配電網高可靠性繼電保護配置與整定方案

柴慶發，叢 偉，李文升，魏 振，徐丙垠，張海臺

（1.山東大學電氣工程學院，濟南 250061；2.國網青島供電公司，青島 266002；3.山東科匯電力自動化有限公司，淄博 255000）

配電網與用戶直接相連，是電網供電可靠性和電能質量的最終體現。故障是影響配電網供電可靠性的主要因素[1-3]，統計數據顯示，2018年全國用戶平均停電時間為15.26 h，其中故障原因占35%左右[4]。此外，2018年我國觸電死亡人數高達8 000人，其中85%發生在配網內，而同期美國觸電死亡人數400人左右，可見，我國配電網保護還有很大的提升空間。

配電網以輻射狀結構為主，雖然近年來分布式電源DG（distributed generation）或微網MG（microgrid）接入配電網的數量在不斷增加[5]，但DG或MG的容量與配電網相比小很多，不改變配電網輻射狀的整體結構，因此當前配電網仍廣泛采用階段式過流保護，存在以下主要問題[6-10]：①配電網的主要任務是安全可靠供電，應以保護配電網設備、保障供電可靠性、避免人身觸電傷害為保護配置和功能設置重點；②隨著配電網結構的復雜化和運行方式的多樣化，過流保護定值整定、配合的問題日益突出；③配電網保護仍以快速切除故障為主要任務，故障隔離、供電恢復等功能需要依靠配網自動化系統完成[11]，整個過程所需時間較長；④配電線路大多只在出線處配置斷路器和保護，故障發生后停電范圍大，不僅影響供電可靠性，也給故障隔離和供電恢復帶來較多困難。

在配電網保護配置和整定等問題的研究方面，文獻[12]總結了配電網保護配置方案面臨的問題，分析對比了各種方案的優劣；文獻[13]提出了自適應過流保護原理以提高速斷保護的性能，但后備保護仍存在較大的動作延時；文獻[14]為消除數據鏈路中采樣值的延時誤差，提出一種基于突變量的保護數據自愈同步算法；文獻[15]提出了一種配電網分支線保護的方法，但缺乏配電網整體保護方法的研究；文獻[16]提出了基于Multi-Agent的智能配電網保護和控制方法；文獻[17]提出了一種基于多端信息的配電網保護方法，上述方法雖然能在一定程度上提高保護性能，但在保護配置的經濟性、現場推廣應用的可行性等方面還存在諸多挑戰。文獻[18]將保護定值整定轉化為非線性規劃問題；文獻[19]面向城市配電線路，提出了一種利用級差配合的繼電保護配合方案；文獻[20]提出了級差配合繼電保護的延時級差配置方法；文獻[21]提出了4種時間級差與三段式保護的配合模式。上述方法的整定計算過程和保護的配置方案仍然比較復雜，方法的通用性還有待檢驗。

本文從提高配電網保護動作選擇性、降低整定計算復雜性、提高供電可靠性等角度出發，提出了一種高可靠性保護的配置方案，包括開關和保護配置方法、保護整定計算方法和保護動作配合方法，能夠實現快速、有選擇地隔離故障，并獨立完成非故障停電區域的供電恢復。該方案無需通信，故障隔離速度更快，停電范圍更小，供電恢復速度也更快，便于整定和配合，具有良好的適應性和經濟性，適合在配電網中推廣應用。

1 配電網高可靠性繼電保護配置方案

要提高供電可靠性，必須從開關配置和保護配置兩方面入手。將出線開關、分段開關、分支開關等全部替換為斷路器，保護裝置和斷路器一一對應。仍采用階段式過流保護原理，但采用新的整定配合原則，并具備重合閘功能，典型的保護配置方案如圖1所示。圖中，QF為出線開關，對應保護1；Q1和Q2為分段開關，對應保護2和3；Q3～Q5為分支開關，對應保護4～6；Q6～Q8為分界開關，對應保護7～9。

圖1 配電網高可靠性保護配置方案示意Fig.1 Schematic of highly-reliable protection configuration scheme for distribution network

采用斷路器在理想情況下可以一次性在最小范圍內隔離故障，有利于提高供電可靠性。即使出現個別越級跳閘，相比傳統故障隔離方式，跳閘范圍和停電區域也會大大縮小。目前配電網斷路器生產制造成本大幅降低，與提高供電可靠性帶來的經濟和社會效益相比，更換斷路器完全可以接受。此外，在FTU和就地化保護制造、運維技術不斷提升的前提下，保護的戶外安裝和運行也是完全可行的。

