摘要：随着现阶段配网自动化和信息化的快速发展，对于配电网继电器保护技术提出了更多更高的要求，在当前全面推广应用配电自动化技术中，需要提高继电器保护配合质量，使得电网实际供电工作能够得到有效保护。配网自动化中的智能电网对于维护电网的高效运行至关重要，能够促进电网运行的经济性提升。配电网故障定位、恢复、隔离是目前配网自动化的核心内容。本文以下对配电网继电保护以及配电自动化故障处理进行协调配合，对配合技术进行概述分析。
关键词：配电网；继电保护；故障处理技术
目前随着我国社会经济的全面发展，对于电力能源的实际消耗量在不断提升。科学技术的快速发展，使得配网呈现出自动化和信息化的发展趋势。当前需要对配网继电保护中存在的各项故障积极解决，更好的维护配电网的建设运行。本文对配网继电保护配合与故障处理技术进行探析，分析配电网保护配合实施的可行性，根据相关故障提出针对性处理措施，旨在促进配电网的稳定运行。
一、当前配网多级保护配合的可行性分析
（一）基本原理
当前相关技术部门需要根据不同配电线路的实际特点来选取不同的保护方式，目前大多数农村地区的配电线路的实际特点是供电半径较长，受到线路架设环节因素的影响，当前各个线路实际分段数较少。如果此类线路在实际运行中发生了相应故障，不同分段之间短路电流值存在一定差异，实际数值相差较大。在此类情况下，技术人员需要采用多级保护配合的方式，通过电流定值与延时差之间的相互配合来快速切断故障线路电源。与农村地区的配电线路相比较，城市配电线路的供电半径较短，开环运行。当配电线路出现故障之后，各个分段开关短路电流值实际大小相近，在各个开关节点设置定值无法起到保护配合的作用。所以，应该确定延时时差，对各条故障线路有选择性的切除[1]。
（二）时间级差保护配合分析
当前为了对两级级差进行保护配合，需要对变电站出线及馈线开关设置不同的时间级差。如果线路发生了故障，短路造成的电流值较大，对于电力系统的稳定性构成了相应威胁。所以为了使得故障危害降低，目前需要将变电站低压侧母联保护动作时间设置在0.5s。为了使得定值不受到上级保护整定值的影响，需要在动作时间限制范围内展开保护延迟配合。当前馈线断路器的开关时间需要进行控制，规定保护反应的时间，因为馈线开关设置延迟时间之后能够确保跳闸现象的发生，便于技术人员在最短时间内解除各个故障。目前馈线大多开关都配备了熔断器，能够及时消除故障，但是后期需要通过大量人工操作来恢复熔断器功能，这就使得对线路快速性故障难以解决。
二、配电网自动化配合的故障处理与多级级差保护分析
（一）多级级差保护的基本配置原则
目前为了更好的实现两级级差保护，在选取线路开关以及配置保护过程中需要严格遵循相关原则。首先主要馈线开关需要选用负荷开关，以此达到保护标准。当前大多数分支开关的实际要求较高，很多负荷开关能够实现保护作用，所以当前需要采用断路器，控制延时保护时间。当前大多数变电站对出线开关的各项标准要求也较高，所以目前可以采用断路器，将保护延时实践控制在合理的范围之内[2]。
当前通过多级和二级级差保护在一定程度上能够控制故障发生的危害，因为当某条线路发生故障之后，断路器能够在最短时间内切除故障。如果断路器没有跳闸，那么线路也不会出现断电等情况。对于线路开关中的多级跳闸需要严格控制，对各项处理操作进行简化，以此来缩短故障实际影响的时间，维护线路的正常运行。目前对于线路中的主干线可以选用负荷开关，避免使用高价的断路器，这样能够合理控制配电网实际造价。
（二）配电网自动化配合的故障处理
现阶段以主要线路干线为全架空馈线的故障发生时，变电站出线断路器会跳闸并清除主要故障。经过一段延时反应时间之后，将会成为瞬时性故障。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆这个时候如果断路器不能重合的话，那么将会形成永久性故障。变电站接收到故障信息之后会对故障产生的主要位置进行分析判断，技术人员将各类故障信息进行记录。对于一类永久性故障，工作人员需要对故障区域周边的开关分闸进行控制，对变电站出线断路器和联络开关进行合闸，使得各个区域都能实现稳定供电，并且将各项运行数据进行控制，为后续故障处理活动提供参考依据[3]。
