珠海西门子一级代理商电源供应商

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1　概　述
铜街子电站位于乐山市沙湾区,是大渡河梯级开发的末一级,属龚嘴水力发电总厂管辖,距离上游龚嘴电站约33 km,距离沙湾总厂基地约32 km。全站装机容量为4×150 MW,为坝后式明厂房,机组、变压器为典型的单元接线;主变压器容量为180 000 kVA,冷却方式为:强迫油循环风冷式,共5台冷却器。
由于设计较早,因此,长期以来,该电站主变冷却器的自动控制系统,在测控方式、控制元件及外围测量元件方面都存在着很多缺陷。在前几年的运行中,曾多次出现过自控装置控制失灵造成冷却器不能自动启动;主变本体大量跑油时无任何信号输出,导致整个发电单元被迫停电;测量部分技术落后且已严重损坏,以至于当主变温度升高后不能实现保护功能和按负荷及温度自启动冷却器功能。给生产埋下了大地隐患。同时,主变油位、油温依靠人工定时巡视、记录及定期进行冷却器切换操作,不能满足水电厂无人值班(少人值守)运行的要求。为解决上述诸多方面问题,使该系统能达到“无人值班(少人值守)”运行方式的要求。我厂决定对主变冷却器自动测控系统进行改造。
通过半年多时间的调研和收料,在充分研究论证后,联合四川中鼎电气控制有限公司、四川电力试验研究院,利用可编控制器共同开发新型电力风冷式变压器冷却器自动测控系统(TCPC-F自动控制装置)。经过半年多的时间,该装置于1997年11月在该电站11号主变正式投入使用。经实际生产运行考验表明,该装置能够达到预先的设计要求,从根本上解决了置中所存在的种种问题,满足了“无人值班(少人值守)”及计算机监控的要求。
2　测控系统的研制原则
为了能适应新形势下的技术要求,研制后的装置采用新技术、新方法、新器件。另外,新系统应改变传统的测控方式,要求具有自动化程度高、运行、功能齐全、比较完善的自控、保护及信息传递功能,能适应主变的各种运行工况,达到免维护、无操作的目的。
3　测控系统研制的技术难点
,要使测控装置根据温度开关和温度传感器送来的温度值,能进行冷却器的启动、停止控制,同时又要使各台冷却器的启停满足厂家所要求变压器作对称散热的条件;二,为了保证在主变油温升高时能动作,避免因测量元件误动而造成误跳开关,并且在任何一只温度传感器或温度开关出现故障时,能自动发出信号。
4　系统的硬件配置及技术指标
主变冷却器测控系统由6个主要部分组成:
(1)TCPC-F主变冷却器自动测控装置
该测控装置包括:FX2-80 MT可编程控制器、4 AD模块、开关电源、继电器等外围部分。
PLC输入:4路模拟量、40路开关量;
PLC输出:40路开关量;
上送LCU:12路开关量;
接点容量:220 VDC/;
测量精度:0.5%;
电　　源:三路220±10% VAC;
工作方式:连续;
工作环境:温度0°～55℃,相对湿度:95%。
(2)温度变送器
型　　号:JUMO-P t100(德国);
工作压力:300 kPa;
调温度范围:0°～100℃;
允许温度:100℃;
输　　出:DC4～20 mA;
精　　度:0.2%F.S;
防护等级:IP65。
(3)温度开关
型　　号:B403-120(美国);
工作压力:600 kPa;
调整温度范围:-15°～105℃;
允许温度:0°～135℃;
输　　出:2 SPDT,3 SPDT;
防护等级:IP65。
(4)流量开关
型　　号:FCS-G 1/2 AN8 X(德国);
压　　力:6 MPa;
电　　源:24 VDC;
工作范围:H201～150 cm/s;
防护等级:IP67。
(5)空开、接触器、TK(包括缺相保护)
电　　源:3相AC;
工作电压:400 V;
工作电流:100 A,15 A。
(6)压差变送器
型　　号:FOXBORO-841(上海);
量　　程:0～4 m水柱;
精　　度:0.2%F.S;