2 高可靠性保護整定方法

本文將配電網開關分為出線開關、主干線分段開關、分支開關和用戶分界開關4種類型，相應的保護整定方法也分4種情況分別討論。

2.1 出線開關保護整定方法

出線開關保護的主要功能是當發生線路出口或近距離故障時快速跳開出線開關，防止過大的短路電流危及變壓器安全，同時避免出現較為嚴重的電壓暫降[22]。出線開關動作會影響整條線路供電，當非近距離故障時不能輕易跳出線開關。此外，出線開關保護還應具備近、遠后備保護功能。

1）過流Ⅰ段保護

整定原則：快速反應近距離故障，當發生第2級分段開關下游故障時不越級跳閘。可按照與主變二次側過流Ⅱ段保護定值配合的原則確定出線過流Ⅰ段保護定值。

DG或MG的接入一般不會影響過流Ⅰ段保護，因為本文Ⅰ段主要考慮母線出口故障，DG一般不會從變電站母線接入，即使有DG接入，相當于增加了系統電源容量，有助于提高Ⅰ段保護的靈敏度。

與傳統過流Ⅰ段定值相比，本文過流Ⅰ段定值會有所提高，可避免線路下游故障頻繁跳出線開關。

短路電流隨故障距離的增加快速下降，在距變電站1 km時，短路電流就大致下降到母線處短路電流的一半，主變壓器繞組中產生的熱量和電動力與電流的平方成正比，發熱與電動力會下降到25%左右，不會對變壓器產生實質性危害。根據SEMI F47標準[23]：用電設備在0.05～0.20 s內允許的母線電壓暫降幅度為50%，過流Ⅰ段保護切除故障的時間一般不會超過0.20 s，能夠滿足電壓暫降限值的要求。

2）過流Ⅱ段保護

出線開關過流Ⅱ段保護需要為過流Ⅰ段提供后備，還要保護線路全長。當線路較長時Ⅱ段動作定值可能較低，需要考慮線路冷起動電流[24]以及下級配電變壓器二次側最大短路電流的影響。

過流Ⅱ段定值應確保本線路末端發生相間短路（短路電流為Ik.m）時靈敏系數不低于1.3，即

冷啟動電流峰值最大會達到最大負荷電流IL.max的5倍[24]，故過流Ⅱ段保護定值不應低于6倍的 IL.max，即

此外，過流Ⅱ段保護區應延伸到下級配電變壓器過流保護的Ⅰ段保護區內。配電變壓器二次側最大短路電流一般不超過其額定電流Im.R的20倍[25]，因此，過流Ⅱ段保護定值不應低于本線路容量最大配電變壓器額定電流的20倍，即

DG和MG接入后可能會降低出口開關處過流Ⅱ段保護的靈敏度，此外配電網分支眾多，上述原則仍無法避免特殊情況下過流Ⅱ段無法可靠保護線路全長，此時可由過流Ⅲ段保護切除故障。

3）過流Ⅲ段保護

Ⅲ段保護既要與下級分支線或配電變壓器配合，又要與上級主變二次側過流Ⅲ段保護配合。為保證動作選擇性，過流Ⅲ段保護的配合需要設置合理的時間級差，建議采用0.2～0.5 s的時間級差。

上述整定過程中，過流Ⅰ段主要考慮變壓器的出口短路電流，且考慮了足夠的靈敏度系數，相當于考慮了系統運行方式和故障類型的影響。過流Ⅱ段的整定考慮了故障類型的影響，但沒有計及系統運行方式的變化，這樣的好處是可以是整定得到簡化，但有可能存在某些故障條件下靈敏度不足的問題，此時可由過流Ⅲ段動作切除故障，因為過流Ⅲ段是以負荷電流為整定基準，能夠確保各種故障條件下具有足夠的靈敏度。

4）重合閘

出口開關按配備兩次重合閘考慮，第1次重合閘為提高瞬時性故障下的供電可靠性，第2次重合閘應對出線開關可能存在的越級跳閘問題。第2次重合閘不是必須環節，當出線保護Ⅰ段范圍內無分支、或允許一定的越級跳閘時，可不設二次重合閘。

2.2 分段開關保護

將分段負荷開關更換為斷路器并配備過流保護，與出線開關處的過流保護配合，既能提高故障檢測的靈敏度和快速性，還能提高保護的選擇性。

分段開關下游故障時短路電流水平較低，對變壓器的危害也相對較低，允許帶一定延時隔離故障。為簡化保護配合、減少越級跳閘現象，分段開關處只需配置過流Ⅱ段、Ⅲ段保護以及單次重合閘功能。

1）過流Ⅱ段保護

分段開關處過流Ⅱ段保護整定原則與出線開關處Ⅱ段保護類似。配電變壓器容量通常不會很大，故過流Ⅱ段保護定值可以只考慮躲過下游線路冷起動電流。如果出現靈敏度不足的特殊情況，可由靈敏度更高的過流Ⅲ段保護動作隔離故障；如果因為DG或MG的助增作用導致保護越級跳閘，可由自動重合閘進行糾正。

