下载文档原格式
10kV配电网馈线自动化的优化配置方式摘要：在10kV配电网馈线自动化运行时，必须强化自愈系统在其中现实作用。
及时调整10kV配电网馈线运行问题，以突出10kV配电网馈线自动化优势，本文将针对10kV配电网馈线展开研究分析，首先概述10kV配电网馈线自动化模式，之后阐述10kV配电网馈线自动化自愈系统。
强化自愈系统在10kV配电网馈线管理和电力行业综合建设的应用价值，使得10kV配电网馈线自动化模式固有缺陷得以改善。
关键词：10kV配电网馈线；自动化；自愈系统1、10kV配电网馈线自动化模式从我国现阶段电力行业配电工程角度出发，发现10kV配电网馈线自动化效果对相关电力工程综合建设水平显得至关重要。
但是电力行业现存10kV配电网馈线自动化模式还存在一些问题，这就应结合各类10kV配电网馈线自动化模式展开研究分析，明确各类10kV配电网馈线自动化模式潜藏故障，保证各类10kV 配电网馈线自动化模式综合处理效果。
1.1就地型模式对于就地型10kV配电网馈线来说，该类线路在正常运行过程中很有可能会因为外在因素干扰而出现断路和跳闸等问题，这就导致10kV配电网馈线在电力工程中自动化效果下降，变电站综合运行模式和质量效果也会受到严重影响。
如果不能及时处理就地型10kV配电网馈线在正常使用和自动化运行过程中各项问题，必然会导致线路出现整体短暂停电问题，而且短暂停电次数越来越多，严重影响10kV配电网馈线自动化效果和电力工程现实建设效果。
基于此，就应要求相关人员按照标准化要求对就地型10kV配电网馈线自动化模式实施优化调整，及时改善电路在具体运行过程中各项问题，确保10kV配电网馈线自动化效果上升到一定高度。
从10kV配电网馈线自动化特点角度出发，10kV配电网馈线很难满足全电缆和混合型线路要求，因此在确定10kV配电网馈线自动化模式时，必须按照相关线路具体类型确定10kV配电网馈线自动化类型，从而避免电能在相应线路传输过程中出现问题。
10kV配网馈线自动化应用研究发布时间：2022-11-15T02:59:22.672Z 来源：《中国电业与能源》2022年第13期作者：廖仕平[导读] 10kV配网实现网馈线自动化可以大幅提高供电可靠性，近几年，在电网改造中，大量资金投入配廖仕平广东艾博电力设计院（集团）有限公司 510080摘要：10kV配网实现网馈线自动化可以大幅提高供电可靠性，近几年，在电网改造中，大量资金投入配网馈线自动化改造，本文针对馈线自动化改造后运行上存在的问题,提出配网馈线自动化改造优化措施,对进行配网馈线自动化改造项目有一定的参考意义。
关键词：网架构建；馈线自动化；成套开关配置；0 引言长期以来,配电网的建设未受到人们足够的重视。
馈线自动化是配电自动化的重要组成部分,其主要功能之一是在配电网发生故障时,能迅速判断故障区段,对非故障区域恢复供电,可大大减少故障时的停电时间和停电范围,甚至减少故障停电造成的电力设备损坏现象的发生,提高配网供电可靠性。
馈线自动化是能否达到预期效果，中压网架构架是实现配电网自动化的关键环节。
本文通过10kV配网馈线自动化应用进行研究，提出配网馈线自动化改造优化建议。
1馈线自动化介绍馈线自动化是指在配网线路发生故障时，通过变电站馈出线保护测控装置和配网自动化设备采集故障信息，经配电自动化主站集中控制或变电站馈出线开关与配网线路自动化开关配合实现故障自动隔离的一种自动化技术。
按照故障隔离的控制方式不同，馈线自动化分为主站集中型和就地型两种。
主站集中型依赖通信、由主站遥控实现故障隔离。
相对于主站集中型馈线自动化，就地型馈线自动化具备的优点：可自适应线路运行方式变化，不用调整保护定值，减少运维工作量，特别是在恶劣天气下线路大面跳闸时，可实现不依赖主站介入的快速就地自动隔离故障，大大减轻了配调人员的工作强度。
就地型馈线自动化主要分为电压电流型和智能分布式两种。
