关于配电网自动化故障处理措施管理分析

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　　摘 要：随着科学信息技术的发展，电力系统自动化已经在网络、通信等信息技术的推动下，正在从自发的自动化向统一的、系统化、智能化的综合自动化发展。为了更好地进行配电自动化工程建设, 对全负荷开关馈线、全断路器馈线以及负荷开关与断路器混合馈线情况下的配电网故障处理过程分别进行了论述。
　　关键词：电力系统；配网自动化；故障处理；馈线
　　前言
　　 为了加强和提高配电网的供电可靠性及供电质量,许多地方已经投入了大量的资金逐步进行配电网的改造和实现配电网的自动化，为实现配电网的自动化，要努力解决配电管理系统及配电网故障的处理两个问题。通过总结现有的配电网自动化故障的处理模式并分析在具有较好通信条件的配电网自动化中采用配电网系统保护实现故障处理功能可望成为配电网紧急控制的主流方向。
　　一、供电配电网自动化的概念
　　 配电网自动化的概念是在20 世纪90 年代提出的，但直到今天，配电自动化和其相关的技术还没有统一的定义及规范。配电自动化系统将通信技术、现代电子技术、网络技术及计算机与电力设备相结合，将配电网在正常及事故情况下的控制、监测、保护和供电部门的工作管理有机地融合在一起，能够提高供电可靠性，改进供电质量，与用户建立更密切更负责的关系。按照系统的结构，配电自动化可分为配电管理系统自动化、变电站自动化、馈线自动化、用户自动化(需方管理)四个层次的内容。其中馈线自动化是配电网自动化最主要的任务之一，是保障供电可靠性和供电质量的最直接最有效的技术手段。一般来说实现配网自动化主要指10 千伏配电网实现馈线自动化。
　　1.1 配网自动化的功能特点
　　 一般说来配网自动化系统都应包括以下基本功能：①数据采集与监控(SCADA)功能。包括所有被监控线路的电流、电压、无功、有功、电能量的监视；实时监视110/10 kV 变电站的10 kV 出口断路器、线路联络开关运行状态、线路分段开关；配电网络运行工况的实时显示等。②故障处理功能。包括线路故障自动记录和显示；自动控制线路联络开关，恢复对非故障线路的供电；故障线段定位和隔离等。③自动校时功能。在配网自动化的众多功能中，故障处理功能是其最重要的功能，是提高供电可靠性和改善电能质量的关键，但这一直是一个难以解决的技术难题。
　　1.2 配电自动化的难点分析
　　配电自动化系统对于设备的要求较高、规模较大、建设投资较多。为实现配电的自动化需要克服以下几个难点:①变电站的10 kV 出线开关、10 kV 的开闭所、配电房、配电变压器、并补电容器、分段开关等为配电自动化测控对象，给系统组织管理带来较大的困难。②配电网中许多开关设备及终端设备都是在户外使用，而且常要抵御雷暴、污秽等自然界干扰，所以配电自动化系统的抗恶劣环境能力是一个亟待解决的问题。③在配电自动化站内，设备较多，从目前成熟的通信手段来看，较难找到一种能够满足所有通讯系统要求的通信手段，所以采用多种通讯手段相结合的方式，增加了通信系统的难度。
　　二、配电网中的故障处理措施及模式
　　 在配电网中，配电网自动化采用的控制模式决定着配电主站、配电子站、配电终端故障的处理，采用何种控制模式实现故障处理对配网自动化的性能有很大影响。
　　2.1 馈线的典型供电结构
　　 目前，环网和辐射网是我国10 kV 馈线的两种主要供电结构。随着配网自动化技术的发展，很多辐射网逐步改造为手拉手的环网结构。手拉手线路结构：一条出线经变电站出线开关后，经若干分段开关分段，到联络开关；联络开关再经若干分段开关，经另一出线开关到另一变电站，所谓闭环结构；正常情况下联络开关断开运行，所谓开环运行。手拉手供电的环网结构图，见图1。
　　图中，A 和B 可以是个不同的变电站，也可是同一变电站的两段不同的母线，也可以是同一变电站的同一段母线。B1、B2 分别为这两条馈线的出线开关，正常情况下处于闭合状态。S1、S2、S4、S5 均为分段开关，正常情况下也处于闭合状态。S3 为联络开关，正常情况下处于断开状态。这种手拉手供电的配网结构可使接入该网的用户具有两个或两个以上电源或回路供电的可能性。
　　2.2 三种故障处理模式
　　 下面主要介绍该配网结构中的3 种故障处理模式：基于重合器的故障处理模式、基于主站监控的故障处理模式以及基于系统保护的故障处理模式。
　　2.2.1 基于重合器的馈线故障处理模式
　　 配电系统发生故障后，该模式通过安装在馈线上的重合器与分段器的动作配合实现故障的判断、隔离与恢复非故障线路的供电，整个故障处理过程无需通讯与子站/ 主站系统的参与。根据故障判断原理的不同，该模式又可分为以下两种：①重合器与过流脉冲计数型分段器配合。在这种模式中，需要预先设定好每台开关的重合次数，当开关实际重合次数达到设定值且开关处于分闸的状态时，故障被隔离。对于重合器还设有重合器每次分合操作的时间间隔；分段器的分合操作决定于线路电压。②重合器与电压－时间型分段器配合。在这种模式中，需要设定好每台开关的延时合闸时间及电流检测时间。当开关在检测到系统电压信号后需要延时一定的时间才能够合闸；合闸后，开关在一段时间内检测到电流，没有检测到故障的电流信号，表明故障不在其辖区；反之说明故障在其辖区，此时开关设置故障标志，隔离被故障。
　　 以上两种方式都属于把重合器和分段器相配合的方式。这种系统结构简单、建设费用低廉，所有的设备都是自具的，则不存在电源的问题。但这种方式亦有不足：正常情况下，不能监视线路的负荷，因此用户的用电规律无法掌控，难以优化且改变运行方式；在发生单相接地的情况时，无法为单相接提供相关辅助信息。
　　2.2.2 基于主站监控的馈线故障处理在这种模式中，需要在各开关上装设馈线终端单元(FTU)。
　　 在正常情况下，各FTU 分别采集相应柱上开关的运行情况信息，如负荷、功率和开关当前位置等，并将上述信息由通信网络发向远方的配电网自动化控制中心，这种基于主站监控的馈线故障处理方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU 遥控及重合闸等多种功能，能够快速切除故障，故障隔离和恢复供电所用时间极短。该方案是目前馈线故障处理的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。
　　2.2.3 基于系统保护的馈线故障处理
　　 当在馈线的网络上发生了相间故障或者三相故障以后，在各开关处安装的FTU 立即起动，且同时判断自身的功率方向，再经快速现场总线实现跟相邻的FTU 通信。通过综合比较后，确定发生故障区段，此时跳开该区段两端的开关，故障被隔离。它具有以下优点：①一次性快速处理故障，提高了供电的可靠性；②直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；③保护功能完全下放到FTU，无需配电主站、配电子站的配合，使馈线故障的处理更合理。
　　三、结 语
　　 本文对配网自动化中3 种典型的故障处理模式进行了总结，可以看出：系统保护模式是一种最优的控制模式。它将保护功能完全下放，力求在FTU 终端装置上实现馈线保护功能，这对于提高配电网故障处理的响应速度和供电的可靠性是很有意义的。配电网自动化技术是一项高科技的系统工程，无论是在城市的配网改造还是在配网建设中，都具有自动化水平高，供电性能可靠、维护费用低等特点。因此，积极采用和推广配电网综合自动化技术是全面提高国民经济发展的有效手段。
　　
　　
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