电　　源:24 VDC±20%;
输　　出:DC4～20 mA。
5　装置主要控制功能
TCPC系统的测控为PLC,负责所有信息的处理。当所有监测开关量送入PLC输入口,温度变送器将测得的温度信号送入PLCA/D转换模块进行数据处理时,装置按预制程序完成对主变油温的自动测量和对冷却器的自动控制。
其运行方式除了按主变油温自动调节外,还自动执行定时逐台循环切换,当冷却器在运行中出现故障,测控装置还能自动进行“工作”—“备用”状态的切换;同时,上送报警信号。
整套装置根据设计,完成对主变冷却系统的自动控制,实现对油泵和冷却器的自动启停,维持主变油温在正常的工作范围内。根据实际运行情况,一旦主变投运,便将投入3台冷却器作为基本冷却负荷,另余两台作为自动调节。同时根据对称散热条件启动冷却器,具体为:当只有3台冷却器运行时,组合方式是①—③④,②—④⑤,①或②—③⑤。当4台冷却器运行时,组合方式是①②—④⑤,①②—③⑤,①②—③④,并可自动定时切换。
5.1　按功率调节功能
PLC根据功率变送器和温度变送器设定值信息,进行所余两台冷却器的启动调节;当主变负载较快增加时(发电机带50%～**负荷),PLC此时以功率变送器信息为,辅以油温上升梯度值即可启动参与调节的一台或二台冷却器。
5.2　按主变油温调节功能
PLC根据温度变送器送来的设定温度值,进行所余两台冷却器的启动与停止调节,并可定时自动切换。
当主变油温在50°～55℃区间运行时,可不再启动冷却器。如果油温上升至60℃时,PLC指令启动一台冷却器;当油温继续上升至65℃时,PLC再指令启动一台冷却器;当全部冷却器都投运后,油温再继续上升至75℃以上,此时,PLC将延时分段报警,并将报警信号上送给计算机监控系统。反之,运行中当油温由65℃下降至55℃时,PLC将逐一停运两台冷却器。
5.3　冷却器全停保护功能
冷却器正常全部停止运行应满足:机组油开关跳、主变油温下降至温度开关复归接点动作(50℃),PLC同时判断温度开关动作顺序(由高至低)和功率变送器所送的信息(功率为零)一致。否则冷却器将保持运行。
冷却器全部故障停止主变运行应满足:①冷却器全部故障停运,延时60 min;②冷却器全部故障停运,同时主变油温上升至温度传感器与温度开关关联动作(75℃),延时10 min情况出现时,PLC出口跳闸并送出跳闸信号。当油温接近跳闸温度时,PLC可先送出报警信号。
5.4　主变油温升高保护功能
为了保证主变油温升高时事故停运动作,对于3只温度开关与1只温度传感器的动作正确与否,测控装置除了对测温元件进行自检与互检外;还要进行两者之间的三选二关联动作(即:两只温度开关与1只温度传感器,有两个以上的输出量达到事故温度设定值时,装置才会输出事故动作信号至跳闸回路。)
①当油温≥75℃时,测控装置将延时1 h送出信号到主变跳闸回路;
②在主变油温≥75℃时,但主变冷却器出现全部冷却器故障或两段动力电源消失,延时10 min送出信号到主变跳闸回路;
③当油温达到80℃时,测控装置将立即送出信号到主变跳闸回路。
5.5　自动测控装置能监测主变冷却器的动力电源,并能自动控制切换
6　结束语
该自动测控系统在龚嘴水力发电总厂、四川中鼎电气控制有限公司和四川电力试验研究院的共同努力下,完成了整个自动测控系统的功能研究开发,并成功地在铜街子电站投入使用。经一年多时间运行证明,设备、稳定、,了我厂以前该部分故障率高、运行不稳定的现象,并完善了以前没能实现的自动控制功能,提高了主变的运行率,降低了设备的故障率,大大地减少了该部分设备的维护工作,延长了设备的使用寿命;整套系统性能和测控功能完善;系统所有元器件选型精良,达到了免维护、免值守的技术改造目的;整套系统及外围自动化元件均具有较强的室外防护能力,能够满足“无人值班(少人职守)”的要求。1999年1月,由四川省电力公司组织的鉴定对该装置给予了高度评价:具有明显的经济效益和社会效益,有广泛的推广应用,对水电厂的自动化进程起到了积的推动作用

