荷方案。然而通常情况下，馈线故障的恢复供电措施都很简单，只需考虑联络开关投人备用电源是否能够完成负荷转移。对于这种单一操作可以考虑通过配电子站来完成。理想的方案是由主站在正常运行状态进行故障预想.在线生成控制策略，并下载到配电子站中，即对于哪些故障可以由配電子站直接进行故障负荷的转移，主站作为该项任务的后备。
3.3重合器方式的就地式馈线自动化
基于重合器的馈线自动化有两种实现方式：
（1）重合器与电压——时间型分段器配合实现故障定位、隔离；
（2）重合器与过流脉冲计数型分段器配合实现故障定位、隔离；
基于重合器与电压——时间分段器方式的馈线自动化基于电压——延时方式，对于分段点位置的开关，在正常运行时开关为合闸状态。当线路因停电或故障失压时，所有的开关失压分闸。在第一次重合后，线路分段一级一级的投入，投到故障段后线路再次跳闸，故障区段两侧的开关因感受到故障电压而闭锁。当站内断路器再次合闸后，正常区间恢复供电、故障区间通过闭锁而隔离。而对于联络点位置的开关，在正常时感受到两侧有电压时为常开状态，当一侧电源失压时，该联络开关开始延时进行故障确认。在延时时间完成后，联络开关投入，后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电。两侧同时失压时，开关为闭锁状态。
基于重合器与过流脉冲计数分段器方式的馈线自动化在处理如图2所示配电网结构，A为重合器，B、C、D为过电流脉冲计数分段器，其计数次数均整定为2次。
对于永久性故障，正常运行时，重合器A，分段器B、C、D均为合，当C之后的区段发生永久性故障时，重合器A跳闸，分段器C计过电流一次，由于没有达到事先整定的2次，因此分段器保持合闸，经过一段时间后，重合器进行第一次重合，由于再次重合到故障点，重合器A再次跳闸，分段器第二次过电流而达到整定值，于是，分段器在重合器跳闸后无电流时期分闸；再经过一段时间，重合器A进行第二次重合，由于此时分段器C处于分闸状态，从而将故障区段隔离开，恢复对健全区段的供电。
对于瞬时性故障，重合器A跳闸，分段器C记过电流一次，由于没达到整定值2次，所以不分闸而保持合闸，经过一段时间，重合器进行第一次重合，由于瞬时故障消除，重合成功，恢复系统正常供电，再经过一段确定的时间（与整定有关）后，分段器C的过电流计数值清零，又恢复至其初始状态，为下一次做好准备。
图2基于重合器与过流脉冲计数分段器故障处理示意图
3.4就地智能分布式馈线自动化
新型智能分布式控制方式则利用了电压和电流两个信号作为故障段的判据，故又称为U-I-T（电压—电流—时间）型。此方案具有如下优点：
利用了电压和电流两个信号作为故障段的判据，充分考虑了故障后线路失压和过流次序和规律，制订全面的网络重构方案，方案的参数配置不受线路分段数目和联络开关位置的影响。
当利用智能负荷开关组网时，线路上各个开关按预先整定的功能相互配合自动隔离故障、自动进行故障后网络重构；当采用重合器或断路器组网时，能够发挥重合器或断路器的开断和重合能力，迅速切除并隔离故障，恢复非故障线路供电。
采用“残压检测”功能使故障点负荷侧的开关提前分闸闭锁，避免另一侧电源向故障线路转移供电时受到短路冲击和不必要的停电。
在有局部光纤通信的条件下，可以自动升级为“协作模式”，从而进一步加快网络重构速度，减少线路受到的短路冲击。
采用智能分布式的控制方式，充分发挥智能分布式的实时性和可靠性，尽快完成故障隔离，恢复非故障区域供电，减少停电时间和范围，并且，在具备了配电SCADA的条件下，调度员可以监视和控制故障的处理过程。当通信网络或后台系统发生故障而不能正常运行时，也不会影响到智能分布式的控制系统及时地完成故障处理和非故障段恢复供电的功能。
分布式智能控制有两种实现方式：
（1）基于终端的方式。终端通过对等通信（IP）网络获取相关站点终端数据，自行决策。不需要安装专门的装置，具有很高的实时性（最快达到200ms以内），但对终端处理能力要求高，且仅能用于IP通信网。