目前南方电网主要推行就地型馈线自动化。
10kV一二次深度融合馈线终端关键技术研究2济南职业学院山东省济南市 250000）摘要为了实现10KV柱上断路器与馈线终端的进一步融合，一次断路器侧采用电容分压技术，满足全范围内信号高精度测量；二次部分运用高精度互感器和运算放大器，实现了电压电流模拟量小信号的精密测量；馈线终端优化模拟量采集电路以及优化算法程序，提升了柱上断路器的测量保护的准确水平；融合暂态零序功率接地故障判断算法与保护逻辑算法进行研究，实现对故障的精准判断；实验结果表明，此馈线终端的研究加速了10kV一二次融合的进度，提高了线路故障判断准确性、故障隔离快速性。
关键字：馈线终端，电容分压，精密测量，暂态零序功率，接地故障判断引言随着配电设备标准化工作的深入，传统一二次柱上开关采用电磁式互感器，存在CT开路及PT短路的风险；不能满足交流电压、电流传感器、供电模块、真空灭弧室一体化固封在断路器的极柱内；馈线终端存在连接接口匹配性差，互换性难、不易扩展、功耗高等问题。
进行10kV柱上断路器与馈线终端的进一步融合研究，实现一二次成套设备标准化、小型化的基础上，提高故障判断准确性，有利于提升一二次成套设备的安全、稳定运行。
1.硬件方案设计为实现馈线终端的可靠性设计，基础硬件的高性能、高可靠性成为必不可少的前提条件。
根据设计标准，从数据处理能力，执行效率，运行可靠性，抗干扰能力方面选择主控芯片，分析、收集现有可支撑项目研发的器件的发展现状，根据标准要求，从数据转换位数、分辨率、采样速度方面选择AD数据采集芯片；根据应用功能，研究选择相适应的运算放大器，光耦隔离器、继电器等电子元器件。
2.小信号分析与采集根据技术规范的技术要求，因为电子传感器相电压一二次侧的比值为10kV/ /3.25V/、零序电压一二次侧的比值为10kV// 6.5V/3 ，二次侧输出为模拟小信号。
针对模拟小信号的采集，馈线终端负荷分别为1K,10k,2M时，由于馈线终端负荷阻抗的引入导致分压比改变的大小分比为-63.21%，-15.89%，-0.112%，实验表明，只有在负荷大于2MΩ时，电子式电压传感器才能满足0.2级的准确度，符合技术规范中的要求。
水电工程Һ㊀配网馈线自动化的研究与优化周㊀燕摘㊀要：配网是电力系统 发输变配用 各环节中最接近用户的一环，其运行情况直接影响用户的用电可靠性㊂根据相关部门的研究，国内用户遭受停电的原因中占比最大的是配网的故障㊂发达国家在实践中发现，在技术上提高供电可靠性最有效的方法是建设配网自动化㊂其中，馈线自动化是配网自动化的核心，在隔离故障线路㊁快速恢复非故障线路供电方面发挥着不可替代的作用㊂因此，文章对配网馈线自动化进行相关研究与优化㊂关键词：配网；馈线；自动化一㊁配网馈线自动化的功能配电网自动化是一个功能齐全的庞大系统，馈线自动化是其中的一个子系统，但根据电网的实际情况，馈线自动化系统也可以在配电网中独立存在，目前，我国许多城市配网都已经实现了独立的配电网馈线自动化系统㊂馈线自动化系统的主要功能：①配电网运行状态监测㊂对运行状态的监测分为两种：一种是正常状态的监测，实时监测电网中各线路的电流情况；另一种是事故状态的监测，及时发现配网中发生的故障㊂②配电网故障定位及处理㊂在配网线路发生故障时，馈线自动化系统会及时隔离故障点，恢复无故障线路的供电㊂二㊁配网馈线自动化的实现形式馈线自动化系统常见有两种实现形式：一种是集中型馈线自动化；另一种是就地型馈线自动化㊂而就地型的众多子类中，又以重合器型馈线自动化较为常见㊂集中型馈线自动化的 集中 