架空线馈线自动化在国内配电自动化建设试点中主要是以主站集中式为主，在国外架空线路以智能分布式的馈线自动化解决方案较为成熟。本文以10千伏多分段多联络的网架和光纤以太网技术为基础，对架空线路智能分布式馈线自动化方案进行深入的探究。

根据《配电网规划设计技术导则》，架空线路典型网架结构如图1 所示。该结构中，10kV 架空线1、架空线2、架空线3、架空线4 分别从不同的变电站(或开关站)引出，通过联络开关LB1、LB2、LB3 互相联结，构成四分段三联络10kV 主干网架。每一个分段由多个柱上开关(图中FB1、FB2、FB3)分隔为多个供电区段。

支接杆变和10kV 用户作为分支线路，从主干线路上引出。配网中性点经小电阻接地。正常运行时，LB1、LB2、LB3等联络开关处于热备用状态，配网开环运行;当架空线故障后，非故障段需恢复供电时，通过闭合联络开关恢复供电。

图1 架空线典型网架

方案一：柱上断路器接线模式

架空线上分段、联络、分支线路都配置断路器;各断路器处配置馈线自动化终端FTU，FTU通过光纤工业以太网互相通信，交换电流和开关状态信息;每个FTU控制一台开关设备，联络开关两端需安装备自投检测电压的压变。如图2所示：

图2 方案1系统图

1.1方案原理：

主干线路故障，FTU相互交换故障电流和开关状态信息判断、定位故障，邻近故障点上游的断路器直接跳闸并经延时后重合闸。若是瞬时故障，重合闸后恢复供电;若是永久故障，再次跳闸后闭锁重合闸，跳开故障点下游开关隔离故障，然后联络开关按设定的时间优先级自投，恢复故障点下游段供电。整个过程故障点上游不停电。

分支线路开关设置“看门狗”保护，发生故障后，FTU相互交换电流和开关状态信息判断、定位故障后，直接跳开分支线路断路器切除故障，整个主干线路不停电。

1.2 逻辑处理过程：

(1)架空线主干线发生故障，处理过程如下：(以图3 为例)

图3 方案1主干线故障示意图

1)故障发生阶段：架空线1 主干线上FB1 与FB2 之间发生短路故障，故障电流依次流过开关CB1 和FB1;

2)故障定位阶段：开关CB1、FB1 处FTU 检测到故障电流，开关FB2 处FTU 未检测到故障电流，FTU 之间互相发送并接收检测到的故障电流信息，通过比对，判断出故障位于开关FB1 与FB2 之间;

3)故障跳闸阶段：FB1 处FTU 检测出故障位于开关FB1 与FB2 之间后，启动开关FB1 保护跳闸，切除故障;

4)重合闸阶段：经过设定的重合闸延时后，开关FB1 重合闸。若故障为瞬时性，FB1 重合闸后恢复供电，故障处理结束;若故障为永久性，FB1 重合闸后加速跳闸，同时FB2跳闸故障隔离，开关FB2 下游停电，进入备自投恢复供电阶段。

5)备自投恢复供电阶段：联络开关LB2、LB3 处FTU 接收到故障隔离成功信息，并检测到联络开关两端“一侧有压，一侧无压”后，同时启动备自投，设定备自投延时短的联络开关(即较高优先级)首先闭合，恢复开关FB2 下游区段供电，延时长的联络开关即检测到联络开关“两侧有压”，备自投返回。

(2)架空线支接线发生故障，处理过程如下：(以图4 为例)

图4 方案1分支线故障示意图

1)故障发生阶段：支接线路开关ZB1 下游发生短路故障，故障电流依次流过主干线开关CB1、FB1、FB2 和支线开关ZB1;

2)故障定位阶段：开关CB1、FB1、FB2 及支线开关ZB1 检测到短路电流，各开关处的FTU 互相发送和接收故障信息，确定短路故障发生在开关ZB1 下游支线上;

3)故障跳闸阶段：ZB1 处FTU 启动“看门狗”保护，ZB1 开关跳闸，切除所在支线下游故障;

4)重合闸阶段：经过设定的重合闸延时后，ZB1 处FTU 启动重合闸，ZB1 开关重新闭合。若支线故障为瞬时性故障，重合后恢复供电;若为永久性故障，ZB1 加速跳闸切除故障。

1.3设备配置

变电站出口开关设备配置：FTU(每路出线一台)、以太网交换机;(电源从站内取，操动机构、流变等沿用原有设备)

主干线分段开关设备配置：FTU、以太网交换机、断路器及操动机构、流变、取电压变、蓄电池组、电源管理模块;

分支线路开关设备配置：同主干线路;

联络开关设备配置：FTU、以太网交换机、断路器及操动机构、流变、检压压变(两个)、取电压变(可考虑与检压压变合用)、蓄电池组、电源管理模块，配置如下：

图5 方案1设备配置图

1.4自动化效果：

(1)故障停电范围

分支线路故障，主干线不停电。主干线路瞬时故障几乎不停电;永久性故障，故障点上游不停电，下游短暂停电。

(2)故障定位速度：毫秒级故障定位

(3)故障隔离速度：100ms内故障隔离

(4)供电恢复速度：1-3秒故障恢复柴油发电机组