我国原来的配电网大多采用放射型供电。这种供电方式已不能适应社会经济发展和满足用户供电质量要求，因为一旦在某一点出现线路故障，便会导致整条线路停电，并且由于无法确定故障点而使停电检修时间过长，大大降低了供电的性［1］。为此，现在供电网广泛采用环网接线，即两条线路通过中间的联络开关连接，正常运行时联络开关为断开状态，系统开环运行；当某一段出现故障时，可以通过网络重构，使负荷转移，保非故障区段的正常
供电，从而可大大提高配网供电的性。
目前，我国投入巨额资金来改造城乡电网，以提高整个电力系统的性。在这种形势下，选择一种符合我国电力行业的实际情况，既有较高性又有较好经济性的配电方式是摆在我们面前的一项迫切任务。
1　馈线故障的定位、隔离及恢复供电模式
配电网自动化主要包括变电站自动化和馈线自动化。在配电网中由馈线引起的停电时有发生，故障发生后，如何尽快恢复供电是馈线自动化的一项重要内容。实际上，配电自动化根本的任务也就是在短的时间内完成对故障的定位、隔离和恢复供电。它们的发展可分为3个阶段［2］：
（1）利用装设在配电线路上的故障指示器，由电力检修查找故障区段，并利用柱上开关设备人工隔离故障区段，恢复正常区段的供电。该方式的停电时间长，恢复供电慢。
（2）利用智能化开关设备（如重合器、分段器等），通过它们之间的相互配合，实现故障的就地自动隔离和恢复供电。该方式的自动化水平较高，通信就可实现控制功能，成本较低。缺点是开关设备需要增加合、分动作的次数才能完成故障的隔离和恢复供电。
（3）将开关设备和馈线终端单元（FTU）集成为具有数据采集、传输、控制功能的智能型装置，并与计算机控制进行实时通信，由控制以遥控方式集中控制。该方式采用的计算机技术和通信技术，可一次性完成故障的定位、隔离和恢复供电，避免短路电流对线路和设备的多次冲击。存在的主要缺点是：要依赖于通信，结构复杂，影响配电系统性的因素较多。
配电网馈线自动化的目的是提高供电的性，所以系统的功能固然重要，但其自身的运行性和经济性则是电力部门关心的问题［2］。因此，相对而言，以上3种模式中的二种模式为符合我国电力行业的实际情况。其主要特点是：
（1）可利用重合器本身切断故障电流，实现故障就地隔离，缩小停电范围；
（2）通信手段，可利用重合器多次重合以及保护动作时间的相互配合，实现故障的自动定位、隔离和恢复供电；
（3）可直接从电网上电源，不需要外加不间断电源；
（4）对过电压、雷电、高频信号及强磁场的抗干扰能力强，性高；
（5）增加通信设备可很容易升级到上述3种模式，使配电网自动化分步进行。
2　几种以重合器和分段器为主构成的馈线自动化方式的比较
以重合器和分段器为主构成的环网配电模式中，又可以分成3种方式：断路器＋电压型分段器、重合器＋分段器（以分段器作为联络）、采用重合器。这几种方式各有优缺点，具体分析如下［3］。
（1）“断路器＋分段器”和“重合器＋分段器（以分段器作为联络）”的配电模式。
特点：通信设备，由分段器对线路进行分段，通过分段器检测电压信号，根据加压时限，经断路器或重合器的多次重合，实现故障自动隔离，投资少，易于配合。
缺点：隔离故障需要多次重合，增加了对系统的冲击次数；隔离故障时会波及非故障区段，造成非故障区段的停电；馈线越长，分段越多，逐级延时时间越长，从而使恢复供电所需时间也越长。
（2）“采用重合器”的配电模式。
特点：通信设备，利用重合器本身切断故障电流，通过多次重合以及保护动作时限的相互配合，实现馈线故障就地自动隔离，避免了因某段故障导致全线路停电的情况，同时减少了出线开关的动作次数。
缺点：投资大，分段越多，保护配合越困难，变电站出线开关的速断保护延时就越长，当出线端发生故障时，对系统的影响较大。
针对以上3种配电方式的优缺点，我们设计了一种新型的较为实用的配电模式：环网供电的两个变电站出线端为改进后的普通型重合器，中间联络开关为联络型分段重合器（兼具联络开关、分段器和重合器的功能），线路以改进后的分段器分段。这种方式虽然仍由重合器和分段器构成，但是通过对这些重合器和分段器进行改进，将联络型分段重合器作为联络开关，则可以使该配合方式具有以上3种模式的优点，避免了大多数的不足。系统接线如图1所示。

