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【摘要】在配电网中，采用何种模式实现故障处理对配网自动化的性能具有很大的影响，文章对配网自动化中现有的几种故障处理模式进行了比较分析，以便在实际应用过程中作出选择和加以完善。
【关键词】配网自动化；故障处理模式；馈线
【中图分类号】F407.67 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0200-02
随着配网自动化的发展，我国应用较为广泛的辐射网供电结构，正逐步向手拉手供电的环网结构改造。这种手拉手供电的配网结构可使接入该网的用户具有两个或两个以上电源供电的可能性。文章主要讨论在该配网结构中的三种故障处理模式：基于主站监控的故障处理模式、基于系统保护的故障处理模式以及基于重合器的故障处理模式。
1、基于主站监控的馈线故障处理模式
基于主站监控的馈线故障处理是指完全由主站实现的馈线故障紧急控制。配电主站是大型配电网自动化建设的核心，作为控制中心，它依赖于通理、资料管理，使配电主站的功能更综合、更紧密、更强大，成为信，实现配电网全局性的数据采集与控制。在这种模式中，需要在各开关上装设馈线终端单元（FTU）。在正常情况下，各FTU分别采集相应柱上开关的运行情况信息，如负荷、电压、功率和开关当前位置、贮能完成情况等，并将上述信息由通信网络发向远方的配电网自动化控制中心。各FTU还可以接受控制中心下达的命令进行相应的远方倒闸操作。在故障发生时，各FTU记录下故障前及故障时的重要信息，如最大故障电流和故障前的负荷电流、最大故障功率等，并将上述信息传至控制中心，经计算机系统分析后确定出故障区段和最佳供电恢复方案，最终以遥控方式隔离故障区段，恢复健全区段供电。同时，以GIS为平台实现了配电网的设备管理、资料管理，使配电主站的功能更综合、更紧密、更强大，成为提供配电网保护与监控、配电网管理与维护的全方位自动化运行管理系统。
主站实现的馈线自动化功能如下：（参见图1所示系统），当Sl与S2之间发生故障F1（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，实现故障识别：再根据装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开Sl和S2实现故障隔离，并遥控合上线路出口的断路器B1，最后合上联络开关S3，完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸功能，能够快速切除故障，在几秒到几十秒内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。主站监控方案中故障识别、故障网络拓扑分析、故障定位、故障负荷转移都由配电主站集中处理，形成顺序控制策略，再通过远方通信逐项完成。配电网紧急控制功能及逻辑完全设置在主站中，对配电终端仅要求具有RTU功能。该方案是目前馈线故障处理的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化系统中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。但是，采用这种方案的系统，所需要的设备多，必须要建设有效而又可靠的通信网络，还存在电源问题，因此建设费用很高。且对配电网通信的依赖性强，当通信系统发生故障或控制中心故障时，不可避免地会导致整个控制系统瘫痪，失去故障隔离、恢复供电功能。这种完全依赖通信的主站集中式控制模式可靠性较差，应当考虑紧急控制功能的分布实现与下放。
2、基于重合器的馈线故障处理模式
配电系统发生故障后，该模式通过安装在馈线上的重合器与分段器的动作配合实现故障的判断、隔离与恢复非故障线路的供电，整个故障处理过程无需通讯与子站/主站系统的参与。根据故障判断原理的不同，该模式又可分为以下三种。
2.1 重合器+电压检测处理模式
此故障处理模式不需要通信手段。变电站出口开关具有故障跳闸并可进行两次重合。配电线路分段开关为电压一时间型分段器，当开关两侧失压后可自动分闸。当一侧加压后，经过一定的延时t后可自动合闸（常开开关要等判断出故障位最后再合闸，因此对应的t延时要比常闭的时间长，记为t1），进入故障检测阶段，合闸于故障时，在未超过时限t2的时间内再次失压，开关将分闸并闭锁。当L2线段上发生故障时，K1跳闸，S1、S2由于两侧失压自动分闸，K1经一定延时后第一次重合，S1的右侧感受到电压，经t延时后自动合闸，S1进入故障检测延时阶段（經t2延时后复位）。由于发生故障，K1再次跳闸，S1在t1延时内失压，半分闸并闭锁。K1经一定延时后第二次重合，恢复到L1的供电。由于联络开关S5也是电压一时问分段器，因此在上述故障处理过程中，S5的上侧将检测到失压，经t1延时（此时已将故障段的一侧开关Sl闭锁）后闭合，剩下的过程与上述过程同。
