图1　免通信双侧电源四分段配电网络

　　图1中，正常运行时CH2为开环点。
　　故障点在I段时，如果是瞬时故障，则由DLA断路器0.5s跳闸，并一次重合闸送电。如果是永久性故障，则DLA断路器0.5s跳闸，一次重合闸后加速断开，CH1检测到Ⅰ段无电压断开，CH2检测到Ⅱ段无电压、Ⅲ段有压后合上，此后如Ⅱ段再发生故障，则CH20s跳闸并具备次重合闸机会。
　　故障点在Ⅱ段时，如果是瞬时故障，由CH10.2s分闸，一次重合闸送电。 如果是永久故障，CH1重合不成功后加速跳开，CH2检测到Ⅱ段无电压、Ⅲ段有电压后合在故障线上，0s跳闸，此时CH2记忆原状态为开断，故判别出永久故障，闭锁重合闸。
　　故障点若发生在Ⅲ段则情况同Ⅰ段，若发生在Ⅳ段则情况同Ⅱ段。
　　在主干线中采用具有二次重合闸方式的重合器CH，分支线采用一次计数的分段器FD，可使支线在瞬时性故障时，由重合器的配合动作而获得一次重合闸机会；在支线永久性故障时将故障隔离。比如，d点发生永久故障时，重合器CH1 以0.2s分闸，分段器FD计数1次，重合器CH1重合闸后加速跳开，分段器FD计数2次，动作分闸，重合器CH2二次重合成功。
　　此类方案的优点是故障隔离和电网重构不依赖于通信系统，缺点是变电所出线Ⅰ段保护整定时间较长，主干线的分段数受到限制，当考虑分段器与重合器配合隔离故障段时需进行多次重合闸，对网络冲击大。
2.2　带通信的自动化配网方案之一
　　此方案是在环网的电源点（变电所）出线采用断路器，其余分段点采用带电动操作机构的负荷开关（环网柜），在每个开闭所或分段开关处装设馈线终端(FTU)，并由主站的SCADA软件实现故障判别、故障隔离和网络重构。
　　图2所示的简单环网是此种方案的一个例子。

图2　带通信的自动化配网方案之一　

　　图2中每路负荷开关均带有CT，假设环网开断点在KB3的FD1处，变电站A、B的线路断路器处装设有电流保护和一次重合闸。
　　若d1点发生永久性故障，DLA保护动作跳闸，重合闸后加速跳闸，主站SCADA接收到DLA的动作信息，同时两次接收到KB1的FD1、FD2开关处有故障电流，KB2站无电流；KB3站和KB4站有正常电流，主站SCADA判断故障点在线路的Ⅱ段上，SCADA发遥控命令拉开KB1站的FD2开关和KB2站的FD1开关，故障点得到隔离，最后令DLA断路器合上，KB3站的FD1合上，恢复了KB1站和KB2站的供电。
　　若d2点发生永久性故障，则DLA保护动作，重合闸动作后加速断开，主站SCADA接收到DLA的动作信息，同时测出KB1站的FD1和FD2开关、KB2站的FD1和FD2开关有两次故障电流，KB3站、KB4站只有正常电流，则判断故障点在KB2站的母线上，SCADA发遥控命令拉开KB2站的FD1和FD2开关，故障点得到隔离，最后令断路器合上，KB3站的FD1开关合上，恢复了线路Ⅲ段、Ⅱ段的供电。
　　若d3点发生永久性故障，则SCADA判断出故障点，在DLA断路器重合闸不成功跳开后拉开KB2站的FD3开关，而后合上DLA恢复其余部分的送电。
　　在上述的环网中，若某一段为全电缆线路，则可整定该段的负荷开关在第一次检测到故障电流，就将判别出的故障点隔离，变电所的DL1重合闸后即可恢复送电，但此时需考虑重合闸时间与SCADA遥分负荷开关时间的配合。
　　由上可见，此类依赖通信系统的配网自动化方案，不仅涉及配电网络本身，且还与向它供电的变电站密切相关，识别故障与变电站出线开关动作状态有关，恢复送电首先要遥控合变电站的出线断路器，而这些断路器可能来自不同的变电站，同时又是变电站自动化的控制范围，因此可能会带来设备管理中的混乱，产生新的问题。
2.3　带通信的配网自动化方案之二
　　此方案是在主环上所有开关均采用可断开故障电流的断路器，变电站的出线开关采用重合闸前加速断保护，重合闸后的保护整定延时考虑与环网上断路器动作配合。
　　假设有环网如图3所示，分段点在KB2的D2断路器处。