下面分别以线路中区段b发生瞬时性故障和性故障来说明该模式的工作过程。
设在区段b发生瞬时性故障。VW1分闸后延时T1重合，QO1～QO3失压后延时T2再分闸，设定T1＜T2，因此当VW1重合闸后，QO1～QO3仍未完成分闸动作，处于合闸状态。这样，VW1就可以在T1（0．5s）内切除瞬时性故障，避免了分段器的逐级延时，大大减少了发生瞬时性故障时的停电时间。
设在区段b发生性故障。VW1经一次重合，使QO1合闸闭锁，VW1再次重合，由变电站1供电到a段。在这个过程中QO2检测到一个持续时间很短的小电压，QO2在QO1合闸闭锁的同时也执行合闸闭锁，这样就将故障段b的两端同时闭锁住，实现了对故障的隔离。故障发生后，VW3在检测到单侧失压后延时XL合闸，QO3在VW3合闸后延时X后也合闸，由变电站2供电到c、d段。如果在这个过程中，c或d段又发生故障或者QO2未完成合闸闭锁（这种情况出现的概率小），则VW3合闸后检测到故障又跳闸，在次重合闸后实现故障的隔离和供电恢复。所以，无论在哪种情况下，这种配电模式都可以避免VW3至变电站2线路段的停电。也就是说，在隔离故障区段时不会波及非故障线路，不会造成非故障线路段的无谓停电。发生故障后，在线路上重合器和分段器动作的同时，装设在内部的故障定位器根据各开关设备的动作时间配合，可地确定出故障区段的准确位置，以便进行检修。
从上面的分析可以看出，这种配电方式虽然无法一次性完成对故障的定位、隔离和恢复供电，但是它可以快速切除瞬时性故障；在发生性故障时，可以同时完成对故障区段两端的闭锁。这种方式与传统的“重合器＋分段器”配电方式相比，缩短了停电时间，减少了短路电流对线路的冲击次数。因为整条线路中只在变电站出线端和线路中间装设有重合器，所以保护配合易于实现；虽然线路分段较多，但变电站出线断路器的速断保护延时太长，所以当变电站出线端发生短路时，对配电系统的影响也就较小。同时，由于采用分段重合器作为联络开关，在隔离故障时就避免了非故障区段的停电。另外，这种配电方式虽然没有象3种配电模式那样切除故障快和功能强大，但它也有自己的优势，即通信设备，依赖于线路中的智能化开关设备就地完成对故障的定位、隔离和恢复供电，简化了配电系统的结构，也使影响性的因素大大减少；并且这些智能化开关设备都留有通信接口，如有必要，可以方便地加上通信功能，使该配电网馈线自动化达到高的水平。
3　提高性和减少线路停电时间的措施
对于配电自动化来说，自动化程度的高低和功能的强弱固然重要，但整个系统的性应该放在1位。此外还要考虑到经济性［2］。为了保证上面介绍的以分段重合器为联络开关的“重合器＋分段器”模式的性，采取了以下措施：
（1）重合器的开关本体为真空断路器，采用真空灭弧室外装复合绝缘的技术。它具有无油、无气、免维护、寿命长、无火灾、无爆炸危险的优点，机构采用电机快速储能的弹簧操作机构，高压合闸线圈。
（2）选用PLC（可编程逻辑控制器）作为重合器和分段器的控制。简化了外围线路，大大提高了整机性和抗干扰能力。
（3）直接从线路上电源，任何外加电源。选用美国的开关电源模块，抗干扰能力强，工作范围广，可在30％～120％输入范围内输出稳定的额定电压。
此外还有冗余设计和降额使用等措施，也可以提高整机的性。
为了减少这种配电模式中的停电时间，采取了以下措施：
（1）快速切除瞬时故障，减少停电时间在电力系统中，线路故障的62％～85％为瞬时性故障，如果把瞬时性故障按性故障等同处理，则会造成较长时间（数十秒以上）的停电。为此，在重合器中增加了快速重合功能（可选），在分段器中增加了失压后延时分闸功能。这两者互相配合，可以在0．5～1s内切除瞬时性故障，大大降低了瞬时故障时的停电时间。
（2）故障区段的两端同时完成闭锁
传统的分段器当线路发生故障时，只能一次闭锁故障线路的一端，改进后的分段器可以在线路发生性故障时使故障区段的两端同时实现隔离，避免了非故障区段的停电，使恢复正常供电的时间缩短，同时减少了重合器或断路器的重合次数，对系统的冲击也就相应地减少了。
（3）躲涌流功能
配电系统主要的负荷是变压器和高压电机，所以在重合器合闸或重合时，会出现比额定电流高得多的启动电流，有可能导致重合器的误动。改进后的重合器在软件和硬件两个方面增加了躲涌流措施，可以自动地区别合闸产生的涌流和故障电流，很好地解决了涌流问题。
4　结束语
本文介绍了配电网馈线自动化的3个发展阶段，经过比较认为，采用以“重合器＋分段器”为主构成的配电系统较为符合我国目前电力行业的具体情况。分析了以“重合器＋分段器”为主构成的配电网馈线自动化的几种方式，提出了一种新的实用的配电方式，既可以减少故障时的停电时间和短路电流对线路的冲击次数，又易于实现保护时间的配合。该配电模式已经在浙江黄岩供电局试运行，到目前为止，运行效果是令人满意的，达到了设计要求。

