王磊 吴林 周云 刁杨华
国网江苏省电力有限公司镇江供电分公司，江苏省，212000
摘要：在供电过程中始终维持极高的可靠性，配电自动化一直以来都扮演着极为重要的角色。大约在20世纪90年代时配电自动化开始进行试点建设，但是受到设备、技术以及管理等因素的限制，这些配电自动化系统并未发挥出最佳的效果。作为智能电网的主要组成部分，要想实现配电自动化最主要的方式就是要能够处理配电网之中的各类故障，经过长期的分析和研究，继电保护联合配电自动化可以从根本上改善并解决其中的问题，因而对这两者的具体联合处理措施进行分析具有很大的现实意义。
关键词：继电保护；配电自动化；故障处理
中图分类号：TM76
文献标识码：A
引言
配电系统中继电保护的系统能在电力系统出现故障时，第一时间切断系统中出现故障部位的供电，并在不影响配电系统电力输送的前提下完成故障位置的有效隔离。继电保护可以配合配电的自动化技术及故障处理技术，从而全面提高配电系统的应急能力与故障处理能力。
1关于配电网故障的分析
在供电的系统中，配电网出现故障是经常发生的事情，并且配电网自动化核心的内容就是对故障进行处理。在对配电网出现的故障进行处理的时候，电力企业有的时候会采用断路器来代替开关的这种方法，这样做的主要目的就是希望故障发生的时候，距离故障点上游即故障点最近的断路器能够进行动作，然后把故障的电流切断，这样就可以避免整条线路都受到故障的影响。但是在现实中，并不如计划中那么的完美，当故障真正发生的时候，经常会因为各级开关在保护配合方面发生的问题，导致多发跳闸或者是越级跳闸的现象，当出现这样的情况的时候，就增加了对故障处理的难度，并且会为判断事故是永久性还是瞬时性带来大的困难。这样的情况是大家都不愿意看到的，所以也有很多的企业为了能够避免出现这样的现象，就采用负荷开关来取代馈线开关的方式来解决问题，但是这样的方法也是具有局限性的，尽管这样的方法能够解决判断永久性、瞬时性故障的问题，但是存在只要一处发生故障就会有瞬间全部停电的风险，所以也是具有一定的局限性的，会为用户用电带来很多的不便。
伴随着馈线主干线路逐渐的绝缘化以及电缆化在比例方面的不断增加，也就使得供电的主干线出现故障的机会减少了，但是用户支线方面发生故障的频率却逐渐地增加了。由于这样的原因，也就使得一部分供电的电力企业在用户侧配置上了一个有电流储能跳闸与单相接地跳闸功能故障自动隔离的开关，这样的方法，可有效地避免当用户侧发生故障的时候对全线路造成重要的影响，并且也可以确定出故障的相关责任分界点。
2故障处理措施
2.1多级保护配合
现阶段，绝大多数配电线路都多少存在供电半径长、分段数量少的现象，这就使得在出现故障时，所有分段点的电流值存在较大差异。针对于此就可以运用延时级差及电流定值进行多级保护配合。如果上述问题刚好反过来，即供电半径长且分段数量多的情况，所有分段点其电流值就不会产生过于明显的差异，这时候电流值就无法实现分级设定。针对这样的情况，达到高质量级差的配合就必须要运用相应的保护措施延时予以协调配合，从而精准找到问题发生点，同时对其进行最大程度上的隔断。
第一，运用两级级差相互协调保护的方式。这种方式的重点是设计出10kV馈线与出线开关各种保护措施实施的延迟时间，然后达到有效保护的目的。为了能够将短路电流带来的危害降到最低，一些变电站还会运用低压侧开关去进行过流保护。同时为了可以将上一级别保护定值带来的危害降到最低，还会在短时间之中设计出相应的保护延时予以有效配合。
第二，运用三级级差相互协调保护的方式。受到各项技术（无触点驱动、永磁操动、开关技术）的发展及应用，保护动作的具体时间得到了极大缩减，由此在处理故障的过程中，也因此得到了很大的效果。
2.2用户支线故障处理
如果故障并未发生在主干线上面，而是出现在用户支线上，这时候运用集中式处理方式就要按照这几个环节实施：当出现问题之后这一支线上面的断路器开关就会立即跳闸，从而把出现问题部分的电流隔断开。如果该项开关所在的用户支线属于架空线路，就应该要马上控制好重合闸的开放，在0.5s的延迟之后，若可以成功地实现重合，则表示故障性质属于暂时性的，如若不然就表明是永久性的；但如果自动跳闸该项开关所在的支线是属于电缆线路，那么其故障性质势必为永久性的，这时候就不需要对其开关进行重合。
2.3处理主干线上的故障
如果配电的自动化系统把故障定位在主干线路时，要对故障类型进行一步的分析和判断。如果断路器会自动跳闸并切断故障处的电流，在一段时间之后断路器重新闭合，电路即可恢复正常运行，这种故障则可以判定为暂时性的配电故障。如果一段时间之后，断路器的线路始终处于跳闸的状态，则要判定为永久性的配电故障。发生配电故障后，继电保护的相关装置会自动引发电力设备脱离配电网，保证电力设备不遭受损害。暂时性的配电故障，检修操作人员要及时查看馈线终端的异常信息记录。当配网发生了永久性故障时，馈线终端可以自动把异常信息发送到主站的DMS系统，DMS系统也会定时进行馈线终端的轮询，确保数据的及时更新，并把数据信息存储于系统数据库中，并通过系统显示器呈现给相关的工作人员，再由工作人员查询数据，远程遥控配电的开关并适当调整运行方式，从而实现恢复配电网正常供电的效果。
2.4馈线自动化
这种自动化的解决方式就是在电压时间分段器及重合器的相互协调及作用之下，将故障位置完全隔离开，使整个受影响的区域能够实现正常供电，从而保证全网工作的高效性。然而这种方式还是存在一些问题，也就是如果问题处于分支区域的话，也会导致变电站出线断路器开关产生跳闸的情况，由此导致整个线路出现短暂性的停电现象。这时候如果能够使两级级差保护和它相互配合起来就可以解决这一问题，但是在这两者相互配合的过程中必须要遵循几项规范：第一，将重合器当作10kV的出线开关，同时设计出来200ms到250ms的保护动作延时。第二，将分段器当作主干线的开关。第三，把断路器当作支线开关以及用户开关，同时设置0s的延时，再设置出一个0.5s的延时快速重合闸。
在完成上述的基本操作之后，如果发现故障处于主干线上面，那么这时候就可以依照常规的处理方式对其进行处理；但如果故障处于支线或者是用户侧上，断路器开关就会出现自动跳闸的情况，同时在0.5s的延时之后，断路器开关就会自动尝试重合，倘若重合是成功的，那么表示故障为瞬时性，电力供应就会马上恢复；如若无法重合，那么则表示故障是永久性的，这时候就要对其故障范围进行有效隔离。所以从这之中也能够发现在这两种方式的相互配合之下，如果分支或者是用户侧出现了故障，就不会出现全线停电的现象，有效降低了故障给全网带来的影响，提升了供电可靠性。
结束语
继电保护配合提升配电自动化处理故障对于保证电力系统故障处理效率和维持电力系统稳定运行具有重要意义。电力单位要积极探索这项技术的应用范围与应用前景，革新技术手段，完善相关设备的配置，进一步提升故障处理与解决的水平，从而全面推进我国电力事业的健康、稳定发展。
参考文献
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