卫双驹
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摘要：对于实现了配电自动化的供电线路，当发生故障停电后，可以依托配电自动化系统第一时间精准地确定故障停电范围，从而快速恢复供电。本文探讨从配电自动化技术在配网故障处理中的应用、继电保护与配电自动化协同故障隔离两方面来对配网自动化故障定位这个问题进行探讨。
关键字：配网自动化；故障；继电保护
配电自动化是指将计算机技术、通信技术和电子信息技术等先进技术应用于电力配电网中，能够大大提高供电可靠性和供电质量。对于实现了配电自动化的供电线路，当发生故障停电后，可以依托配电自动化系统第一时间精准地确定故障停电范围，从而快速恢复供电。
1.配电自动化技术在配网故障处理中的应用
1.1基于故障指示器的故障快速定位技术
可在架空线路、电缆等关键节点安装故障指示器，从而对故障电流通路进行指示。随着我国科学技术水平的不断提升，多数故障指示器不仅可以对短路故障进行指示，同时还能够有效检测单相接地故障。配网运维人员可在线路分支点和用户进线等位置对安装故障指示器，一旦出现接地故障或短路故障问题，可通过变电站到故障点之间的故障指示器，有效对故障电流进行检测，进而发出相应的告警信号。同时，故障指示器可以收集相关的电流信号和故障信号，并实现数字化，通过光纤和无线通信将采集到的信息快速传送回配网调控中心或配网主站。配网运维人员可以结合故障指示器对故障区间进行迅速定位，从而使故障的巡线过程得到优化，缩短巡线时间，极大地提高了故障的处理效率，也有效地提高了供电的可靠性。
1.2馈线自动化技术
第一，智能柱上断路器，其主要配置保护和自动化控制功能，能够对短路电流及负荷电流等进行切断，具备速断保护及带时限的过流保护功能和重合闸功能，其主要在主线或支线上安装，实现支线故障就地隔离。
第二，智能柱上负荷开关，其主要是在传统负荷开关上安装了自动化控制单元，可对负荷电流进行切断，根据现场运行需要，可以配置为电压时间型或者电流型。除此之外，该设备还具有压延时合闸和无压延时分闸等相关功能，可以有效实现故障区间的自动隔离和非故障区间的恢复供电过程，通常在主线上进行安装。
第三，用户分界断路器，可以结合现场的实际需求，有效配合馈线出线断路器和配电线路上的自动化断路器，采取保护定值级差配合的方式，对用户侧相间短路和单相接地故障实现自动切除，防止上一级的设备和线路出现跳闸现象，使停电范围得到有效缩小。
2继电保护与配电自动化协同故障隔离
为避免短路电流对系统的伤害，当系统发生相间短路故障时，变电站出口断路器电流Ⅱ段保护动作时间一般设置为0.15s，意味着设置继电保护动作时间的开关需要在0.15s内完成隔离，对于配电自动化也是如此。
2.1线路各开关配置原则
2.1.1出口断路器
出口断路器配置两段保护，其中Ｉ段保护近端故障，动作时限为0s；Ⅱ段与配电变压器配合，动作时限为0.15s。
2.1.2主干线路分段开关
主干线路分段开关配置定时限电流速断，与出口断路器Ⅱ段保护配合，动作时间为0.1s，配置馈线终端FTU。
2.1.3分支线路开关
分支线路开关配置一级速断保护，与主干线路分段开关保护配合，并配置一次重合闸，具备无压无流分闸功能。
2.1.4用户分界开关
用户分界开关配置0s定时限电流速断保护，具备无压无流分闸功能。
2.2故障隔离策略
线路发生相间短路故障时，分别针对主干线路故障和分支线路故障展开研究。
2.2.1主干线路故障隔离策略
出口断路器近端发生故障。Ｉ段保护瞬时动作，瞬时性故障合闸成功，永久性故障合闸失败，加速跳闸隔离故障区域。
出口断路器远端故障。分以下2种情况：