0  引言
中压配电网的故障处理一直是个难以解决的技术难题。城市变电所供电距离一般只有3～5 km，由分段开关再分为3～5段，在这样短的线路上采用传统的过流、差动、距离等继电保护来隔离故障是不可能的，谈不上非故障段的恢复供电。
20世纪80年代日本和美国研制开发了“重合器模式”的代中压配电网自动故障处理系统。它依赖于重合到故障上以识别故障段，之后加以隔离和恢复供电。在缩小故障停电范围上有一定的进步，但需要变电所出线开关两次断开短路电流，且存在恢复供电不，故障信息不能及时上报配调等问题。
进入20世纪90年代，随着通信能力和事故处理能力的增强，配电网自动化出现了二代和三代。其故障处理模式是：将所有开关故障信息由FTU上调上级站，在上级站依据各开关的信息判定故障点所在段之后，下发命令至相应的FTU，由FTU跳开故障段两侧开关、闭合出线开关和联络开关，实现故障隔离和非故障段恢复供电，一般称为故障集中处理模式，它一则对通信网依赖性大，故障信息上传和动作命令的下发都经过通信网；二则依赖于上级站机，要求通信网和上级站要，一旦出错就可能导致故障的扩大；三则故障处理时间长，要几十s。
本文介绍的用于配电网故障处理的面保护技术不仅能够将停电时间缩短到2s以内，而且还大大提高了动作的性。
1　面保护原理
1．1  面保护引入
20世纪80年代末，现代通信技术和计算机网络技术发展，反映到继电保护系统中，出现了面保护原理，面保护定义是：除了利用保护装置自身的信息外，还要利用系统中其它信息，作出故障判断和动作出口，以保自身设备或局部系统。
相应地，有点保护的定义：只是利用自身信息就作出故障判断和动作出口的继电保护。
由以上定义，不难得出如下推论。
推论1：面保护的必要条件之一是通信。
因为没有通信则不可能获得系统中的其它信息，或者是其他信息的获得依赖于通信。
推论2：面保护的必要条件之二是保护装置都应有CPU。因为没有CPU就不能综合利用自身信息和其他信息。
由以上定义和推论，我们以往所熟知的保护大都属于点保护，比如过流保护、方向保护、距离保护等都属于点保护，微机式的过流保护、方向保护、距离保护也属于点保护。它们虽然有CPU，但它只利用了自身信息并没有利用系统中的其它信息。母线保护也属于点保护，因为它也是只利用了母线（作为一个元件）的信息，没有利用其它信息。
推论3：面保护的必要条件之三是并行处理。
按推论2，系统中有众多的保护装置，每个保护都有CPU，那就是说系统中有众多的CPU；一旦发生故障，这些CPU将同时启动、综息、判断是否出口，即要并行处理，否则，如果按照串行工作，则不可能达到系统对继电保护快速性的要求。
由推论3，不难发现1节中所述故障集中处理模式不属于面保护，因为其中的FTU没有综息、判断出口，即保护程序。而是FTU完成遥测和遥控，由上级站机串行收集、综合、判断、下令，所以，实际上是一种远动方式的故障处理。
1．2  用于配电网故障处理
中压配电网一般都是闭环结构、开环运行。一条出线经出线开关KL1馈出后，经分段开关FD1FD2、…、FDn分段，到联络开关LK；联络开关LK再经若干分段开关，经出线开关DL2到另一段母线，谓闭环结构；联络开关LK断行，谓开环运行。
记DL1与FD1之间的线为1段，FDk－1与FDk之间的线为k段，FDn与LK之间的线为（n＋1）段；流过FDk的电流为Ik，流过DL1的电流为I0，流过LK的电流In＋1，定理：中压配电网m段短路的充分必要条件是