如果主干线出现了全电缆馈线的故障，一般情况下，这类故障问题都是永久性的，发生故障之后，变电站出线断路器会自动切出电闸。变电站主站根据获取故障信息对问题区域进行定位，综合分析故障原因。通过遥控开关分闸来隔离各个故障，此外，将环网柜联络开关与断路器合闸，这样能够确保各个区域都能通电，并且需要记录故障相关信息[4]。
当各个分支线路以及具体用户发生故障之后，断路器会在最快时间内跳闸，而后切除各个故障。如果断路器发生跳闸之后，实际架设支线是架空线路，那么在快速的延时反应后，断路器就会自动重合。如果故障是瞬时性的故障，断路器也会自动重合。但是如果产生的是永久性故障，断路器一般情况下完整重合的可能性较低。
配电网相间短路故障处理
相间故障处理过程主要有故障切除、故障定位、故障隔离以及恢复区域供电，在故障修复阶段需要进行人工操作，其余的环节需要通过自动化措施来提高配电网运行效率。对于短路故障处理可以通过继电保护、备自投、自动化开关以及自动重合闸等进行修复。继电保护是有效切除故障的唯一手段，可以对故障区域进行定位，让故障上游区域能够持续供电，但是故障下游区域无法实现全面供电。通过自动重合闸能够在最快时间内对馈线段进行恢复。备自投是当主供点路径发生故障之后，能够切断供电途径后迅速供电。集中智能配电自动换能够对故障进行定位，对故障进行隔离，返回有效的供电路径，增强模式化的供电能力。对单相接地故障处理在中性点非有效接地配电网故障处理方面，需要及时可靠地熄灭电弧来避免故障影响扩大化，抑制电压使得单相接地时能够安全的提供供电。
三、两级级差保护与电压时间馈线的配合
目前电压时间馈线在实际运行中需要严格遵循相关的工作原理，电压时间型分段器需要与重合器之间相互配合，这样能够及时切出故障线路。此项技术在目前实际使用过程中存在较多优点，但是也存在相应的不足之处。线路的任意位置如果发生了故障都会使得断路器发生跳闸，致使配电网覆盖范围内大面积停电，对于人们生产、生活各项活动的运行造成较大影响。但是目前将电压时间馈线与两级级差保护交互使用能够在一定程度上限制大范围停电情况的发展。将电压时间馈线与两级级差保护配合的具体措施是，将重合器的时间进行设置，目前大多数设定时间都是在200至250ms，将其作为变电站的重要出口开关。将电压时间型分段器作为馈线开关，各个用户分支开关中使用断路器，动作延时时间进行有效控制，对固定延时时间进行配置，而后实现快速重合闸[5]。
结语：
总而言之，随着现阶段配网自动化和信息化的快速发展，对于配电网继电器保护技术提出了更多更高的要求。现阶段完善配网建设的首要任务就是需要正确处理配网继电保护中的各项故障，通过有针对性地技术措施进行解决。只有这样才能使得继电保护工作有效开展，促进配电网的稳定运行，使得电力企业自身全面发展，获取企业经济效益的同时创造更大的社会发展效益。
参考文献：
[1]熊振望.配电网继电保护配合与故障处理关键技术研究[J].科技与创新,2017(4):157,160.
[2]刘健.配电网故障处理研究进展[J].供用电,2015(4):8-15.
[3]鲁翀.配电网多级继电保护配合的关键技术研究[J].建筑工程技术与设计,2016(20):2199-2199.
[4]刘洋.配电网多级继电保护配合的关键技术研究[J].科学与信息化,2017(25):76,78.
[5]刘健,刘超,张小庆等.配电网多级继电保护配合的关键技术研究[J].电力系统保护与控制,2015(9):35-41.
论文作者:张小勇,时娟
论文发表刊物:《电力设备》2017年第29期
论文发表时间:2018/3/13
标签：故障论文; 断路器论文; 线路论文; 配电网论文; 时间论文; 级差论文; 变电站论文; 《电力设备》2017年第29期论文;