是指配网主站与配网终端相互配合，终端信息通过通信系统上传到主站，主站通过收到的信息综合判断故障区间，并结合实际网架㊁负荷情况进行故障隔离㊂以典型的馈线结构为例对动作过程进行说明㊂变电站Ａ通过站内ＣＢ１出线开关对馈线供电，馈线沿线设Ｆ１㊁Ｆ２㊁Ｆ３３个分段开关；变电站Ｂ通过站内ＣＢ２出线开关对馈线供电，馈线沿线设Ｆ６㊁Ｆ５㊁Ｆ４３个分段开关；Ｆ３与Ｆ４间设联络开关Ｌ１，正常运行时在分位㊂假设Ｆ２㊁Ｆ３之间线路发生故障，由于此线路由变电站Ａ供电，故障电流将流过Ｆ１㊁Ｆ２开关，对应终端发出故障告警，而Ｆ３没有故障电流通过，不发出故障告警信号㊂此时变电站继电保护跳闸跳开ＣＢ１，而馈线自动化主站将根据收到的故障告警判断故障位于Ｆ２和Ｆ３之间，根据策略自动分开Ｆ２㊁Ｆ３开关隔离故障点，再将出线开关ＣＢ１㊁联络开关Ｌ１合闸，完成非故障区域恢复㊂在此过程中，集中型馈线自动化既可全自动地执行上述故障处理步骤，又可以切换至半自动状态，仅做提示，相应的分合闸操作由运维人员手动完成㊂三㊁配网馈线自动化的优化策略（一）优化馈线自动化调试模式集中型馈线自动化投入运行前，对相关功能的调试正常是必要的㊂由上述实现方式可知，由于集中型馈线自动化是一个联系紧密的整体，对装置对时㊁通信㊁配合都有较高的要求，因此若采取调试的方式，制订的方案往往十分复杂，对于人员㊁设备的要求较高，测试耗时也较长，测试效率较低，从而影响了集中型馈线自动化的投入㊂调试的目的有以下三点：第一，配电终端功能检查，验证对故障感应及报送的正确性㊁响应遥控操作指令的可靠性；第二，检查终端与主站的通信连接是否正常；第三，主站配置的网络拓扑是否符合现场实际㊂现行建设模式下，可将整体调试拆分成子任务，形成更优化的调试策略：①通过配电终端的厂内调试验证装置的功能；②通过现场联调验证通信通道的可用性；③在前两步均正确无误的情况下，在配电主站仿真态下开展主站相关配置的测试㊂应用这种策略，既保证了系统投运前能开展各项测试，又能减少现场调试的人力物力投入㊂（二）优化集中型馈线自动化与继电保护的配合模式馈线自动化与配电网继电保护功能上有重合的地方，但无法相互取代㊂集中型馈线自动化适用于配网主干线，但是配网中线路分支极多且无规律，若要全部覆盖，首先策略配置的困难程度将大幅增加，其次对相应的终端设备的运维工作量也将大大增加，经济性上不可取㊂因此，在支路上需要做好和继电保护的配合，共同提高配网运行的稳定性㊂在部署了集中型馈线自动化的范围内，可采取如下优化策略：①集中型馈线自动化应用在主干线，干线路径上采用负荷开关㊂②分支或分界开关采用断路器，投入过流保护，且过流保护的延时短于变电站出线开关的动作延时㊂此时，若分支发生故障，对应的分支断路器将跳闸将故障隔离，避免影响主干线；而在主干线发生故障时，则由变电站出线开关跳闸，通过自动化测量隔离故障㊂（三）优化就地型馈线自动化定值设置由就地型馈线自动化的实现原理可知，其对延时配合的要求较高，时序配合失误将可能造成事故处理失误㊂在设定各级负荷开关动作时序时，应按以下原则进行优化：①同一个时刻只能有１台开关合闸；②先满足主线，后考虑支线；③多分支时，优先考虑靠近电源点的支线；④多分支并列时，优先考虑主分支㊂四㊁结语实现馈线自动化是提高配电网供电可靠性的关键步骤，对于提高供电企业服务质量与用户满意度有非常积极的意义㊂在馈线自动化建设过程中，要提高调试效率，注意与保护系统之间的配合，实现馈线自动化的最佳效益㊂参考文献：［１］雷杨，汪文超，宿磊，等．湖北配电网馈线自动化部署方案研究［Ｊ］．湖北电力，２０１７，４１（１１）：３９－４３．［２］陈飞宇，欧方浩．１０ｋＶ配电线路馈线自动化［Ｊ］．农村电气化，２０１８（６）：２８－３２．［３］张大勇．时间电压型馈线自动化实施探讨［Ｊ］．贵州电力技术，２０１５，１８（５）：７９－８１．作者简介：周燕，国网江苏省电力有限公司盱眙县供电分公司㊂７０２。
10kV电力配网馈线自动化技术分析摘要：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。
文昌电网无功优化及运行控制研究俞悦1，刘庆敏2，梁和恒2(1.海南电网公司，海口570203；2.海南电网文昌供电公司，文昌571339))摘要：无功优化通常是采取调整发电机端电压、有载调压变压器分接头的位置和无功补偿量等控制变量来改善电压质量和降低系统网损。