（2）采用分布式智能控制器（Distributed Intelligent Controller，DIC）的方式。DIC安装在变电站、开关站或者其他选定的站点内，其作用类似于传统的配电子站，收集并处理附近小区内相关站点的终端信息，完成一些实时性要求较高的现场控制功能，能够有力提高配电自动化系统的处理速度，减轻SCADA系统的处理数据能力，使得配电系统进一步智能化。通过通信网集中收集处理相关站点终端的数据，做出综合决策，将控制命令送回终端。该方式可用于串行点对点通信，具有很好的适用性。
四馈线自动化控制技术方式比较及应用
综上所述，馈线自动化系统按控制技术方式可分为两大类：一是就地式馈线自动化（含重合器方式、智能分布式两种），二是集中式馈线自动化。（馈线自动化控制技术方式比较见表1）
就地式馈线自动化。重合器方式就地式馈线自动化系统结构简单，不需要通讯通道，通过重合器、分段器顺序重合隔离故障，恢复对非故障区段的供电，在实际应用中，重合器与电压——时间型分段器配合实现故障定位、隔离的类型应用较多。重合器方式就地式馈线自动化适用于C 类及以下供电区的农村、城郊架空线路；目前在国内应用已比较成熟。
智能分布式馈线自动化，系统结构是配电子站与配电终端之间、终端与终端之间通过对等通信网络交换数据，由配电子站实现对终端的控制，实现快速故障隔离，和非故障段恢复供电，当通信网络或主站系统发生故障而不能正常运行时，也不会影响到智能分布式的控制系统及时地完成故障处理和非故障段恢复供电的功能。智能分布式馈线自动化适用于城市中B 类及以上供电区接有重要敏感负荷的电缆线路。目前在国内应用的地区不多，技术尚在实验、研究探索阶段。
集中式馈线自动化。它依赖于通信，主站集中控制方式，实现配电网全局性的数据采集与控制，主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。根据各配电终端或故障指示器检测到的故障报警，开关跳闸等故障信息，启动故障处理程序，确定故障类型和发生位置。 根据故障定位结果给出故障区域隔离方案，非故障区域恢复供电，集中式馈线自动化适用于城市中B 类及以上供电区的电缆线路。集中式馈线自动化目前在国内的技术发展，主站系统、智能配电终端之间的两遥（遥测、遥信）已比较成熟，但遥控技术出于安全性考虑，应用尚不成熟，自动故障识别、快速故障定位、自动故障隔离技术属于新技术，尚在研究阶段
表1馈线自动化控制技术方式比较表[8]
五结论：
馈线自动化系统按控制技术方式可分为两类三种方式，对不同用电区域宜采用不同类型的馈线自动化方式
1）就地式馈线自动化的重合器方式，不依赖通信，结构简单，通过重合器、分段器顺序重合隔离故障和非故障段恢复供电。故障处理，供电恢复时间在15分钟以内，适用于C 类及以下供电区的农村、城郊架空线路。
2）智能分布式控制方式，配电子站与配电终端之间、终端与终端之间通过对等通信网络交换数据，可实现快速故障隔离，和非故障段恢复供电，故障处理，供电恢复时间在数秒以内，當通信网络或主站系统发生故障而不能正常运行时，也不会影响到智能分布式的控制系统及时地完成故障处理和非故障段恢复供电的功能。适用于城市中B 类及以上供电区接有重要敏感负荷的骨干电缆线路。
3）集中式馈线自动化控制方式，实现配电网全局性的数据采集与控制，主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。故障处理，供电恢复时间在数十秒以内，适用于城市中心区B 类及以上供电区的主电缆线路。
综上所述，智能分布式控制方式、集中式馈线自动化控制方式均可以实现自动故障识别、快速故障定位，自动故障隔离技术，解决了目前馈线自动化技术存在的问题。两者的差异，只是故障处理，供电恢复的时间前者更优。
参考文献：
[1]徐丙垠、李天友智能配电网与配电自动化电力系统自动化2009,33（17）
[2]王培钰智能电力配电网自动化系统 变频技术应用2007.282-285
[3] 郭志忠电网自愈控制方案电力系统自动化2005，29（10）