1）故障点上游开关为出口断路器的下一个开关，以图1为例，故障点在Q1和Q4之间，开关Q1配置0.15s定时限电流速断保护，即开关延迟0.15s动作。
2）超过二级保护的主干线路开关均配置0.1s，如图1中的主干线路开关Q4，Q5，Q8，QL都配置0.1s定时限电流速断保护，若Q5，Q8之间发生永久性故障，故障点上游开关Q4，Q5立即跳闸，此时联络开关QL检测到一侧失压，启动配电自动化系统，代理终端通过收集各个馈线终端的故障信息，确定故障区域，遥控故障点两端的开关跳闸，其他误动开关合闸隔离故障区域。
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图1典型架空混合线路
2.2.2分支线路故障隔离策略
用户侧故障。分界开关0s动作隔离故障，与出口断路器构成两级级差保护。
分支线路故障。以图1为例，Q2与Q3之间发生故障，分支线路开关Q2立即动作，0.5s后Q2合闸，瞬时性故障合闸成功，永久性故障合闸失败，永久性故障时Q3在规定的时间内检测到无电压和电流后跳闸，故障隔离成功。
3实例分析及测试结果
3.1实例分析
以图1所示的典型架空混合配电网线路为例，出口断路器配置2段保护，其中Ｉ段0s，保护近端（1km）故障，Ⅱ段0.15s速断保护。主干线路开关、分支线路开关和分界开关的配置不再赘述，当在不同位置发生故障时，故障处理过程如下：
１）K1点故障，Q20s保护动作，瞬时性故障开关合闸成功，永久性故障合闸失败，开关再次跳开，切除故障。分界开关下游故障，不影响主干线路正常运行，提高了供电可靠性。
２）K2点故障，Q4，Q5立即动作，代理终端QL通过自动拓扑可知Q8位于故障点下游遥控分闸，自动合闸Q4，恢复故障点上游区段供电，完成故障隔离。联络开关QL合闸，恢复故障点下游区段供电（在多联络开关线路中，需要比较联络开关的容量，选择容量大的联络开关合闸）。此方案中，一方面即使是线路通信发生故障，配电自动化不能在规定的时间内启动，主干线路近端故障仍可正确地隔离故障，保护变压器不受损坏；另一方面选用联络开关而不选用出口断路器作为代理终端，减轻了变压器保护配置负担，不更改原有变压器保护配置，扩大适用范围。故障首先由保护处理，存在保护无法配合发生越级跳闸的区段或需要联络开关动作恢复非故障区段供电时，由分布式馈线自动化处理，对其进一步优化和纠正，提高可靠性。
3.2静态模拟系统测试结果分析
基于的典型架空混合线路，在静态模拟系统中进行测试。在该系统中利用模拟仿真技术将变电站或馈线中各环节用相应模拟元件来代替，搭建1个变电站或馈线分段模型，该模拟系统较数字仿真具有更高的真实性和可信度。在模拟系统中，合理配置电流互感器TA、电压互感器TV的变比，使进入保护和自动装置中的电流和电压分别为5A和100V，与实际系统中数据保持一致。模拟系统可仿真架空线、城市电缆运行及故障、环网柜形式变电站等不同形式，实用性十分广泛。
K1点故障开关动作顺序为：
Q3跳闸，故障隔离完成。
K2点故障开关动作顺序为：
1）Q4，Q5跳闸；
2）遥控Q8跳闸，Q4合闸，故障隔离完成。
3.3结语
继电保护与配电自动化协同故障隔离技术方案同样适用于含有多联络开关的线路，但在主干线路开关数量多的情况下，故障点远端故障时会有多个开关同时跳开，为避免此问题，可采用中间分段断路器保护。
4.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，进一步提升故障定位、处理的水平，从而全面推进我国电力事业的健康、稳定发展。
参考文献
［1］徐丙垠，李天友，薛永端，等.配电网继电保护与自动化［M］.北京：中国电力出版社，2017.
［2］颜萍，顾锦汶，张广.一种快速高效的配电网供电恢复算法［J］.电力系统自动化，2008，32（2）：52－56.