2.2 重合器+电流检测处理模式
此故障处理模式不需要通信手段。变电站出口开关具有检测故障电流并按预定的次数进行多次重合功能，重合失败则闭锁。配电线路分段开关为过流脉冲计数型分段器，当流过故障电流次数超过整定次数时，在无电流状态下分闸。K1重合次数整定为3次，Sl计数次数整定为3次，S2计数次数整定为2次。当L2线段上发生故障时，S1、S2过流计数1次，K1跳闸后第一次重合，如为瞬时故障，则恢复供电，S1、S2经过一定时间后自动计数清零。如是永久故障，S1、S2过流计算为2次，K1再次跳闸，由于S2的过流次数达到限值，S2进行分闸。K1经一定延时后第二次重合，S1过流计数为3次，K1跳闸，由于S1的过流次数达到限值，S1进行分闸，将故障段IJ2隔离。K1经过一定延时后第三次重合，实现对线路L1的恢复供电。
以上两种方式都属于重合器和分段器相配合的方式。这种基于重合器和分段器配合的系统具有结构简单、建设费用低廉的优点，而且不需要建设通信网络，所有设备均是自具的，因此不存在电源问题。但是这种方式存在以下不足： （1）这种方式虽然在发生故障时，能够判断故障区段，并能自动隔离故障区段，恢复健全区域供电，但是在正常情况下，却不能实时监视线路的负荷，因此无法掌握用户用电规律，也难以优化和改变运行方式，在事故后配电网络重构时，也无法确定最优恢复方案。
（2）在发生了单相接地的异常情况下，不能为单相接地的查找提供辅助信息。
（3）这种方法在多于两个电源的开环运行的网络中，当故障发生后，虽然可以自动隔离故障区段，但是在恢复健全区段供电时，无法优化确定最佳恢复方式；在环网闭环运行方式下，自动隔离故障区段的作用难以实现。
（4）在非正常运行方式下，即联络开关处于合闸状态，而将馈线上其他分段开关分断作为临时联络开关使用时，因与分段器的常规整定情况不符，这种系统将会发生紊乱。为此需派人去现场重新设置定值，非常不方便。
（5）这种系统在线路故障时，分段开关不立即分断，而要依靠线路出口的重合器跳闸，这样做是不理想的，主要表现为：切断故障的时间较长，且对设备冲击较大；依靠线路出口的重合器保护整条馈线，降低了系统的可靠性；由于必须分断重合器，因此实际上扩大了事故范围，若重合器拒分，会进一步扩大事故范围。
2.3 重合器+重合器处理模式
用重合器代替图1中的各自动配电开关，当馈线上发生故障时，如果流过重合器的电流超过其定值或重台器失压，则重合器跳闸，并按预先整定的动作顺序和次数进行合一一分的循环操作。若重合成功（瞬时性故障），则终止后续动作，经一定延时后的合闸操作后闭锁在分闸状态，馈线的故障区段被隔离，这时只能通过手动解除闭复归，准备好下一次的动作；若重合不成功（永久l生故障），则完成整定次数锁。显然重合器是通过对重合次数和动作特性（时间一电流特性）的整定实现对故障区段隔离和对非故障区段的恢复供电。由此看出：采用这种方法，故障发生时不会影响线路健康段的供电连续性，停电时间也最短，供电质量得到了很大的提高。然而重合器和重合器配合的方式也存在以下不足：
（1）重合器也要多次重合才能隔离故障，对配电系统和一次设备冲击影响较大。
（2）环路上重合器之间保护的配合靠延时实现，显然分段越多，保护的级差越难配合。
（3）为与重台器保护级差配合，变电站出线断路器是最后一级时限速断保护，分段重合器越多，出线开关限时速断保护延时就越长，对配电系统影响也越大。
（4）由于要求重合器的开关具有切断故障电流的能力，开关容量大，因此投资比较大。
3、基于系统保护的馈线故障处理模式
系统保护模式是利用良好的网络通信和分散安装的配电终端实现的具有特殊原理的全线速动式区域性馈线保护。在馈线网络上发生相问故障或三相故障后，安装在各开关处的FTU立刻起动，并判断自身的功率方向，然后通过快速现场总线与相邻FTU通信，综合比较后确定出发生故障的区段，跳开该区段两端的开关，完成故障隔离。
如图2所示，该系统采用断路器作为分段开关。当F1处发生永久性故障时，URl、UR2、UR3立即起动，并计算自身状态。由图中故障位置可知，URl、UR2过流且功率方向为正，UR3失压且无流。
