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摘要：馈线故障处理能力是衡量配电自动化的重要，随着智能配电网的发展，配电网网架结构、运行控制的复杂性将大大增加，分布式馈线自动化通过智能开关设备相互配合就能达到故障隔离和健全区域恢复供电的目的，未来也将是实现配电网自愈的重要手段之一。本文阐述了基于面保护的馈线自动化实施原理，分析了其技术特点及关键技术，并对相关工程实施方案进行了研究。
关键词：面保护；故障自愈；馈线自动化；终端互操作
0引言
随着智能配电网的发展，配电网网架结构、运行控制的复杂性将大大增加，分布式智能馈线自动化通过智能开关设备相互配合就能达到故障隔离和健全区域恢复供电的目的，并且随着数字化变电站技术的发展，以及基于面向对象变电站事件的高速网络通信方式的逐渐成熟，也为实现分布智能馈线自动化提供了技术手段，因此分布式智能馈线自动化未来也将是实现配电网自愈的重要手段之一[1]-[3]。
本文阐述了基于面保护的馈线自动化实施原理，分析了其技术特点及关键技术，并研究了相关工程实施方案。
1基于面保护的智能分布式自愈技术原理
分布智能型馈线自动化系统不需要主站而依靠智能开关设备相互配合就能达到故障隔离和健全区域恢复供电的目的，其中面保护模式主要是通过智能终端的通信来实现馈线自动化功能[4]-[5]，具体来说：如果线路发生故障，在故障点电源侧的配电终端检测到过流信号，相反，负荷侧的配电终端检测不到过流。相邻配电终端之间通过光纤以太网来交换过流信息，配电终端根据收到的上下级的过流信息和本身检测的信息进行逻辑判断，确定故障点是否在本开关相连的前段线路和后段线路，如果是则跳开本开关，如果不是则保持开关不动作。出口断路器、联络开关的配电终端在线路上的开关动作后，控制自己的开关合闸，恢复非故障区的供电。
以图1所示线路为例，当2#、3#之间出现故障时，故障判断处理详细工作过程如下：
Figure2faulttriggeredbreakeroperationdiagram
（2）变电站的通信管理机收到CBa保护动作信息、断路器分闸信息后转发给故障处理网关，故障处理网关打包处理后立即广播发送给各DTU；
（3）线路中1#、2#、3#环网柜出现失压信号，有或没有过流信息，在收到CBa保护动作信息后，开始向外发送这些信息；
（4）线路中1#、2#、3#环网柜收到上下游发送的有关过流信息后，进行判断，确定出故障位置后，保存在自己的故障定位结果区中，同时相应执行跳闸动作，如图3所示，
Figure4faultlinerecoveryprocessdiagram
2基于面保护的智能分布式自愈技术特点和关键技术
2.1技术特点
基于分布式面保护的馈线自愈方法研究与应用具有以下技术特点：
（1）无需对变电站出线的保护定值做任何调整，也无需对线路上的开关回路进行保护级差、时差配合，直接配DTU及故障处理网关即可实现分布式自愈功能；
（2）能够适应不断变化的线路结构和运行方式，在线路上增加新的节点时，只需简单修改上下游的DTU内记录的地址编号，即可按新线路进行故障的定位隔离和自愈；能够适应变化的联络开关位置。
（3）在新建线路以及改造线路上均可采用本分布式自愈方案，可以选择无压/有压信号作为补充的故障动作判据。
2.2关键技术
对于基于面保护原理的馈线自动化来说，涉及到的关键技术包括：
（1）GOOSE在配电网中的应用：GOOSE通信是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准，也将成为电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝连接的通信标准；
（2）自愈控制的机理研究：对于不同的10kV配电网接线形式（手拉手，两供一备等），分布智能馈线自动化系统实现自愈控制的基本原理，包括故障定位激励、故障自动隔离机制、自动恢复供电机制等；
（3）技术要求的研究：明确方案实现的标准以及规约等，同时对于变电站出线开关、馈线开关以及相应设备的保护设置提出要求。
此外，在具体实施中，还应注意包括数据建模的统一、数据通信协议的规范、故障处理的信息传递模式以及设备之间的对等通信和信息交互等问题。
3工程实施方案
结合南宁供电局2011年南宁城市配电网自动化试点工程，选择了某环网线路作为分布式智能面保护型馈线自动化的研究与应用的实验线路，如图4所示，整个供电线路由变电站A和变电站B出线供电，出线断路器分别为CBa和CBb.线路中有1#、2#、3#、4#、5#共五个环网柜，每个环网柜有两个进线（或者称为环进环出）和若干出线。为描述方便，每个环网柜的进线标记为进线A（靠近变电站A）及进线B（靠近变电站B）。