其中Ie—大负荷电流值。
对于m段短路的中压配电网，m∈［2，n］，必要条件是

表明m＋1，…，n＋1段没有短路。
于是，不是1，…，m－1，m＋1，…，n＋1段短路，但由于满足m段短路的必要条件，得Im－1＞Ie肯定有短路，则必定是m段短路。为了避免定值难给，在定理中都采用了差的。
为分段开关FDk的联络开关LK实现面保护，基础是通信。无锡地区城网已实现了配电载波通信DLC。与电力载波PLC不同，配电载波没有阻波器，整个10 kV系统为一总线网络；规约也不再是CDT或POLLING，而是总线型的网络规约。每台装置不仅能与变电所通信，其间也可以通信。FDk的电流由其FTUk采集后发上总线，其它FTU均能收到，于是，每个FTU则可按照（1）判断，如果是m段短路，则FTUm－1和FTUm发跳闸出口。为了避免短路点对配电载波通信的影响，还可以将（1）实用化处理。

2  动模试验及结果分析
为了验证原理的正确性，无锡供电局建立了一个10 kV实验室，其一次接线如图1所示。380 V经B1、B2升至10 kV，然后经出线开关DL1和DL2向一个环网供电，环网中5个柱上开关FD1～FD5。对DL1和DL2配置了过流保护和重合闸，分段开关配置了两只V接PT和一套带面保护及配电载波通信的FTU，PT对电容器充电作FTU电源，而不用蓄电池；短路的模拟由升流器经连接片给至FTU。
还配置了微机网络作配调，两台变电所站级机作为中压载波网与配调连接的网关，构成一个简单的配电网自动化系统。

考虑到配电网中由DL开断短路电流，开关保护当失电后才出口；联络开关和分段开关在程序中一并考虑；DL的过流延时为0．3s，重合闸为0．7s。
分别对不同的联络开关位置、不同的故障段进行了模拟短路试验。试验结果证明了保护动作正确。限于篇幅，文中仅列出了FD5作联络开关、故障在FD2与FD3之间的试验录波图，如图2所示。图中id1和id2是DL1和DL2电流，sd1、sd2是DL1和DL2的状态，ik1～ik5是FD1～FD5的电流，sk1～sk5是FD1～FD5的状态，uk1～uk6是1～6线段上的电压。