图3　带通信的配网自动化方案之二

　　所有环网的断路器均配有二次电流速断保护。
　　若d点发生故障，主站SCADA根据KB1、KB2 、KB3和KB4的电流情况识别故障点，给KB1的D2断路器发出允许跳闸信号。DLA断路器以0s速切动作跳闸，t秒后重合闸动作合闸。此时若故障为瞬时性故障，则恢复供电，回路中电流恢复正常，SCADA解除允许跳闸信号；若为永久性故障，则KB1的D2断路器由就地电流速断保护0s动作跳闸切除故障，DLA断路器的电流保护在重合闸后的动作时间整定为tdz，故其在D2断路器切除故障后返回，主站SCADA收到KB1的D2保护跳闸信号后，遥控断开KB2的D1断路器，合上KB2的D2断路器以及KB3的D1断路器，恢复KB2的供电。
　　实现此种方案的关键是，要求配电SCADA系统识别故障点给出允许跳闸信号的时间小于变电所出线开关的固有分闸时间、固有合闸时间以及重合闸时间之和，即tdz<t＋0.1(s)。
　　当主站SCADA无法与上述时间相配合时，则可考虑按单方向时序配合。

图4　环网开关动作时序配合

　　该方案的优点是配网对变电站的出线开关只有动作时间的配合要求，而不直接遥控，使设备管理的分界点明确；其次是在永久性故障时对无故障的负荷少冲击一次。缺点是断路器的造价略高于负荷开关。

2.3.1　配网开关设备的选择应对资金、场地、环境、规划等问题进行综合考虑，见表1。一般来说，如果条件许可，在环网主干线上，选用真空断路器是较为适中的方案。
　　 分支线是指接在环网上的辐射供电的线路，随着近年来电力工业的高速发展，电力已呈供大于求趋势，限电拉负荷的情况将不复存在，分支线上的开关仅为其以下线路检修时开合之用，故在配网自动化中可只考虑二遥（遥测、遥信）功能，分支线的开关从节省投资、简化配网的角度出发，可选用一般的负荷开关柜。

 
表1　配网开关设备综合比较结果表
 

选用方案 真空断路器
ZN28-10 CT1A 负荷开关
手动+熔断器 真空负荷开关
电动+熔断器 进口组合环网柜 开断电流 20kA 开合负荷电流熔断短路电流31.5kA 保护方式 电磁式
继电保护 微机
保护 熔断器反时限保护 配网自动隔离故障 操作机构 电动机预储能
瞬时分合 手动 电动机 动作合闸(6s-10s)
瞬时分闸 交流电源 单相所变5kVA V型压变300VA 直流电源 48V蓄电池供FTU用 蓄电池
12V供FTU
48V供负荷开关 柜体尺寸 1000×1200 800×800 2500×1200/4路 层高 建筑物高4.5m 建筑物高3.5m 箱体高约1.1m 运行维护 需配备继保人员 熔断器熔断后须现场更
换三相熔丝 约900元

免维护

2.3.2　分支线上熔断器保护的配合　为了在永久性故障时隔离故障，应校验分支线上所配熔断器的动作曲线，见图5，阴影部分为熔断器熔化曲线范围，当故障电流在IDZ和I′之间时，变电所出线断路器动作并重合闸，使故障段获得一次瞬时故障处理的机会，在永久性故障时，变电所出线保护重合闸后延时Δt，使熔断器在出线保护动作前熔断，切除故障段。在这期间，配电主站SCADA判别出故障点在开闭所的支线上，故不发出断路器D1（或D2）的允许跳闸信号。

图5　环网断路器保护与熔断器配合

2.3.4　环路干线上断路器的保护装置　开闭所内环网上断路器的控制保护有两个可选择的方案，一是采用老式的电磁式继电器来实现二次故障电流时的0s跳闸，这种方法简单、实用，有丰富的现场运行经验。逻辑原理如图6所示。图6中，t1是第一次故障电流的动作状态的保持时间，应大于变电所出线保护动作时间和重合闸时间之和，t2是SCADA允许跳闸信号的保持时间。二是扩展FTU的功能，使其除了包含I/O单元以外，增加保护单元，比如在FTU主机箱内内置AD2181芯片以实现数字信号处理(DSP)功能，可对12路模拟量进行速率为128点/工频周的实时采样及相关计算，直接从CT、PT采样电流电压波形，通过分析计算，可得出各交流量的实时值与继电保护整定值进行比较，与主站SCADA系统共同实现其保护及自动化功能。

图6　环网开关二次故障电流跳闸逻辑原理图

　　此方案的优点是技术先进，可远方调定值，具有自诊断和事件顺序记录功能，它代表了配网自动化发展的方向。

3　结束语

　　合理的配电网络结构是配网改造的关键，也是配电自动化的基础。所谓合理的配电网络结构是指合理的接线方式，导线截面以及与其相适应的供电半径和输送容量。配电开关设备是配网自动化的主体设备，必须满足自动控制的需要，具备故障识别和故障隔离的功能。城市配网的改造和配电自动化应优先考虑新技术和新设备的采用。