本文对文昌电网的最大和最小运行方式的电压无功控制方案进行了优化计算，得到了一些有益的建议。
关键词：无功优化，运行控制，节能1 引言我国“十一五”规划明确提出了节能降耗目标和计划，电网公司做为电能运营和管理的主要企业，既承担服务社会，保证安全、可靠、优质供电的责任，又是执行国家节能降耗政策任务的关键部门。
节能降耗已经作为一项系统工程在南方电网全面启动[1]，大力推进该项工程已成为各子供电公司的重要任务。
海南文昌电网是典型的受端系统，目前网内最高电压等级为220kV。
该地区电网主要通过220kV玉东线、110kV玉路、会泮线与主网相连。
2007年网内220kV变电站1座，变电容量2×15万kVA，110kV变电站7座，变压器11台，总容量36.9万kV A，110kV线路9回，总长230.3公里；35kV公用变电站13座，变压器19台，总容量约11.44万kV A，35kV 线路15回，总长197.46公里。
（见图1）总体上，文昌电网建设及运行管理水平相对落后，无功补偿装置投运率低，潮流分布不合理，35kV电压等级线损率高（35kV统计线损率为3.25%），部分母线电压问题不满足要求，这些问题的存在已经制约了文昌电网的发展，并对该地区经济发展造成了负面影响，因此，文昌地区电网无功电压控制及节能降耗的治理工程迫在眉睫。
本文结合各文昌电网大方式和小方式下实际负荷状况，以运行电压等为控制变量、以降损为目标进行电压无功优化计算，得出了优化的运行方式。
图1文昌电网地理接线图2 电力系统无功优化的数学模型无功优化通常是采取调整发电机端电压，有载调压变压器分接头的位置和无功补偿量等控制变量来改善电压质量和降低系统网损。
浅析10kV 配电网建设与改造优化措施摘要：文章详细介绍了配电网工程建设所需要的各种环境条件，同时揭示了目前配电网工程建设中存在的各种问题，并提出相应改造优化措施，从而促进配电网建设的规范化、精细化。
关键词：10kV；配电网建设；施工；改造；措施1 引言当前，全国正在深入推进电力体制改革，各地在配电网优化改造的过程中积累了不少经验，配电网发展水平也在逐渐提高，配电网的安全性、可靠性和经济性进一步增强，促进了我国电力事业的不断发展。
文本详细阐述了配电网工程建设所需要的各种环境条件，同时揭示了目前配电网工程建设中存在的各种问题，并给出了合理的解决措施，本文的研究内容能够给相关电力部门的工作技术人员实际的指导意见，有利于促进我国配电网工程建设的可持续发展。
2 配电线路设计的气候要求以及导线要求配电线路设计属于户外工程建设，不仅工程量巨大，步骤复杂繁琐，还容易受外界环境的影响，因此，需要考虑到各种气候条件给配电网工程带来的影响。
（1）配电网建设所参考的气候条件，需要根据当地的气候资料进行计算，一般是10年以内的历史数据，同时借助相关工作经验值进行确定。
（2）配电线路设计需要考虑户外天气风大时的影响，所承受能力应该大于近年来的风力最大值，参考往年经验空旷地区应不小于25米每秒。
同时，要考虑电杆和导线的风荷载能力，结合实地环境情况，按照公式计算负载大小。
此外，导线的质量是确保配电网工程建设顺利进行的重要因素，应该严格按照国家技术标准进行选择，针对不同地区，可以选择 JKLYJ 型绝缘导线，以及其他类型如 LGJ、LJ、BV等型号。
导线截面积的选取应该满足配电网建设规划需求，表1显示了导线截面参数参考值，一般导线截面积的选取不应小于该参考值。
表1 导线截面积参考值10kV 配电网工程建设需要考虑导线对地面、水面、建筑物以及周围植物树木的距离，为了保证工程建设的安全性和可靠性，需要参照表2所示的导线与地面和水面的最小距离。
10kV配电网馈线自动化自愈控制的分析摘要：本文主要针对10kV配电网馈线自动化的自愈控制展开了分析，对目前的馈线自动化现在作了详细的阐述，并探讨了相应的自愈控制应用，以期能为有关方面的需要提供有益的参考和借鉴。
