权泓光
曲靖供电局 云南曲靖 655000
概述：配电自动化系统是保障供电可靠性的有效手段。本文对配电自动化系统进行了基本介绍，对一种基于“电压-时间”型逻辑的配电自动化系统的动作原理和过程进行了分析，对其逻辑参数进行了讨论，结合配电网常见故障，阐述了逻辑性型、保护型两种智能断路器的设计策略。
关键词：配电自动化；智能配电网；智能断路器；故障隔离；“电压-时间”型逻辑
1.配电自动化概述
配电网自动化是以一次网架和设备为基础，利用计算机、通信网络、电子传感技术形成的自动化系统，以实时的方式对配电网运行状况进行数据收集、记录和整合，通过配电自动化设备预先设置的不同功能，实现对配电网设备运行状况的监视、保护、控制和调节，并可以对配电网的电压、电流、负荷分布进行实施监控。其基本原理是将环网结构开环运行的配电网线路通过分段智能断路器把供电线路分成各个供电区段，一方面可以通过智能设备实现对各个供电区段电压、电流、负荷分布的实时监控。另一方面当配电线路发生故障时，可以通过预先设定的自动化功能，实现对故障区域的自动隔离，缩小故障范围，有利于提升供电可靠性和抢修效率。配电自动化技术是当前智能电网建设的核心环节，也是提升配电线路供电可靠性、提升用户供电满意度的有效手段。
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1.1配电自动化的主要结构
电力系统包括发电、变电、输电、配电等环节组成的电能生产与消费系统。配电自动化系统主要运用于10kV配电网线路，如图1.1所示。配电自动化设备种类繁多，但其基本结构主要包括调度监控、系统主站、通信设备、配电终端和一次设备几个部分组成，如图1.2所示。配电终端与系统主站的通信一般主要通过移动数据网络进行通信，并由系统主站对数据进行记录、归类，并将有效数据实时传输至调度中心，以便对现场设备进行监视，并实现遥信、遥测、遥控功能。调度员可以根据配电自动化监控系统发出的告警信号、报文、故障信息综合判断故障区域和可能的故障范围，及时通知现场进行抢修。配电自动化系统实现了对配网线路的“可视化”工作。
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2.配电自动化系统的主要工作原理
配网10kV线路相比更高等级电压线路，其供电线路较长，且分支线较多。因此在配电自动化项目的建设中，往往采用“主干线设置逻辑功能，分支线设置保护功能”的原则进行设置，如图2.1所示。A变电站的10kV 甲线与B变电站的10kV 乙线相互联络，10kV 甲线站内断路器为CB1，B站10kV乙线站内开关为CB2，甲线与乙线主干线均投入逻辑功能，其分支线均投入保护功能。
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2.1配电自动化系统逻辑功能分析
逻辑功能的目的是将线路故障缩短在两个相邻智能断路器之间，以缩短停电范围，其逻辑设置应和变电站10kV间隔断路器的保护相互配合，一般采用“电压-时间”型逻辑，FB的技术参数主要有，合闸延时时间A：断路器在分闸状态下，任意一侧来电后开始计时，A时间后合闸；合闸确认时间B：断路器合闸后，开始计时，B时间后确认合闸；分闸延时时间C：断路器监测失压后，经过C时间分闸。如图2.1所示，站内开关CB1保护功能投入（一般线路保护为速断保护、过流保护，站内配置小电流接地选线保护）、重合闸功能投入，为了实现CB1与FB的配合，CB1的重合闸动作时间为D时间。
2.1.1 线路发生相间短路故障分析
当相间短路故障发生于FB1与FB2之间时，A变电站CB1保护动作（速断或过流保护动作），跳开CB1断路器，10kV甲线失压，FB检测到失压状态，经过C时间后，FB1、FB2分闸。此时站内CB1经过D时间后，重合闸动作，CB1合闸，甲线FB1前段线路恢复供电，FB1检测到电源侧电压后，开始计时，经过A时间，FB1得电合闸，FB1开始B时间计时，此时FB2检测到线路电压，开始A时间计时，而故障存在于FB1与FB2之间，导致CB1保护动作，再次跳闸，由于FB1在合闸确认时间内，即B时间计时期间再次失压，则判断故障在FB1后段，此时FB1断路器闭锁，即该断路器再次得电保持分闸状态，以隔离故障。FB2断路器在A时间内失压，则该断路器负荷侧反向闭锁合闸，防止联络线路来电后自动合闸合于故障，此时FB1、FB2均保持分闸状态，并闭锁将故障隔离，站内CB1经过D时间后重合闸动作，CB1合闸，恢复FB1前段线路的供电。通过“电压-时间”型逻辑，将故障隔离。