還可對Ⅱ段保護整定做進一步簡化。以出線開關過流Ⅱ段定值為基礎，按與距離成反比的規律依次遞減，例如第1級分段開關過流Ⅱ定值取為出線開關過流Ⅱ段定值的（0.7～0.8）倍，下游開關以此類推，可快速完成定值整定。因分段開關下游故障時短路電流較小，過流Ⅱ段保護的動作時限可設為固定的0.6 s，以滿足分段開關、下游分支線路、分支線配電變壓器三級保護之間動作時限配合的要求。

2）過流Ⅲ段保護

Ⅲ段定值可取為分段開關下游的最大負荷電流的（3～4）倍。在實際工程中可以出線過流Ⅲ段定值為基礎，按距離遠近與分段數依次降低的原則整定，例如本級開關Ⅲ段定值取為上級開關Ⅲ段定值的0.7倍，快速完成整定。Ⅲ段時限按階梯時限原則整定，比出口或上級分段開關小一個時間級差。

3）重合閘

出線開關采用后加速保護方案時，分段開關配置自動重合閘，且只需配置一次重合閘即可隔離永久性故障。通過與出線開關重合閘的配合解決越級跳閘問題。在重合閘方式上，根據需要可以設置快速重合閘、檢無壓重合閘和檢同期重合閘等。

2.3 分支開關保護

分支開關保護的作用、配置方式和整定原則與分段開關類似，此處只做簡單描述。

1）過流Ⅱ段保護

過流Ⅱ段保護與上級出線開關或分段開關的過流Ⅱ段保護配合，動作定值直接設為上級過流Ⅱ段保護定值的0.9倍，動作時限的配合比上級過流Ⅱ段保護低一個時間級差，以保證分支線路故障時保護動作的選擇性。對于DG或MG分支，需考慮與防孤島保護配合，本文不再贅述。

2）過流Ⅲ段保護

Ⅲ段保護定值仍然按照躲過分支線路冷起動電流的原則整定，定值為（2.5～4.0）倍的分支線路最大負荷電流，一般統一選擇400 A就能滿足要求，動作時限比上游Ⅲ段保護動作時限低一個時間級差，比下游配電變壓器Ⅲ段保護大一個時間級差。

對于重合閘而言，可配置一次重合閘，作用和過程與分段開關處的重合閘類似。

2.4 分界開關保護

配置分界開關保護可防止用戶側故障造成電網側開關越級跳閘，是提高供電可靠性的重要措施之一。分界開關配置兩段電流保護和一次重合閘，與第2.3節類似。由于分界開關一般是末端開關，不存在延時配合的問題，因此分界開關保護動作時限可設為0.2 s。過流Ⅲ段保護延時可統一設為1.0 s。

3 高可靠性保護動作特性分析

圖2為某實際10 kV架空配電網的局部結構，基于本文提出的保護配置和整定原則，對應的各保護動作延時整定情況如圖2所示。

圖2 某配電網線路保護配置示意Fig.2 Schematic of line protection configuration of one distribution network

該條出線包含：1個出線開關QF（對應保護1），設置3段過流保護和二次重合閘；3個分段開關Q1～Q3（對應保護2～4）和1個聯絡開關Q4（對應保護L），8個分支開關Q5～Q12（對應保護5～12）和8個分界開關QF1～QF8（對應保護 f1～f8），均設置過流Ⅱ、Ⅲ段保護和一次重合閘；1個聯絡開關（對應保護L）。開關和開關下接入了容量共計為5 MW的DG。

3.1 出線保護I段范圍內故障

根據前述出線開關過流I段整定原則，可以推算出Ⅰ段保護范圍基本不超過從母線起1.0～1.5 km的范圍，如圖中虛線所示。出口處發生故障（例如F1）時，過流保護Ⅰ段可無延時切除故障，并通過重合閘確保瞬時故障時的供電可靠性。

如果Ⅰ段保護區內有分支，當分支出口（如F5點）故障時保護1的Ⅰ段也會動作，QF越級跳閘。保護1會重合閘，如果是永久性故障，保護1加速跳閘，分支開關Q5在失壓上電后檢測到故障電流會加速跳閘隔離故障，然后保護1二次重合閘成功，糾正了QF的越級跳閘，主干線恢復供電。

3.2 分段開關之間故障

設故障發生在F3，正常應由保護2的Ⅱ段動作，跳開分段開關Q1隔離故障，采用重合閘區分瞬時性和永久性故障。某些情況下可能出現保護1和保護2的過流Ⅱ段均動作、QF和Q1同時跳閘的情況。此時QF先重合閘，Q1有壓后再重合閘，如果故障仍然存在，保護2加速跳開Q1后閉鎖重合閘，Q1與QF之間線路恢復供電，供電可靠性可得到保證。

