10kV电力配网馈线自动化技术分析

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摘要：馈线自动化技术是10kv配网架空线路的重要技术之一，在10kV配网架空线路的铺设过程中，许多技术方面的问题需要技术人员进行攻坚，馈线自动化的技术发展目前还有很多需要改进和突破的地方。从10kV配网架空线路馈线自动化的工作原理和保护配置方案方面入手，探讨馈线自动化的过程中出现故障时候的处理措施。

关键词：馈线自动化技术；10kV电力配网；配网架空线路；故障处理

馈线自动化技术的发展对当前的电网配网技术有着重要的推动作用，其重要性在于对10kV电网的配网架空线路的安全性和传输速率提供了一定保障，对于电路配网的工作技术来说，安全性和传输速率是首要考虑的因素，因此馈线自动化技术是电路配网工作人员需要优先采用的技术，在技术采用的时候要注重对馈线自动化技术的原理和特征有所认识，并对可能发生的情况做出一定预案。馈线自动化技术采用10kV中性点消弧线圈姐弟系统的工作模式作为该技术最为基本的处理方式，压型柱上负荷开关和电压类别的监控终端、三相一零序的组合电压互感器等作为馈线自动化技术主要的核心设备，在一定的工作技术原理下可以实现变电站中的出线断路器和运转的配合，这就在某种程度上实现了馈线自动化技术的两大需求：在不发生故障情况下的供电需求和故障情况下的隔离需求。

1馈线自动化技术的保护配置方案简析

馈线自动化技术在10kV电力配网中常见的保护配置方案主要是由智能控制器、负荷开关和断路器三大部分组成，主要的设备有主干线的相应设备以及分支线的相应设备，以及在分支线当中，用户所需要的分界负荷开关。

（1）馈线出线断路器在馈线自动化技术当中的配置馈线出线断路器是电路当中重要的设备，所以关于它的配置着重放在二次重合闸的配置上，要做好这一点，就要优先设置速断保护机制、同时确保带时限过滤保护和零序保护的正常运转。其中零序保护的时间一般整定为1s，而速断保护的时间一般整定为0.3s，过流保护的时间整定数值同上，而且一次重合闸延时整定在5s效果较好，而二次重合闸的延时应该整定在60s上，该二次重合闸还需要设定一定的闭锁时间，一般设置为5s。

（2）主干线的分段断路器配置馈线自动化分段断路器一般是在馈线主干线上设置的，这其中要对零序电流互感器和三相电流互感器进行详细的配置，从而达到对相间短路电流、零序电流以及负荷电流进行分断的效果，这个设备在使用的过程中一定要和控制器相互连接，这样才能确保时限保护的功能得到发挥，出于这个因素考虑，主干线可以分成两端，开关两侧的馈线负荷和具体线路的负荷分布是重要的影响因素，同时还要考虑使线路的长度尽量相同。

（3）主干线分段负荷开关的配置馈线自动化的分断负荷开关是在主干线上进行设置的，它的作用在于对可能出现的故障进行整个区域的最快反应隔离。主干线的分段负荷开关和馈线自动化分段器的组成类似，可以很好地分断负荷电流，该开关要根据电路配网中实际需求进行改进和设置，在设置完毕后要和馈线自动化控制器进行连接，形成一个完整的体系。

（4）分支线的分界断路器配置分支线的分界断路器设置在大分支线的端部，目的在于对分支线故障的隔离，同时它也要和馈线自动化控制器进行连接。分支线的分界断路器属于主干线分段断路器的分支，所以也要设定相应的短路动作时限，比如可以整定相间短路动作时限为0.15s，零序保护的动作时限是0.6s，如果要在二层分支线上增加一定树木的用户分界断路器，那么也要对动作保护时限有所调整，应该把这个数值降低为0s和0.3s。分支线的分界断路器有着一定的设置技巧，线路距离比较长的地方和电流负荷比较重的地方都要进行配置，因为这种地方，尤其是大分支线的首段，发生故障的次数一般会比较多，而且在同一条线路上最好不要设置很多动作时限为0s的分界断路器，这样很有可能产生瞬时故障，从而影响到断路器的整体运转。

（5）分支线中分界负荷开关的详细配置分界负荷开关一般安装在端部，对分支线的故障起到隔离作用，它主要是由三相电压、电流互感器和零序互感器等部分组成，作用在于自动地隔离单相接地的故障，同时也要注意连接控制器，分支线中分界负荷开关的设置要考虑多重因素，主要是负荷较重的分支线要设置首段部分的分界断路器，下面要设置分界负荷开关[1]。

（6）分支线用户分界负荷开关在电路中的配置分支线用户分界开关是一个特殊的设备，它一般配置在10kV配网架空线路中用户分支线的责任分界点上，具备分断负荷电流和自动对单相接地故障现象进行隔离的效果，如果分支线上的用户少，那么分界负荷开关的设置就没有必要，该开关也要馈线自动化控制器进行连接，它和分支线分界负荷开关的功能大致是相同的，重要的区别就是该开关可以对用户可能发生的出门事故进行有效地防范。

