基于智能开关设备的配电网线路自动化技术研究

广东电网有限责任公司佛山高明供电局 叶冠林

1 引言

近几年，随着电网技术的不断成熟，智能开关设备的类型逐渐丰富，线路运行监测形式愈加完善。但就实际情况而言，虽然我国在配电网结构形式方面不断优化，但效果却并不明显，究其原因，主要是部分城市配电线路技术研究传统，易在使用中出现单相接地故障，影响用户端正常用电。由此可见，围绕基于智能开关设备的配电网线路自动化故障管理进行研究尤为关键，可帮助工作人员实现故障修复。

2 智能开关设备的功能

2.1 主干线路分段开关

线路自动化技术运用的过程中主要包括两方面内容，由于此种技术形式需要满足测控要求，因此工作人员会在主干线路与其他分支线路周围增设监控设备，之后针对不同的故障形式设计处理方案，从而实现线路故障区域隔离与切除的管控效果。主干线路分段开关如图1所示。

图1 主干线路分段开关

由图1可知：当延时设置情况下，开关在检测到电流之后，测控装置均会在延时结束之后自动开启开关；当线路处于失压状态时，系统线路会开始脱扣分闸；X 闭锁，是指测控设备在延时状态下出现线路失压时，便会进行自动反向闭锁处理；Y 闭锁，在开关处于关闭状态时，会自动开展Y 计时，若是在此过程中出现了失压状况，则会进行正向闭锁处理；在线路处于Y 计时，若是假设此时的零序电压为3U0且已经超过预期要求，则测控设备在检测之后会自动跳闸处于锁定状态，在接触以上状态之前，线路无法闭合[1]。

2.2 分支线路分界开关

主要是指用户分界开关设计的重点包括：

一是失压分闸。当电流过大超出预期设计数值之后，会自动记录此时的状态并进行标识，开关会在失压环境下进行分闸操作，以此保护线路。

二是零序过流环境下，系统会开始分闸并使线路处于闭锁状态。在实际工作中，若是零序电流超过预期数值，则测控设备会自动进行以上操作。

三是重合闸操作。线路开关在完成前期的分闸操作之后，会自动开启重合闸，使其处于延时状态，在完成延时后会自动开启合闸操作，此时会再次出现开关闭锁的情况，若是能够按照要求正常开展重合闸操作，则要使其处于复位状态。

3 配电网线路自动化技术故障处理方案

3.1 主干线路间短路处理

本方案对主干线短路故障处理提出了多种形式，设备线路结构如图2所示，第一种方式要求在前期需要设置重合闸延时时间，将其设定为5s。假设在线路运行的过程中，图中的C 区域出现严重的瞬时短路情况，则线路中的FCB 会立即呈现跳闸状态，此时K1、K2、K3几个区域会在失压的状态下自动断开。此时FCB 会在延时完成之后重新处于重合状态，开关也会在延时之后逐步关闭，从而重新运行电路[2]。

第二种方式则是对变电站的出现开关进行处理使其在结构上呈现二次重合闸的形式，其中第一次属于快速类型，延时仅为1s，第二次则是正常的延时装置，中间的时间耗费设定为5s。依旧假设图中C 区域出现瞬时短路情况，则FCB 跳闸，此时的三个开关会在失压环境的影响下出现断开情况，在第一次仅为1s 便会重合，K1、K2、K3开关会瞬间完成闭合操作，从而解决故障，保障线路的正常运行[3]。

3.2 其他线路短路处理

第一种形式假设变电站前期设计为一次重合闸，延时时间为5s。若是在线路运行的过程中，E 出现瞬时故障情况，则FCB 跳闸，三个开关会处于断开状态，此时K4会因为受到失压的影响出现分闸状况，K5则不受影响，依旧处于闭合状态。在延时时间之后，FCB 会自动重合，三个开关逐渐呈现闭合状态，此时整个线路除了E 区域的故障段，其他线路均会正常供电。在K4分闸完成之后会自动运行重合闸，在结束以上操作之后才会对E 区域进行正常的供电处理，从而解决故障问题。假设E 区域出现长时间的短路故障情况，则前期的处理形式与短时间故障相似，但是不同的是K4区域会受到影响，FCB 会处于跳闸阶段，导致K4产生闭锁操作，直至FCB 重新重合之后，才会关闭重合闸，从而完成线路隔离，减少故障区域对其他区域的影响。

第二种故障是指，设置二次重合闸，与主干线故障情况的处理相似，依旧第一次为快速，第二次为正常的延时设置时间分别为1s 以及5s。此时，假设E 区域出现故障问题，且类型为瞬间故障短路，则FCB 跳闸，三个开关会处于断开状态，此时K4会因为受到失压的影响出现分闸状况，而K5则不受影响。在1s 延时之后，会开启第一次重合闸操作，FCN 重合，K1、K2、K3随之立即处于关闭状态，此时除了E 区域其他线路均会恢复线路运行。假设此时E 区域为长时间的故障状况，则前期与之前的处理方式相同，但是K4区域会启动重合闸，之后FCB 会在其影响下出现跳闸状况，导致K4呈现闭锁状态，直至二次重合闸重合之后，K4会恢复状态，并实现故障隔离处理。