正常运行时，其中一个环网柜的某一进线开关（如3#环网柜的B进线）作为联络开关，处于分闸位置。
3.1分布式自愈方案
通过配置智能化DTU装置和通信网关，实现先进快速、可靠的线路故障后的自愈，即故障后的故障区段定位及隔离，非故障区域的恢复供电。
具体方案系统图如下图：
该方案主要涉及以下设备：环网柜智能控制终端DTU，故障处理网关，变电站内的通讯管理机或出线保护装置。其中变电站内的通讯管理机是指变电站现有的变电站综合自动化系统的通讯管理机，主要收集各回路保护装置的各种数据，送站内的监控主机上进行显示，同时向远方调度系统转发数据。DTU和故障处理网关为需要在线路上或变电站内新添加的设备，其中DTU为带有故障处理模块的多功能配电设备管理终端。
环网柜智能控制终端DTU，故障处理网关和通讯管理机之间相互交换数据，一起完成整个线路的故障自愈功能。
3.2故障自愈中的配网数据交互过程
（1）通信管理机和故障处理网关交换的数据信息
通信管理机->故障处理网关：当线路出现故障时，变电站出口断路器保护动作，跳开断路器。通信管理机收到相应的保护动作信号、断路器分闸信号，将这两个信息发送到故障处理网关，故障处理网关将该信息打包处理后，广播发送到故障线路上所有的DTU。
故障处理网关->通信管理机：当故障判断定位完毕，故障点两侧的断路器跳开后，故障处理网关收到DTU发出的故障所在区段信息，故障区段隔离完成信息后，向通信管理机发对应出线动作合闸命令（如果故障区段不在第一段），实现非故障区的供电恢复。
（2）故障处理网关和线路上的DTU交换的数据信息
故障处理网关收到通信管理机的出线的保护动作信息及断路器跳闸信息后，广播给线路上的所有DTU。DTU收到相应的保护动作信息后，启动故障定位判断过程。
当DTU进行故障位置判断完毕并执行相应动作后，将判断结果信息（本环网柜上游、本环网柜下游、本环网柜内部）及分闸执行信息发送给故障处理网关，由故障处理网关确定是否需要控制变电站出口断路器合闸。
（3）线路上的DTU之间交换的数据信息
线路上的各DTU在收到变电站出线相应的保护动作信息后，发送本环网柜的进出线是否检测有过流故障。同时，依据自身的故障信息和两侧DTU的信息进行故障区段的确定。根据判断结果执行需要的动作。
3.3设备接口
（1）通信管理机<->故障处理网关：
通讯管理机和故障处理网关之间可以采用串口连接或者以太网连接。当采用标准串口连接时，可以采用DNP3.0、CDT、IEC60870-101、IEC60870-103规约等。当采用以太网连接时，可以选用ModbusTCP/IP或IEC60870-104规约。
（2）故障处理网关<->DTU：
故障处理网关和DTU之间采用基于光纤通道的以太网通讯，以便能够高速交互数据。具体光纤网络可以是EPON网或光纤以太网。无论是EPON网或光纤以太环网，只要参与故障判断处理的所有DTU和故障处理网关能被虚拟到一个VLAN即可。该VLAN专门用于故障信息的处理，为独立的通讯通道。
（3）DTU之间的通信通道
在各个DTU之间由于实际的地理距离比较近，采用双通道光纤直连方式，直接对接各DTU的光纤接口而不单独占用EPON通道，并且提供带自愈功能的冗余环以太网通道。
4结论
分布式智能馈线自动化通过智能开关设备相互配合就能达到故障隔离和健全区域恢复供电的目的，本文阐述了基于面保护的自愈控制原理，分析了其技术特点及关键技术，并对相关工程实施方案进行了研究，对于下一步开展配电自动化建设具有一定借鉴意义。
参考文献：
[3]王廷凰，黄福全，时伯年.城市配电网广域控制保护技术应用研究[J].南方电网技术，2014，04：112-115.
[4]樊伟成.基于面保护的配网闭环运行模式研究[J].广东科技，2013，22：109+97.
[5]李文升，庄立生，李建英.智能配网馈线故障处理中“面保护”的技术实践[J].山东电力技术，2010，05：1-5.
[6]章琦.基于面保护原理的配电网故障处理[J].浙江电力，2002，02：14-17.
[7]邓小文.配电网面保护自愈技术应用[J].数字技术与应用，2012，08：62+64.
[8]潘巧梅.面保护原理浅析[J].中小企业管理与科技（上旬刊），2009，09：151.
[9]谈重成.配电自动化面保护的原理与应用[J].科技展望，2015，17：95.
作者简介：
王化龙（1978-），男，汉族，湖北宜昌人，工程师，主要从事电力系统自动化研究与设计，