2馈线自动化技术的故障处理方案

（1）馈线自动化技术在10kV配网中的故障处理原理1）发生短路故障的处理过程与理论基础短路故障如果发生，变电站中断路器进行保护性跳闸，3.5s之后第一次重合闸的效果出发，柱上负荷开关在一侧得电后进行依次合闸，当合闸到达故障点之后，第二次跳闸发生，监控终端通过电压检测系统进行一定的逻辑判断，从而对需要进行操作的故障部位两端负荷开关进行闭锁操作，从而使得负荷开关再次得电后不会进行合闸的操作，对故障点进行准确地判断然后隔离，在变电站的出线断路器中进行第二次的重新合闸操作，及时恢复供电，把故障对于整体电路的影响降到最小[2]。2）发生接地故障的处理程序与理论基础在单相接地故障发生的情况下，10kV配网系统作为一种较小的电流配网系统，一定的零序电压是存在的，这种时候传统的拉线法有利于及时找出故障线路。把线路的出口断路器合上，然后逐级合闸，这时监控终端就要发挥操作的能力，在检测到零序电压的时候进行隔离，然后对故障点进行闭锁操作，在工序结束后自动合闸进行恢复电力的工作。

（2）馈线自动化技术在10kV配网架空线路中的故障实例分析这其中CB是带有时限保护和二次合闸功能的馈线出线断路器，而FB是带有实现保护功能和二次重合闸工能的主干线分段断路器，FSW1和FSW2是主干线的分段负荷开关，ZB1是带有时限保护和二次合闸功能的分支线分界断路器，YSW1到YSW3是分支线用户分界负荷开关，ZSW1是分支线分界负荷开关，LSW是联络开关，圆圈是负荷开关、方块是断路器，黑色填充就是闭合，白色填充是表示分闸状态。1）主干线的分段断路器电源侧发生故障的处理方式FSW1和FB之间发生故障的时候，CB就会进行跳闸动作的保护，然后FSW1、FSW2、ZSW1、YSW1、YSW2、YSW3在失压后也会随之跳闸，紧接着CB会在5s之后进行重合闸的操作，FSW1也会进行延时合闸，故障如果持续的话，CB再次跳闸，FSW1在失压后进行分闸，对合闸进行闭锁，CB会在一分钟后进行第二次的重合闸操作，如果重合成功那么故障就得到了解决，从而实现了故障的成功处理，整体的故障处理时间一般在一分钟左右。2）主干线分段断路器负荷的故障处理FSW2和ZSW1之间如果发生故障，那么FB会进行保护性的跳闸，FSW2、ZSW1、YSW3在失压后会分闸，然后FB在5s之后会重新合闸，FS2一侧有电压，所以会延迟5s合闸，永久故障导致FB再次跳闸、FSW2分闸，然后开始闭锁合闸，大概60s之后FB开始二次合闸，故障得到成功解决。3）分支线分界负荷开关的负荷侧发生故障的处理方式ZSW1和YSW3之间发生故障，FB保护动作跳闸，FSW2、ZSWI和YSW3在失压后快速分闸，FB在5s后重合闸，FSW2一侧有压，在延时5s后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸，ZSW1一侧有压，在延时5s后合闸。由于故障的原因，FB再次跳闸，ZSW1分闸并闭锁合闸，FSW2保持合闸，FB在60s后第二次重合闸。ZSW1成功隔离故障，隔离故障耗时约75s。4）分支线分界断路器的负荷侧发生故障处理方式ZB1与YSW1、YSW2之间发生故障，ZB1保护动作跳闸，ZB1在5s后重合闸，由于故障的原因，ZB1再次跳闸并闭锁合闸，ZB1成功隔离故障，隔离故障耗时约5s。5）分支线用户分界负荷开关发生故障处理用户YSW3发生永久故障若是相间短路故障,FB保护动作跳闸，FSW2，ZSW1，YSW3失压后快速分闸。若是单相接地故障，则YSW3跳闸隔离故障，其余开关不动作。FB在5s后重合闸。FSW2一侧有压，在延时Ss后合闸。FSW2在3s后闭锁分闸。ZSW1一侧有压，在延时Ss后合闸。ZSW1在3s后闭锁分闸。YSW3一侧有压，在延时Ss后合闸。由于是故障的原因，FB保护动作跳闸，YSW3分闸并闭锁合闸，FSW2，ZSW1保持合闸。FB在60s后第二次重合闸。YSW3成功隔离故障，隔离故障耗时约80s。

3结语

馈线自动化用于10kV配网架空线路的技术有较为完善的理论支持，同时在实际操作中也应该注意一些具体的细节，如主干线分段短路器的设置、馈线出线开关的安排和故障排除、分段负荷开关分闸闭锁的功能卡其以及对故障影响的优化等等。这些问题在电力工作中十分重要，要求技术人员有良好的理论知识以及和实际情况结合的快速能力，对馈线自动化技术难题的解决要做到胸有成竹，在心中形成模型和体系，以便更好地完善电力技术。

作者:李韶英 单位:山西蓝焰煤层气集团有限责任公司

参考文献：

［1］韩利群.10kV各类中性点接地方式运行情况研究［D］.广州：华南理工大学，2014.

［2］尹惠慧.10kV配网架空线路馈线自动化技术探讨［J］.科技创新导报，2011（25）：142-143.