为了确保通信的可靠性、实时性，由各FTU依次向其相邻的FTU发送自身的故障状态信息。URl本身故障状态为过流且功率方向为正，并收到UR2的过流且功率方向为正的报文，判断出故障不在A、B之间，于是将A闭锁。
UR2本身故障状态为过流且功率方向为正，并收到URl和UR3的状态报文。URl的状态为过流且功率方向为正，UR3的状态为失，NN无流，因此UR2判断出故障发生在B、c之间，于是瞬时跳开B。
UR3本身故障状态为失压且无流，收到的UR2的故障状态信息为过流且功率方向为正，判断出故障发生在B、c之间，但因为UR3自身故障状态为失压且无流，所以它并不立刻跳开c。
UR2跳开B后，经一很短延时使其重合。因为故障仍然存在故UR2加速跳开B并将其闭锁，然后再向c发令，使其跳开，完成故障隔离。
c跳开后，UR3向UR4发合闸报文，这时UR4可根据故障前c、E两处的负荷情况判别是否合上联络开关D，恢复CD段供电。
饋线系统保护在很大程度上延续了高压线路纵联保护的基本原则，在通信方案上借鉴了全分布式母线保护的原理。它利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复供电一次性完成。它具有以下优点：一次性快速处理故障，进一步提高了供电可靠性；快速切除故障，由于故障切除时间很短，对于绝大多数电动机类负荷的电能质量没有影响；直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；保护功能完全下放到FTU，无需配电主站、子站配合，使馈线故障的处理具有更高的可靠性。
然而，这种模式是依靠相邻FTU之间进行可靠快速的通信来完成故障处理的，对配电网通信条件和FTU硬件水平的要求较高。但随着配网自动化技术的发展，很多大中城市的城市配电网都建成了条件很好的通信网络，并采用具有先进硬件平台的FTU，因此完全可以利用此模式来完成故障处理功能。
4、结语
文章讨论了配网自动化中三种典型的故障处理模式，经过比较分析可以看出，系统保护模式较其它两种模式，其保护功能完全下放，力求在FTU终端装置上实现馈线保护功能，这对于提高配电网故障处理的响应速度和供电的可靠性是很有意义的，配电网系统保护提供了一种采用分散安装的保护装置利用快速通信实现的协同控制功能，该系统同样适用于配电网中的另一个关键问题一一小电流接地故障的识别与查找，因此，该模式更具有广泛的应用空间。
【关键词】配网自动化；故障处理模式；馈线
【中图分类号】F407.67 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0200-02
随着配网自动化的发展，我国应用较为广泛的辐射网供电结构，正逐步向手拉手供电的环网结构改造。这种手拉手供电的配网结构可使接入该网的用户具有两个或两个以上电源供电的可能性。文章主要讨论在该配网结构中的三种故障处理模式：基于主站监控的故障处理模式、基于系统保护的故障处理模式以及基于重合器的故障处理模式。
1、基于主站监控的馈线故障处理模式
基于主站监控的馈线故障处理是指完全由主站实现的馈线故障紧急控制。配电主站是大型配电网自动化建设的核心，作为控制中心，它依赖于通理、资料管理，使配电主站的功能更综合、更紧密、更强大，成为信，实现配电网全局性的数据采集与控制。在这种模式中，需要在各开关上装设馈线终端单元（FTU）。在正常情况下，各FTU分别采集相应柱上开关的运行情况信息，如负荷、电压、功率和开关当前位置、贮能完成情况等，并将上述信息由通信网络发向远方的配电网自动化控制中心。各FTU还可以接受控制中心下达的命令进行相应的远方倒闸操作。在故障发生时，各FTU记录下故障前及故障时的重要信息，如最大故障电流和故障前的负荷电流、最大故障功率等，并将上述信息传至控制中心，经计算机系统分析后确定出故障区段和最佳供电恢复方案，最终以遥控方式隔离故障区段，恢复健全区段供电。同时，以GIS为平台实现了配电网的设备管理、资料管理，使配电主站的功能更综合、更紧密、更强大，成为提供配电网保护与监控、配电网管理与维护的全方位自动化运行管理系统。