从录波图可见，约0．03 s时出现短路故障；0．3s时DL1断开、切除短路电流；0．6s时FD2和FD3空切；1 s时DL1重合，1、2段恢复供电；1．7s时FD5闭合，4、5段恢复供电。整个过程中，FD1和FD4未动，隔离故障、恢复上下游供电不过2s。
当诸FTU按面保护判断的同时，变电所站机也收到了FTU的信息，判断故障段后主动上报配调，由配调在地理信息系统平台上标出故障段、推响声音报警，总延时在1s以内。
开关变位（包括由合到开，也包括由开到合）后，FTU主动上报变位信息，无须上级机询问，所以，配调的地理信息平台上标出FD2、FD3断开和FD5闭合。
因为联络开关也是按面保护设计的，当故障段在5段时，FD5的面保护也能保证不发合闸命令。但是，由于DL的保护仍是普通保护，当1段短路时，重合器仍要将DL1闭合到故障点上一次。
为了检验原理和装置的正确性，无锡供电局专门作了10 kV现场短路试验，结果正确。
3  结论
故障处理是配电网自动化的要任务。远动模式对整个通信系统和上级机的依赖性太大，影响动作的性，恢复供电时间仍然较长。
面保护原理克服了传统点保护信息不全的弱点，故障段判据简单明了，并且，所有开关保护同时并行信息、综合、判断故障段，因而避免了对整个通信系统和某台机的依赖，动作准确、。10 kV实验室试验和现场试验验证了面保护判据的正确性，2s内完成了隔离故障和恢复上下段的供电。

0  引言
中压配电网的故障处理一直是个难以解决的技术难题。城市变电所供电距离一般只有3～5 km，由分段开关再分为3～5段，在这样短的线路上采用传统的过流、差动、距离等继电保护来隔离故障是不可能的，谈不上非故障段的恢复供电。
20世纪80年代日本和美国研制开发了“重合器模式”的代中压配电网自动故障处理系统。它依赖于重合到故障上以识别故障段，之后加以隔离和恢复供电。在缩小故障停电范围上有一定的进步，但需要变电所出线开关两次断开短路电流，且存在恢复供电不，故障信息不能及时上报配调等问题。
进入20世纪90年代，随着通信能力和事故处理能力的增强，配电网自动化出现了二代和三代。其故障处理模式是：将所有开关故障信息由FTU上调上级站，在上级站依据各开关的信息判定故障点所在段之后，下发命令至相应的FTU，由FTU跳开故障段两侧开关、闭合出线开关和联络开关，实现故障隔离和非故障段恢复供电，一般称为故障集中处理模式，它一则对通信网依赖性大，故障信息上传和动作命令的下发都经过通信网；二则依赖于上级站机，要求通信网和上级站要，一旦出错就可能导致故障的扩大；三则故障处理时间长，要几十s。
本文介绍的用于配电网故障处理的面保护技术不仅能够将停电时间缩短到2s以内，而且还大大提高了动作的性。
1　面保护原理
1．1  面保护引入
20世纪80年代末，现代通信技术和计算机网络技术发展，反映到继电保护系统中，出现了面保护原理，面保护定义是：除了利用保护装置自身的信息外，还要利用系统中其它信息，作出故障判断和动作出口，以保自身设备或局部系统。
相应地，有点保护的定义：只是利用自身信息就作出故障判断和动作出口的继电保护。
由以上定义，不难得出如下推论。
推论1：面保护的必要条件之一是通信。
因为没有通信则不可能获得系统中的其它信息，或者是其他信息的获得依赖于通信。
推论2：面保护的必要条件之二是保护装置都应有CPU。因为没有CPU就不能综合利用自身信息和其他信息。
由以上定义和推论，我们以往所熟知的保护大都属于点保护，比如过流保护、方向保护、距离保护等都属于点保护，微机式的过流保护、方向保护、距离保护也属于点保护。它们虽然有CPU，但它只利用了自身信息并没有利用系统中的其它信息。母线保护也属于点保护，因为它也是只利用了母线（作为一个元件）的信息，没有利用其它信息。
推论3：面保护的必要条件之三是并行处理。
按推论2，系统中有众多的保护装置，每个保护都有CPU，那就是说系统中有众多的CPU；一旦发生故障，这些CPU将同时启动、综息、判断是否出口，即要并行处理，否则，如果按照串行工作，则不可能达到系统对继电保护快速性的要求。
由推论3，不难发现1节中所述故障集中处理模式不属于面保护，因为其中的FTU没有综息、判断出口，即保护程序。而是FTU完成遥测和遥控，由上级站机串行收集、综合、判断、下令，所以，实际上是一种远动方式的故障处理。
1．2  用于配电网故障处理
中压配电网一般都是闭环结构、开环运行。一条出线经出线开关KL1馈出后，经分段开关FD1FD2、…、FDn分段，到联络开关LK；联络开关LK再经若干分段开关，经出线开关DL2到另一段母线，谓闭环结构；联络开关LK断行，谓开环运行。
记DL1与FD1之间的线为1段，FDk－1与FDk之间的线为k段，FDn与LK之间的线为（n＋1）段；流过FDk的电流为Ik，流过DL1的电流为I0，流过LK的电流In＋1，定理：中压配电网m段短路的充分必要条件是

