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馈线自动化技术作为10kV配网线路中最重要的技术之一，它有效提高配电网的供电质量，保证供电的可靠性。科大智能电气技术有限公司的研究人员秦明辉、葛林、陈雷刚，在年第6期《电气技术》杂志上撰文，对10kV配网线路中馈线自动化技术原理及故障处理方案进行分析，并对应用测试中遇到的问题以及解决措施进行探讨。随着我国配电网智能化的快速发展，馈线自动化技术作为重要的技术支撑，对保证配电网供电可靠性有着重要作用，因此对馈线自动化技术展开研究及探讨具有重要的实际意义。本文就国网定义的配网就地型馈线自动化技术的功能原理进行分析，结合具备馈线自动化功能的馈线终端装置（feederterminalunit,FTU），设计符合规范标准的功能实现方案，并结合方案搭建符合规范的馈线自动化测试系统，重点对馈线自动化技术测试过程中遇到的问题以及对应的解决措施进行了深入探讨。1馈线自动化技术简介馈线自动化（feederautomation,FA）具备监测及控制配电线路运行状态的功能，能够准确迅速地定位和隔离故障区间，并完成非故障区间的恢复供电。FA可以完成配网故障的迅速报告、迅速诊断、迅速定位、迅速隔离以及迅速修复，降低排除故障的成本以及时间，有效地提高了配电网的供电可靠性以及供电质量。本文主要针对就地型FA中的自适应综合型逻辑进行研究。2自适应综合型FA技术实现方案2.1自适应综合型馈线终端保护原理下面依据标准Q/GDW—《配电自动化技术导则》《就地型馈线自动化技术原则》、IEC《远动设备及系统传输规约用IEC标准的网络访问》，针对自适应综合型馈线终端FTU保护原理进行说明，并结合时序图进行展现。自适应综合型馈线终端FTU依据双侧失压分闸、单侧来电合闸的规范标准，配合短路故障与接地故障监测技术以及故障路径先行处理的保护控制策略，结合变电站出线断路器二次重合闸，实现配电网的故障切除以及自适应隔离非故障区间。自适应综合型馈线自动化是就地型FA控制策略中最佳的故障复电方案之一，从经济因素考虑其优点在于投资少、见效快、易实施，从技术因素考虑其优点[11]在于不依赖通信、不依赖主站、维护工作少等。按照规范导则，结合具备自适应综合型FA功能的FTU终端，以FTU对应开关类型配置为分段模式为例，给出自适应综合型FA单个节点的保护原理图。1）依据“无压分闸”的规范要求，双侧失压分闸原理如图1所示，图中T1为变电站短路跳闸延时。图1双侧失压原理图2）依据“来电延时合闸”的规范要求，单侧来电合闸（有故障记忆）原理如图2所示。图2单侧来电合（有故障记忆）原理图3）依据“来电延时合闸”的规范要求，单侧来电合闸（无故障记忆）原理如图3所示。图3单侧来电合（无故障记忆）原理图4）反向闭锁（X时限闭锁）原理如图4所示。图4反向闭锁（X时限闭锁）原理图5）正向闭锁（Y时限闭锁）原理如图5所示。图5正向闭锁（Y时限闭锁）原理图2.2自适应综合型馈线自动化技术实现方案下面依据《就地型馈线自动化技术原则》和上述规范标准分析，设计符合标准的自适应综合型馈线自动化技术实现方案。依据技术原则设计典型配网线路拓扑图，以主干线短路故障为例，分析自适应综合型馈线自动化短路故障处理的技术实现方案。FS3与FS4间发生永久性故障，在FS1—FS3检测到故障电流并且记忆，如图6所示。其中CB为变电站出线开关，具备时限保护和重合功能，FS为分段开关，YS为用户分界开关，LSW为联络开关。此例中FS均配置为分段模式，YS均配置为分界模式，拓扑图中开关黑色为闭合状态，无色为断开状态，除CB以外其他所有类型开关均配备FTU。变电站出口断路器CB经保护延时分闸，依据图1对应的规范标准，分段开关FS1—FS7双侧失压，同时时间超过双侧失压跳延时后分闸，用户分界开关YS1—YS4虽失压，但其没有检测到故障电流，所以仍保持合闸状态，如图7所示。等待延时达到一次重合闸延时时间，CB启动第一次重合闸。依据图2对应的规范标准，由于FS1—FS3之前检测到故障电流，其单侧来电合闸时间为X时限。依据图3对应的规范标准，由于FS4—FS7无故障电流记忆，其单侧有压合闸为长延时（单侧有压合闸无故障长延时时间+X时限）。则CB一次重合闸后，FS1、FS2、FS3依次合闸，如图8所示。图6永久性短路故障图7CB第一次跳闸图8CB一次重合闸FS3合闸后，此时故障仍然存在，CB会再次保护跳闸。依据图5对应的规范标准，FS3由于Y时限内失压，所以FS3分闸并正向闭锁；依据图4对应的规范标准，FS4由于X时限内失压，所以FS4保持分闸，并反向闭锁，如图9所示。图9FS3合于故障侧延时达到二次重合闸延时时间，CB启动第二次重合闸，CB合闸后FS1、FS2、FS5、FS6、FS7依次单侧来电，延时合闸恢复供电。3自适应综合型FA测试系统自适应综合型馈线自动化功能投运前，需要对FTU终端参数进行配置，并进行测试验证。