关键词：10kV配电网；馈线自动化；自愈控制所谓的馈线自动化，是指变电站出线到用户用电设备之间的馈电线路自动化。
如今，馈线自动化的应用，对10kV配电网的进一步发展起到十分重要的作用。
而在馈线自动化的应用过程中，会遇到许多的问题缺陷，需要我们及时做好自愈的控制。
基于此，本文就10kV配电网馈线自动化的自愈控制进行了分析，相信对有关方面的需要能有一定的帮助。
1 10kV配网馈线自动化现状目前我国大多城市10kV配电网的自动化程度相对还较低，在配网上是实现馈线自动化主要有以下两种方式：一是不需要配电主站或配电子站控制的就地模式。
二是通过配电终端和配网主站或配网子站配合的集中性模式。
两种模式通过实际运行存在有以下缺陷。
1.1 就地型（1）每次线路发生故障都需要上级变电站出线断路器跳闸。
（2）通过变电站出线断路器的多次重合闸方式，并配合本开关的多次逻辑判断动作，才能完成才能隔离故障。
（3）引起全线短暂停电，且多次短暂停电。
（4）对变电站主变多次短暂冲击，危害较大。
（5）适用于架空线路，不适用于全电缆和混合型线路。
（6）分段越多，保护的级差就越难配合，隔离故障时间也越长。
1.2 集中型（1）每次线路发生故障都需要上级变电站出线断路器跳闸；（2）引起全线停电，区段恢复需要多次自动操作或人工操作完成；（3）对通信系统的依赖较大，通信一旦出现故障，线路的保护功能将“瘫痪”；（4）必须建立独立的配网自动化系统，建设成本高，后期维护费用高。
同时以现有的运行方案从智能自愈型配电网的角度来看，都不能满足相应要求。
目前运行方式下故障保护都是依赖馈线出线断路器的跳闸来实现，这意味着一旦有线路故障出现，全馈线立即跳闸停电；没有实现故障区段的就地自主隔离；所以真正满足智能配电网自愈控制要求的区域快速就地自主控制技术，在国内还是空白。
10kV配电网馈线自动化的优化配置方式略谈摘要近年来，我国加大了配网馈线自动化工程的建设，但推广应用的效益却欠佳，我们有必要对馈线自动化系统进行优化改造，促使其功能得到有效发挥。
本文对10kV配网馈线自动化的类型和优化配置方式进行了一些有意义的探讨，希望对业内同仁可以起到参考和借鉴作用。
关键词10kV配电网;馈线自动化;优化配置前言随着经济社会的不断发展，我国的电力事业也取得了长足的进步，比如电网的自动化和智能化程度不断提升，给供电企业和电力用户都带了极大的便利。
其中，馈线自动化作为实现配网自动化的一项关键技术，它在及时隔离故障区域和恢复可供电区域等方面发挥了极其重要的作用。
正是由于馈线自动化在现代电网中的重要作用，我国近年来加大了配网馈线自动化工程的建设，但推广应用的效益却欠佳。
本文正是基于这一立场，对10kV 配网馈线自动化的类型和优化配置方式进行了一些有意义的探讨，希望对业内同仁可以起到参考和借鉴作用。
1 馈线自动化的类型1.1 主站监控式馈线自动化配电主站作为配网自动化建设的核心，它可以借助通信网络来完成对区域内配网运行数据的采集和控制，从而实现各种配电自动化功能。
在主站层设计馈线自动化系统，就是通过主站实现对区域内配电线路运行故障的实时监测，一旦发现故障，就可以立即对故障区域进行精确定位，并通过遥控开关等方式来实现对故障区域的隔离。
这种方式强调主站的集中控制，对通信网络有较高的要求。
由以上分析不难发现，在这种模式下，故障的识别、定位以及重合闸开关的控制都由配电主站进行集中处理，配网的紧急控制逻辑和功能全在主站，对馈线终端仅要求其有RTU功能。
但这种方式对通信系统和主站的依赖性极强，一旦通信网络或配电主站发生故障，那么就会导致整个馈线自动化系统瘫痪，所以系统的可靠性较低，应考虑紧急控制功能的分布和下放[1]。
1.2 子站监控式馈线自动化如果说配电主站是控制配电网絡的中心，那么配电子站就是区域内的控制分中心，其功能主要侧重于实现就地监控。
