继电保护与配电自动化配合的配电网故障处理
摘要：本文主要对继电保护与配电自动化配合的配电网故障处理模式进行了研究，提出一些处理故障的策略，并在电压时间型馈线自动化与一种多级差保护配合的原理基础上有效防止了支线故障对全线电路的影响。
关键词：继电保护；配电自动化；配电网；故障；处理
中图分类号：TM76 文献标识码：A
智能电网的一个重要组成部分就是配电自动化技术，该技术有效的提高了供电的可靠性，并不断扩大供电的能力，实现了电网的高效运行。配电自动化的核心内容就是对配电网故障的有效处理，该技术目前已经较为成熟，但在实际运用中还是存在一些问题。
1 实际问题
部分供电企业在馈线开关的选择上采用断路器，其原理是如果发生故障，在故障点的前端最近的断路器跳闸断开电流，从而防止整个线路受到故障的影响。然而，在实际运用中，往往由于多级开关保护之间的配合出现问题，出现多级跳闸或越级跳闸现象，对于瞬时性故障与永久性故障的判断也比较困难。为了防止出现以上问题，部分电力企业就采用负荷开关作为馈线开关，有效的解决了多级跳闸问题，提高了判断瞬时性故障和永久性故障的能力，但是不足之处是，不管是馈线哪个位置发生故障，都会造成全线断电。随着电缆化与绝缘化的出现，主干线出现故障的几率大幅降低，所以故障也主要集中到支线上，一些电力企业对用户支线入口进行处理，安装开关，实现用户端故障的隔离效果，防止影响整个配电线路，并对事故的责任有了明确的划分。
2 配电网多级保护配合可行性研究
2.1基本原理
对于农村配电线路而言，引起分段数少且供电半径较长，线路如果出现故障，故障点以前的各段开关出现短路的现象较为明显，采用延时级差与电流定值配合结合的方法，实现多级保护配合，这样就可以选择性的对故障进行处理。而对于城市配电线路而言，分段数相对较多，且供电半径较短，故障出现时，前段开关出现短路的现象相对较小，这样也就对不同的开关设置不同电流定值难以实现，因此主要采取保护动作延时时间级差配合的方法，有选择性的对故障进行切除。
2.2可行性研究
通过对变电站10kV出线开关与馈线开关不同保护动作延时时间的设置，实现保护配合的方式就是多级级差保护配合。为了防止短路电流冲击系统，变电站变压器在低压侧设置过流保护动作的时间最小为0.5s，在这0.5s内，要安排多级级差保护的延时配合，才能不影响上级保护的整定。目前，馈线断路器开关动作一般是30-40ms，因此其保护动作延时可以设置为0s。如果馈线用户开关或分支开关配置有熔断器或断路器，其励磁涌流较小，可以通过加大脱口动作电流阀值的方法而不需要采用延时措施。
2.3三级级差保护配合研究
随着科技的发展，开关技术也在不断的进步。最大的特点是保护动作时间大大的缩短，其中主要采用的是无触点驱动技术及永磁操动机构，通过对永磁操动机构工作参数的设置，分闸时间达到10ms上下，而无触点电子分闸驱动分闸的时间可以达到1ms以内，对故障的判断可以在10ms内完成。以上技术基本可以在30ms内对故障电流进行切除。即上文中所提到的馈线开关设置0s保护动作时，故障电流可以快速的在30ms内切断。考虑到一定的时间问题，在上级馈线开关设置时，可以设置为100-150ms的延时时间，变电站出线开关延时时间可以设置为250-300ms，预留200-250ms的级差在变压器低压侧，保证选择性，这样就实现了三级级差保护配合的目的。综上所述，采用无触点驱动技术及永磁操动机构可以实现三级级差保护配合，也不会对上级保护配合产生影响。
3 多级级差保护及集中故障处理配合
3.1两级级差保护配置
应该对线路上开关的选取有一定的选取原则：变电站出线开关、分支开关或用户开关采用断路器；主干线开关采用负荷开关；变电站出线断路器保护动作延时时间设置为200-250ms，分支断路器开关或用户断路器开关保护动作延时时间设置为0s。采用两级级差保护配置主要有以下几方面的优势：
第一，用户或分支发生故障后，断路器首先跳闸，其他地方不受影响，不会造成全线停电，解决了全负荷开关的弊端。
第二，开关越级跳闸或多级跳闸的现象不会发生，故障判断准确，处理过程变得简单，故障修复时间缩短，解决了全断路器开关的弊端。
第三，造价方面，主干线全负荷开关的造价相比全断路器的方式而言，造价降低了很多。
3.2集中式故障处理策略
（1）主干线故障。如果故障出现在主干线上，那么就要根据线路的类型来选择处理故障的策略，选择策略的主要依据如下：
第一，主干线全架空馈线。这种故障处理的方式主要依据以下步骤：首先，故障一旦发生，变电站出线断路器就会跳闸，故障电流被切断；其次，经过延时后，断路器重新重合，如果重合有效，那么即可断定为瞬时性故障，如果重合失败，断定为永久性故障；再次，根据线路各个开关上报故障信息，对故障区域进行判断；最后，根据判断所得到的故障区域采用相关的措施进行故障解决，瞬时性故障一般存入故障处理记录，永久性故障可以根据遥控技术对故障区域周边的开关进行控制，将故障区域隔离处理，其他区域恢复供电，故障信息存入永久性故障处理记录中。
第二，主干线全电缆馈线。这种故障主要处理的方式遵循以下步骤：首先，一旦出现故障，立刻判定为永久性故障，断路器跳闸切断故障电流；其次，根据区域开关上报信息确定故障区域；最后，根据遥控技术对故障区域周边开关进行控制，将故障区域隔离，恢复其他区域供电，存入故障记录。
第三，用户或分支线路故障。这种故障方式处理主要根据以下步骤：首先，故障区域的用户断路器或分支断路器跳闸，将故障电流切断；其次，如果跳闸区域的用户断路器或分支断路器属于架空线路，则经过延时后重新重合，成功则断定为瞬时性故障，失败则断定为永久性故障。如果跳闸区域的用户断路器或分支断路器为电缆线路，直接断定为永久性故障，断路器不再重合。
4 多级级差保护与电压时间型馈线自动化配合
该技术是重合器与电压时间型分段器二者之间配合将故障区域隔离，并恢复区域供电的技术。单纯电压时间型馈线自动化技术存在缺陷，即分支线路故障会导致全线短暂停电或全线断路器跳闸。为了解决这一问题，采用两级级差保护与电压时间型馈线自动化技术相配合的方法进行解决。该技术的应用主要是在变电站出线开关处采用重合器，设置200-250ms的延时时间，采用电压时间型分段器作为主干馈线开关，分支或用户开关采用断路器。该配置在主干线出现故障之后，处理故障的步骤与常规电压时间型馈线技术所处理的方法是相同的，不同的是在故障出现后，对整个线路造成的影响不同，因此可以看出在配合的方式下，不会出现全线断路器跳闸导致的全线停电现象。
结语
本文主要针对继电保护与配电自动化配合下的配电网故障进行了分析，并对故障的类型及所采取的措施进行简要的介绍，在智能电网应用的今天，配电网智能化配合技术的应用大大提高了配电网的安全性及可靠性，对电力事业的发展起到良好的促进作用，使得实力企业的功能得到了大幅度的提高。
参考文献
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