主站实现的馈线自动化功能如下：（参见图1所示系统），当Sl与S2之间发生故障F1（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，实现故障识别：再根据装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开Sl和S2实现故障隔离，并遥控合上线路出口的断路器B1，最后合上联络开关S3，完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸功能，能够快速切除故障，在几秒到几十秒内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。主站监控方案中故障识别、故障网络拓扑分析、故障定位、故障负荷转移都由配电主站集中处理，形成顺序控制策略，再通过远方通信逐项完成。配电网紧急控制功能及逻辑完全设置在主站中，对配电终端仅要求具有RTU功能。该方案是目前馈线故障处理的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化系统中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。但是，采用这种方案的系统，所需要的设备多，必须要建设有效而又可靠的通信网络，还存在电源问题，因此建设费用很高。且对配电网通信的依赖性强，当通信系统发生故障或控制中心故障时，不可避免地会导致整个控制系统瘫痪，失去故障隔离、恢复供电功能。这种完全依赖通信的主站集中式控制模式可靠性较差，应当考虑紧急控制功能的分布实现与下放。
2、基于重合器的馈线故障处理模式
配电系统发生故障后，该模式通过安装在馈线上的重合器与分段器的动作配合实现故障的判断、隔离与恢复非故障线路的供电，整个故障处理过程无需通讯与子站/主站系统的参与。根据故障判断原理的不同，该模式又可分为以下三种。
2.1 重合器+电压检测处理模式
此故障处理模式不需要通信手段。变电站出口开关具有故障跳闸并可进行两次重合。配电线路分段开关为电压一时间型分段器，当开关两侧失压后可自动分闸。当一侧加压后，经过一定的延时t后可自动合闸（常开开关要等判断出故障位最后再合闸，因此对应的t延时要比常闭的时间长，记为t1），进入故障检测阶段，合闸于故障时，在未超过时限t2的时间内再次失压，开关将分闸并闭锁。当L2线段上发生故障时，K1跳闸，S1、S2由于两侧失压自动分闸，K1经一定延时后第一次重合，S1的右侧感受到电压，经t延时后自动合闸，S1进入故障检测延时阶段（經t2延时后复位）。由于发生故障，K1再次跳闸，S1在t1延时内失压，半分闸并闭锁。K1经一定延时后第二次重合，恢复到L1的供电。由于联络开关S5也是电压一时问分段器，因此在上述故障处理过程中，S5的上侧将检测到失压，经t1延时（此时已将故障段的一侧开关Sl闭锁）后闭合，剩下的过程与上述过程同。
2.2 重合器+电流检测处理模式
此故障处理模式不需要通信手段。变电站出口开关具有检测故障电流并按预定的次数进行多次重合功能，重合失败则闭锁。配电线路分段开关为过流脉冲计数型分段器，当流过故障电流次数超过整定次数时，在无电流状态下分闸。K1重合次数整定为3次，Sl计数次数整定为3次，S2计数次数整定为2次。当L2线段上发生故障时，S1、S2过流计数1次，K1跳闸后第一次重合，如为瞬时故障，则恢复供电，S1、S2经过一定时间后自动计数清零。如是永久故障，S1、S2过流计算为2次，K1再次跳闸，由于S2的过流次数达到限值，S2进行分闸。K1经一定延时后第二次重合，S1过流计数为3次，K1跳闸，由于S1的过流次数达到限值，S1进行分闸，将故障段IJ2隔离。K1经过一定延时后第三次重合，实现对线路L1的恢复供电。
以上两种方式都属于重合器和分段器相配合的方式。这种基于重合器和分段器配合的系统具有结构简单、建设费用低廉的优点，而且不需要建设通信网络，所有设备均是自具的，因此不存在电源问题。但是这种方式存在以下不足： （1）这种方式虽然在发生故障时，能够判断故障区段，并能自动隔离故障区段，恢复健全区域供电，但是在正常情况下，却不能实时监视线路的负荷，因此无法掌握用户用电规律，也难以优化和改变运行方式，在事故后配电网络重构时，也无法确定最优恢复方案。
（2）在发生了单相接地的异常情况下，不能为单相接地的查找提供辅助信息。
（3）这种方法在多于两个电源的开环运行的网络中，当故障发生后，虽然可以自动隔离故障区段，但是在恢复健全区段供电时，无法优化确定最佳恢复方式；在环网闭环运行方式下，自动隔离故障区段的作用难以实现。
（4）在非正常运行方式下，即联络开关处于合闸状态，而将馈线上其他分段开关分断作为临时联络开关使用时，因与分段器的常规整定情况不符，这种系统将会发生紊乱。为此需派人去现场重新设置定值，非常不方便。