2.1.2线路发生单相接地故障分析
当单相接地短路故障发生于FB1与FB2之间时，单相金属性接地故障发生时，接地相电压降为约0kV，非接地相电压上升为10kV左右，这是判断单相接地故障的直接依据。若A变电站配有小电流接地选线保护装置，则根据小电流接地选线装置动作，跳开A线CB1，若未配置该保护装置，则手动拉路查找接地线路，也可实现配电自动化功能。当单相接地短路故障发生于FB1与FB2之间时，此时A站跳开CB1，这时断路器的动作情况与相间短路故障相同，但不同的是，经过一系列逻辑动作，当FB1得电合闸后，FB1开始B时间计时，此时FB2检测到线路电压，开始A时间计时，而单相接地故障存在于FB1与FB2之间，FB1合闸瞬间检测到线路存在零序电压，可判断FB1后段存在单相接地故障，此时FB1直接分闸，并闭锁，即不会得电合闸，保持分闸状态。 FB2断路器在A时间内失压，则该断路器负荷侧反向闭锁合闸，防止联络线路来电后自动合闸合于故障，此时FB1、FB2均保持分闸状态，并闭锁将故障隔离。在本案例中，当发生单相接地故障时，A站内CB1跳开1次，重合闸只动作1次。这是相间短路故障和单相接地故障的不同之处。
为了便于阐述，本例分析以线路上2个逻辑功能智能断路器为案例，当线路上有2个以上断路器时，按照上述逻辑依次递推，可将故障隔离，其原理是一致的。值得注意的是相间故障A站内CB1将跳开2次，重合2次，而发生单相接地故障，则CB1跳开1次，重合1次，这是两者之间的不同之处。
2.1.3“电压-时间”型逻辑功能各时限分析
为了逻辑功能正常运行，在本例配电自动化系统的4个时间中，即合闸延时时间A: FB在分闸状态下，任意一侧来电后开始计时，A时间后合闸;合闸确认时间B: 断路器合闸后，开始计时，B时间后确认合闸；分闸延时时间C：断路器监测失压后，经过C时间分闸。站内断路器重合闸时间D:跳闸后经过D时间，重合闸动作。A、B、C、D四个时间应具有如下关系：
① D＞C ，以保证智能断路器失电分闸后，站内断路器重合闸动作，且C时间应与上级110kV（35kV）电源线路重合闸、备自投、相邻线路保护时间配合，防止上级电源线路重合闸、备自投、相邻线路保护动作导致自动化开关误分闸，C时间可取5-6秒。
② B＜下一级的A，以保证本级智能断路器确认合闸后，下一级智能断路器经过A时间后合闸，用于判断故障区域。一般电流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护动作时间较快，而站内小电流接地选线装置的动作时间一般为5秒，故时间B＞5秒，得到A＞B＞5秒。
具体的时间设置应根据各地方的运行特点进行设置，并满足以上几个时间逻辑关系，并经过当地电网专家组讨论试验，以保证逻辑正确性。一般情况下，10kV配网线路供电路径较长，涉及范围较广，多易发生瞬时故障，因此，第一个智能断路器的A时间可以设置较长，而下一级之后的智能断路器A时间可以设置相对较短，以高效满足逻辑功能要求。
2.2. 配电自动化系统保护功能分析
在配电自动化系统中，除投入“电压-时间”型逻辑功能断路器外，还在部分支线上安装具有继电保护功能的智能断路器，即图2.2所示ZB1和ZB2等。投入保护功能的断路器，不具备逻辑功能，不能自动得电后合闸，也不能在检测到无压后分闸，但是具有继电保护功能和重合闸功能。继电保护的四个要求主要为可靠性、灵敏性、速动性和选择性，因此保护型智能断路器其保护设置应与变电站内线路断路器保护相互协调配合，以保证及时将故障切除而不影响非故障线路。根据一般情况，10kV线路设置的保护主要为电流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护，应根据线路支线的负荷情况综合判断，支线智能断路器只设置Ⅰ段过流保护、Ⅰ段零序电流保护，投入重合闸功能，逻辑功能退出，且重合闸动作时间应该大于变电站内断路器重合闸动作时间，以保证相互协调配合。
3.结语
配电自动化是配电网建设的重要组成部分，能够较大提升配网运维水平，自动隔离故障，缩短故障停电时间，达到对电网的精准控制。通过配电自动化系统的实时记录数据，将各节点的负荷增长变化及运行数据留下珍贵数据支撑，为电网规划建设提供依据。配电自动化在提升地方配电网供电可靠性的同时，也实现了居民从“用上电”到“用好电”的转变。
参考文献
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