传统的人工测试时会遇到一些问题，包括二次终端与开关联调易受环境限制、测试环境不灵活、系统内故障触发不同步导致的逻辑异常、系统各节点开关动作结果不便于判定以及测试效率低等，都会对FA测试产生影响。因此，设计并搭建合适的测试系统是保证FA功能可靠性以及提高测试效率的重要方式。3.1测试环境配置测试环境配置包括FTU终端、故障同步装置、模拟开关、网络交换机、前置服务器和仿真测试平台。将仿真测试平台接入测试系统，通过IEC《远动设备及系统传输规约用IEC标准的网络访问》建立仿真平台与FTU间的通信，从而实现通信报文交互。自适应综合型馈线自动化功能测试系统的测试环境配置原理如图10所示。图10测试环境配置原理图3.2测试网络配置馈线网络配置依据的是前文2.2中自适应综合型技术实现方案，包括1台变电站出线开关、7台主干线分段开关、4台用户分界开关以及2台联络开关，除变电站出线开关以外，对其他所有类型开关均配备FTU。馈线网络配置如图11所示。图11馈线网络配置3.3测试系统应用结合测试环境配置以及馈线网络配置，测试系统的搭建如图12所示。各台FTU均被连接至网络交换机，依据IEC《远动设备及系统传输规约用IEC标准的网络访问》标准规约与平台进行通信。各台故障触发装置同样通过网络交换机与平台进行通信，实现平台对故障发生装置的远程控制。在本自适应综合型FA测试系统中，设计模拟开关代替一次开关设备。模拟开关体积小，具备自保持功能及硬遥信节点，实现模拟断路器的功能。应用时将FTU终端的遥控端子与模拟开关的遥信端子对应连接，同时将FTU终端的遥信端子与模拟开关的遥控端子对应连接，其原理如图13所示。图12测试系统原理图图13模拟开关原理图当模拟开关收到遥信变位、即FTU终端的遥控信号时，模拟开关输出遥控信号。应用中对应关系为：当模拟开关遥信1变位、即FTU终端输出遥控合闸信号时，模拟开关输出遥控1合（常闭触点）；当模拟开关遥信2变位，模拟开关输出遥控1分（常开触点）。通过模拟开关可以解决自适应综合型逻辑测试时一、二次设备联调易受环境限制的问题。使用模拟开关调试，方便搭建灵活的测试环境，同时成本较低，并且实用性强。在自适应综合型馈线自动化功能测试过程中，若各节点故障施加不同步，则无法正确测试并验证FA逻辑功能。测试过程对故障同步的要求极高。为解决系统测试中故障同步问题，本文搭建的FA测试系统引入平台对多台故障触发装置的远程同步控制功能，每台故障同步触发装置连接一台或两台FTU终端，用于输出模拟量及序列，通过平台系统拓扑图自定义短路或接地故障位置。确定故障点后，各台故障同步触发装置通过编写好的方案，同步施加对应节点的故障序列，从而通过FA测试系统，实现自适应综合型馈线自动化故障同步触发的功能，有效模拟现场故障的发生。对于自适应综合型馈线自动化功能测试结果验证环节，传统方法是通过人为逐个查看各节点开关的位置状态，这不便于判定系统保护动作的正确性，且测试效率较低。本文搭建的FA测试系统可以直观地查看各节点开关位置，同时通过仿真平台的智能判定算法，实现FA功能的自动化测试及测试结果的自动判定，大幅度提高了测试效率。仿真平台与各FTU终端通过标准IEC规约进行通信，FTU与平台三遥点表保持一致，通过平台同步施加典型故障到被测系统中，依据前文2.1节中对自适应综合型馈线终端原理分析，FTU终端FA功能启动后，正常触发保护逻辑时，均主动上送相应的遥信变位信息。此时仿真平台通过接收到的各台FTU关键时间节点上送的事件顺序记录（sequenceofevent,SOE）信息，更新系统拓扑中对应的开关位置状态，并通过智能算法对FTU终端的故障处理信息进行自动化判断，从而实现FTU终端FA功能正确性的自动化检定的功能。3.4测试结果分析依据本文中自适应综合型技术的实现方案，通过设计的FA测试系统分别对典型故障进行测试。各节点FTU终端均投入自适应综合型FA功能，终端参数配置与平台一致，双侧失压跳延时时间为3s，X时限为7s，Y时限为5s，单侧有压合闸无故障长延时时间为50s。通过测试系统模拟了FS2和FS3之间的主干线永久性故障，测试记录见表1。表1主干线永久性短路故障通过FA测试系统成功对各台FTU终端动作结果进行了判定，并最终给出正确的结论。依据规范标准，本文测试系统高效地完成FA方案的测试工作，判定结论准确有效。4结论在自适应综合型馈线自动化技术实现方案的测试中，对测试的灵活性以及多样性有着较高的要求。馈线自动化功能逻辑较复杂，搭建一个合适的FA测试系统，制定有效的测试方法，可以保证系统整体功能测试的准确性及高效率。通过以上措施搭建自适应综合型馈线自动化测试系统，引入智能算法自动判定测试结果，使得测试更加高效和灵活。该FA测试系统操作简易且低成本，可以在保证测试FA功能覆盖率及准确性的同时，有效缩短测试周期和测试投资。这种测试馈线自动化技术的有效手段，对促进馈线自动化技术的发展具备现实意义。

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