（5）这种系统在线路故障时，分段开关不立即分断，而要依靠线路出口的重合器跳闸，这样做是不理想的，主要表现为：切断故障的时间较长，且对设备冲击较大；依靠线路出口的重合器保护整条馈线，降低了系统的可靠性；由于必须分断重合器，因此实际上扩大了事故范围，若重合器拒分，会进一步扩大事故范围。
2.3 重合器+重合器处理模式
用重合器代替图1中的各自动配电开关，当馈线上发生故障时，如果流过重合器的电流超过其定值或重台器失压，则重合器跳闸，并按预先整定的动作顺序和次数进行合一一分的循环操作。若重合成功（瞬时性故障），则终止后续动作，经一定延时后的合闸操作后闭锁在分闸状态，馈线的故障区段被隔离，这时只能通过手动解除闭复归，准备好下一次的动作；若重合不成功（永久l生故障），则完成整定次数锁。显然重合器是通过对重合次数和动作特性（时间一电流特性）的整定实现对故障区段隔离和对非故障区段的恢复供电。由此看出：采用这种方法，故障发生时不会影响线路健康段的供电连续性，停电时间也最短，供电质量得到了很大的提高。然而重合器和重合器配合的方式也存在以下不足：
（1）重合器也要多次重合才能隔离故障，对配电系统和一次设备冲击影响较大。
（2）环路上重合器之间保护的配合靠延时实现，显然分段越多，保护的级差越难配合。
（3）为与重台器保护级差配合，变电站出线断路器是最后一级时限速断保护，分段重合器越多，出线开关限时速断保护延时就越长，对配电系统影响也越大。
（4）由于要求重合器的开关具有切断故障电流的能力，开关容量大，因此投资比较大。
3、基于系统保护的馈线故障处理模式
系统保护模式是利用良好的网络通信和分散安装的配电终端实现的具有特殊原理的全线速动式区域性馈线保护。在馈线网络上发生相问故障或三相故障后，安装在各开关处的FTU立刻起动，并判断自身的功率方向，然后通过快速现场总线与相邻FTU通信，综合比较后确定出发生故障的区段，跳开该区段两端的开关，完成故障隔离。
如图2所示，该系统采用断路器作为分段开关。当F1处发生永久性故障时，URl、UR2、UR3立即起动，并计算自身状态。由图中故障位置可知，URl、UR2过流且功率方向为正，UR3失压且无流。
为了确保通信的可靠性、实时性，由各FTU依次向其相邻的FTU发送自身的故障状态信息。URl本身故障状态为过流且功率方向为正，并收到UR2的过流且功率方向为正的报文，判断出故障不在A、B之间，于是将A闭锁。
UR2本身故障状态为过流且功率方向为正，并收到URl和UR3的状态报文。URl的状态为过流且功率方向为正，UR3的状态为失，NN无流，因此UR2判断出故障发生在B、c之间，于是瞬时跳开B。
UR3本身故障状态为失压且无流，收到的UR2的故障状态信息为过流且功率方向为正，判断出故障发生在B、c之间，但因为UR3自身故障状态为失压且无流，所以它并不立刻跳开c。
UR2跳开B后，经一很短延时使其重合。因为故障仍然存在故UR2加速跳开B并将其闭锁，然后再向c发令，使其跳开，完成故障隔离。
c跳开后，UR3向UR4发合闸报文，这时UR4可根据故障前c、E两处的负荷情况判别是否合上联络开关D，恢复CD段供电。
饋线系统保护在很大程度上延续了高压线路纵联保护的基本原则，在通信方案上借鉴了全分布式母线保护的原理。它利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复供电一次性完成。它具有以下优点：一次性快速处理故障，进一步提高了供电可靠性；快速切除故障，由于故障切除时间很短，对于绝大多数电动机类负荷的电能质量没有影响；直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；保护功能完全下放到FTU，无需配电主站、子站配合，使馈线故障的处理具有更高的可靠性。
然而，这种模式是依靠相邻FTU之间进行可靠快速的通信来完成故障处理的，对配电网通信条件和FTU硬件水平的要求较高。但随着配网自动化技术的发展，很多大中城市的城市配电网都建成了条件很好的通信网络，并采用具有先进硬件平台的FTU，因此完全可以利用此模式来完成故障处理功能。
4、结语
文章讨论了配网自动化中三种典型的故障处理模式，经过比较分析可以看出，系统保护模式较其它两种模式，其保护功能完全下放，力求在FTU终端装置上实现馈线保护功能，这对于提高配电网故障处理的响应速度和供电的可靠性是很有意义的，配电网系统保护提供了一种采用分散安装的保护装置利用快速通信实现的协同控制功能，该系统同样适用于配电网中的另一个关键问题一一小电流接地故障的识别与查找，因此，该模式更具有广泛的应用空间。