其中Ie—大负荷电流值。
对于m段短路的中压配电网，m∈［2，n］，必要条件是

表明m＋1，…，n＋1段没有短路。
于是，不是1，…，m－1，m＋1，…，n＋1段短路，但由于满足m段短路的必要条件，得Im－1＞Ie肯定有短路，则必定是m段短路。为了避免定值难给，在定理中都采用了差的。
为分段开关FDk的联络开关LK实现面保护，基础是通信。无锡地区城网已实现了配电载波通信DLC。与电力载波PLC不同，配电载波没有阻波器，整个10 kV系统为一总线网络；规约也不再是CDT或POLLING，而是总线型的网络规约。每台装置不仅能与变电所通信，其间也可以通信。FDk的电流由其FTUk采集后发上总线，其它FTU均能收到，于是，每个FTU则可按照（1）判断，如果是m段短路，则FTUm－1和FTUm发跳闸出口。为了避免短路点对配电载波通信的影响，还可以将（1）实用化处理。

2  动模试验及结果分析
为了验证原理的正确性，无锡供电局建立了一个10 kV实验室，其一次接线如图1所示。380 V经B1、B2升至10 kV，然后经出线开关DL1和DL2向一个环网供电，环网中5个柱上开关FD1～FD5。对DL1和DL2配置了过流保护和重合闸，分段开关配置了两只V接PT和一套带面保护及配电载波通信的FTU，PT对电容器充电作FTU电源，而不用蓄电池；短路的模拟由升流器经连接片给至FTU。
还配置了微机网络作配调，两台变电所站级机作为中压载波网与配调连接的网关，构成一个简单的配电网自动化系统。

考虑到配电网中由DL开断短路电流，开关保护当失电后才出口；联络开关和分段开关在程序中一并考虑；DL的过流延时为0．3s，重合闸为0．7s。
分别对不同的联络开关位置、不同的故障段进行了模拟短路试验。试验结果证明了保护动作正确。限于篇幅，文中仅列出了FD5作联络开关、故障在FD2与FD3之间的试验录波图，如图2所示。图中id1和id2是DL1和DL2电流，sd1、sd2是DL1和DL2的状态，ik1～ik5是FD1～FD5的电流，sk1～sk5是FD1～FD5的状态，uk1～uk6是1～6线段上的电压。

从录波图可见，约0．03 s时出现短路故障；0．3s时DL1断开、切除短路电流；0．6s时FD2和FD3空切；1 s时DL1重合，1、2段恢复供电；1．7s时FD5闭合，4、5段恢复供电。整个过程中，FD1和FD4未动，隔离故障、恢复上下游供电不过2s。
当诸FTU按面保护判断的同时，变电所站机也收到了FTU的信息，判断故障段后主动上报配调，由配调在地理信息系统平台上标出故障段、推响声音报警，总延时在1s以内。
开关变位（包括由合到开，也包括由开到合）后，FTU主动上报变位信息，无须上级机询问，所以，配调的地理信息平台上标出FD2、FD3断开和FD5闭合。
因为联络开关也是按面保护设计的，当故障段在5段时，FD5的面保护也能保证不发合闸命令。但是，由于DL的保护仍是普通保护，当1段短路时，重合器仍要将DL1闭合到故障点上一次。
为了检验原理和装置的正确性，无锡供电局专门作了10 kV现场短路试验，结果正确。
3  结论
故障处理是配电网自动化的要任务。远动模式对整个通信系统和上级机的依赖性太大，影响动作的性，恢复供电时间仍然较长。
面保护原理克服了传统点保护信息不全的弱点，故障段判据简单明了，并且，所有开关保护同时并行信息、综合、判断故障段，因而避免了对整个通信系统和某台机的依赖，动作准确、。10 kV实验室试验和现场试验验证了面保护判据的正确性，2s内完成了隔离故障和恢复上下段的供电。