北极星智能电网在线讯: 为了使配电网的控制问题简单化，提出了发挥本地控制作用改善配电网性能的思想，由于不需要借助通信网也不依赖异地信息，本地控制不仅具有牵扯环节少和简单可靠的优点，而且控制的响应速度也较快。以4个应用场景说明了所建议方法的可行性，指出发挥配电网继电保护配合的作用可以迅速可靠地切除故障，做到分支线故障不影响主干线;配置来电启动的自动重合闸控制，能够在发生瞬时性故障时快速恢复供电;对于高供电可靠性要求的用户配置备自投控制，是保障所要求的供电可靠性指标得以实现的有效措施;本地控制消纳方式不仅能够有效提高分布式电源的消纳能力，而且对于解决配电网电压问题也具有积极的意义。
引言
在实际当中，通过恰当的设计和建设，利用配电网或其局部的自然适应性而不进行任何控制的方法是解决配电网问题的上策。
当仅仅利用配电网的自然适应性不能满足要求的情形下，往往必须引入控制策略。比如：故障后必须采取控制措施进行故障处理，当配电网的运行越限时(如过电流、过电压等)必须采取控制措施加以解决。
相比借助通信网络对一些分散的对象进行协调控制的方法，本地控制只需根据本地的量测信息就能进行预定的控制，它不需要借助通信网，也不依赖异地信息，因此不仅具有牵扯环节少和简单可靠的优点，而且往往控制的响应速度也很快，在实际工程中应尽量发挥本地控制的作用。
本文结合实际应用，论述几个发挥本地控制作用的应用案例。
发挥继电保护的作用实现快速故障处理
配电网主干线的绝缘化程度一般较高，电气设备的质量也较好，因此故障率较低，分支线和用户线的故障比例达到80%以上。
传统的做法大都仅在变电站10kV出线断路器配置继电保护装置，则馈线上任何位置故障均会导致变电站10kV出线断路器跳闸造成全馈线停电，对供电可靠性造成较大影响。
若对故障率较高、维修时间长的分支线配置断路器和快速电流保护，与变电站出线断路器实现级差配合，就能实现分支线故障后快速切除不影响馈线其余部分正常供电，可使故障停电户时数大为减少。
在与中压配电网相关的继电保护运行整定规程和设计规范中，均对于在变电站出线断路器可以不配置瞬时速断电流保护而配置延时电流保护的条件进行了描述，指出在线路短路不会造成发电厂厂用母线或重要用户母线电压低于额定电压的60%、线路导线截面较大允许带时限切除短路、并且过电流保护的时限不大于0.5～0.7s的情况下，可以不装设瞬时电流速断保护，而采用延时电流速断保护或过电流保护，为多级级差保护配合提供了条件。
变电站出线断路器的过流保护动作时间一般不会低于0.5～0.7s。考虑最不利的情况，为了不影响上级保护的整定值，需要在此时间内安排多级级差保护的延时配合。
对于馈线断路器使用弹簧储能操动机构的情形，其分闸时间一般小于60～80ms，采用全波傅氏算法故障检测的保护出口时间在30ms左右，继电器驱动时间一般为5ms左右，考虑一定的时间裕度，延时时间级差可以设置为200～250ms，从而实现“变电站出线断路器-分支线断路器两级级差保护配合”。
对于馈线断路器使用永磁操动机构的情形，其分闸时间可以做到20ms左右。采用全波傅氏算法故障检测的保护出口时间在30ms左右，若采用IGBT驱动则时间可忽略不计，若仍采用继电器驱动则一般在5ms左右，考虑一定的时间裕度，延时时间级差可以设置为150～200ms，从而实现“变电站出线断路器—分支线断路器—次分支/用户断路器三级级差保护配合”。
在系统的抗短路电流承受能力较强的情况下，可适当延长变电站变压器低压侧开关的过流保护动作延时时间，以便提高多级级差配合的可靠性。
由于要求变压器、断路器、负荷开关、隔离开关、线路以及电流互感器的热稳定校验时间为2s，因此所建议的多级级差保护配合方案并没有对这些设备造成影响。
即使变电站出线断路器配置瞬时速断保护，馈线上仍有保护配合可能，因为瞬时速断保护并不保护馈线全长，馈线下游部分区域发生相间短路故障(尤其是两相相间短路故障，其在架空线发生的比例远较三相相间短路高)时将不启动变电站出线断路器配置的瞬时速断保护，而仅启动其延时速断保护。