3.3 线路单相接地处理

单相接地故障分为两种，假设C 区域出现单相接地问题，则会产生零序电压，此时便会收到警告。若是此时工作人员可以精准度掌握故障线路，之后对FCB 进行操作，则K1、K2会依次呈现关闭状态。尤其是在K2关闭之后，技术人员便可通过ZPD 了解线路中零序电压的变动状况，直至完全消失。此时测控设备便会自动认定C 段处于接地故障，K2会在短时间内进行闭锁设置，而K3则处于失电情况还会自动闭锁。此时D 点在连接联络点时整个线路便会开启故障区域隔离。然而此种形式对变电站的线路选择要求较高，若是不能够满足精准度要求，则需要以人工操作的手段检测哪一条为故障区域，并在认定线路问题之后恢复其他线路的正常运行。第二种，则是指分支线路存在单相接地故障。此种情况下，若是假设E 点出现单相接地问题，则此时K4区域内部的TA 会对线路进行检测，发现存在零序电流，而测控装备则会在FKI 延时完成之后认定E区域存在长时间的接地问题，从而使K4处于闭锁状态。而K5则会检测线路的负荷状态，之后按照设定值状况，判定故障情况，此时K5不受到影响。而对于小电阻接地来讲，FK1、FK2为了能够满足零序需求，通常会设置延时为0s，从而确保在线路出现接地问题时，分支线路会立即进行处理，从而切除接地故障，确保可以不影响其余区域的正常运行。

4 线路自动化技术分析以及优缺点研究

4.1 变电站重合闸

一方面，若是为以此重合闸设置，则说明其内部使用的是我国最为常见的继电保护形式，此种形式可以在不影响其他区域管理的前提下，运用以此重合闸完成故障区域隔离。然而在使用的过程中也会因为延时时间的影响减缓开关闭合的灵敏度，会提高供电恢复的时间成本。另一方面，若是设置为二次重合闸装置，两次判定的侧重点也会有所区别，一次合闸主要是判断故障的属性，二次判定才能够进行故障区域定位。此种技术运用的过程中相比于前一种形式可在短时间内瞬间恢复系统的供电，但是由于第二次才能够明确故障区域的具体位置，因此也会提高短路冲击，需要相关人员及时的根据设计情况进行运行优化与完善。

4.2 时限式接地故障

若是属于时限式接地短路，则判定形式与上文的其他类型相似，在原理上依旧是主线路开关会按照原理要求进行故障监测，并判定单相接地，此种形式依旧具备原有自动化的相应优势，并且减少了故障检测设备的运用。运用此种形式可以在不接地系统中更加高效地进行故障处理，但是也存在时限式故障处理的不足，在恢复供电的过程中需要逐级处理才能够满足故障恢复需求。

4.3 借助分界开关管控分支线路

对于分支线路来讲，依旧是运用电流检测的形式进行区域定位和确认。在具体工作中，一方面是支线T 区域为测控点区域，此时的检测只需要在选线方面确保精准度便可以，整体来看较为便捷。另一方面则是在实际工作中，分支线路存在故障问题，且为接地故障，此时的处理需要尽可能地保障变电站的正常运行，需要借助分接开关处理进行故障区域的切除隔离。需要注意分支线路也可以通过安装开关的方式，按照时限式的原理要求完成故障区域的监测和管控。

5 通信研究

本文介绍的自动化形式所依托的技术内容属于分布式的一种，此种技术不需要借助通信便可实现故障的区域定位以及隔离，因此整体操作更加便捷，在实际工作中可优先运用“无通信”形式开展相应设置。线路自动化的过程中，细节处理尤为关键，因此也可以将其看为配电网自动化的基础内容，分析的主干区域的智能开关设置以及分线的智能开关装置均包含通信功能，前期设有接口区域，接口的设计与运用主要是以CDMA 为主。其中CDMA在运用的过程中存在通信速度较快、成本低、稳定性、安全性、显性质量较强的特点，可以满足高效数据传输的需求。与其他的技术形式相比，后期维护难度较小，安装难度较低，是最为科学的一种通信形式。

在具体工作中，要求技术人员需要在智能开关区域运用CMDA 进行测控设施的连接，并完成参数设置，从而运用测控软件完成操控。通信的过程中开关的数据信息会实时显示，并为工作人员提供线路运行的相关参数内容，使其可以实时的了解保护情况以及运行过程中的异常内容。

6 线路自动化综合特点研究

一是此种测控技术形式可以在“无通信”的环境下实现故障区域的识别定位以及隔离操作，可解决过往技术运用中的停电环境下的相应问题。二是原理简单易懂，减少了电路运算环节，设备产品化优势明显。三是应用的过程中不受中性点接地形式的影响，适应性较强，可运用在多种场景工作中。因此在后续的工作中，要求相关人员应该加大对此种自动化技术形式的关注，并提升自身工作能力，强化技术运用，为相关行业的长远发展奠定良好的基础。

7 结语

对于电力企业来讲，怎样运用技术形式实现配电网故障自动监控是工作的关键，也是强化电力保护的重要研究内容。本文所分析的自动化技术是一种经过验证的新型手段，满足我国现阶段配电网结构需要，能够尽可能保障线路安全与稳定，为电力企业可持续发展提供技术支持。为此在后续的工作中要强化对此技术的关注，从而发挥技术优势，为电网建设创造条件。