3.3 分支線路及分界開關下游故障

以分支線路⑦上的故障F6為例，正常應由保護7的Ⅱ段或Ⅲ段跳開Q7隔離故障。如果Q7與上游分段開關Q1同時動作，可由重合閘糾正越級跳閘，不會導致停電范圍擴大。

3.4 非故障區段的供電恢復過程

永久性故障隔離后，借助聯絡開關快速恢復故障點下游非故障區域的供電，是提高供電可靠性的重要手段。聯絡開關配置過流Ⅱ段保護，動作定值與相鄰分段開關的保護配合。聯絡開關檢測到一側失壓后合閘，如合閘于故障，Ⅱ段保護快速跳閘。以圖3（圖2的簡圖）所示的單聯絡環網為例，分析故障點下游非故障區段供電恢復方案。

圖3 單聯絡環網線路的供電恢復示意Fig.3 Schematic of power restoration for single contact ring network line

當F1永久性故障時，QF跳閘切除故障，聯絡開關Q4在檢測到一側失壓后合閘，此時分段開關Q1、Q2處的保護因失電后檢測到過流加速跳閘。此后Q2先啟動有壓重合閘，Q1后續啟動有壓重合閘，但Q1重合于故障后加速跳閘并閉鎖重合閘，Q1下游線路便完成了供電恢復。

在整個恢復供電過程中，聯絡開關與備供電源之間的保護不會動作，故不影響這段線路上的負荷供電。此外，供電恢復完全由保護和重合閘功能配合完成，無需通信系統，也無需自動化系統，具有可靠性高、適應性好、便于實現等優點。

4 算例分析

使用PSCAD搭建如圖2所示的系統，主要參數設置如下：變壓器Uk%=10.5%，負載損耗133 kW；線路總長度10 km，每2.5 km設置一臺分段斷路器，線路阻抗，xl=0.17+j0.33 Ω/km線路末端最小短路電流1.2 kA，最大負荷電流500 A，每條分支線路長2 km，最大負荷150 A；配電變壓器額定容量2 MV·A，額定電流145 A；每處的分布式電源總容量為5 MW。

4.1 保護定值確定與校驗

1）出線開關過流保護定值

通過系統阻抗和變壓器阻抗參數，可得變壓器二次側三相短路電流約為15.7 kA，根據式（3）并考慮一定的裕度，出線開關Ⅰ段保護定值設置為7 kA（一次側值）。在變壓器參數變化不大的情況下，該定值具有一定的普遍性，從而實現過流Ⅰ段保護定值的免計算。

根據I段定值，可以推算出Ⅰ段的最大保護范圍離為1.36 km，兩相短路時的保護范圍為1.03 km，能夠滿足快速保護出口近距離故障的要求。

出線開關過流Ⅱ段保護定值根據式（4）、式（6）及系統參數計算得到，計算結果分別為1.57 kA、3.0 kA、2.9 kA，取最大值3.0 kA，動作時限為0.6 s。由過流Ⅱ段保護的整定原則與式（4）可知，靈敏系數滿足要求。出線開關過流Ⅲ段保護定值設置為1.2 kA，動作時限設置為1.8 s。對其遠后備靈敏度進行校驗，靈敏系數2.02，滿足靈敏度要求。

2）分段開關過流保護定值

過流Ⅱ段定值按照與距離成反比的規律依次遞減30%，分別為2.10 kA、1.30 kA、1.05 kA，其動作時限固定為0.6 s。對其靈敏度進行校驗，計算得靈敏度系數分別為1.14、1.15、1.26，可基本滿足靈敏度要求。如遇靈敏度不足的特殊情況，可由過流Ⅲ段將故障切除。

過流Ⅲ段定值同樣按與出口開關距離成反比的原則配置，分別為1.0 kA、0.8 kA、0.6 kA，動作時限較上級小一個級差，分別為1.6 s、1.4 s、1.2 s。當過流Ⅲ段作為近后備保護時，各靈敏度計算為2.40、2.13、2.17，滿足要求；當作為遠后備保護時，靈敏系數計算為1.70、1.63、1.82，滿足要求。

3）分支開關過流保護定值

分支開關過流Ⅱ段保護定值取本段線路過流Ⅱ段保護定值的0.9倍，分別為2.7 kA、1.9 kA、1.2 kA、1.0 kA，動作時限為0.4 s。分支線⑤位于出口斷路器附近，分支線出口故障可能導致出口斷路器越級跳閘，由重合閘配合隔離故障。

對于負荷電流為150 A的線路，過流Ⅲ段保護定值可取400 A，其動作延時不低于1.0 s，分別為1.6 s、1.4 s、1.2 s、1.0 s。

4）分界開關過流保護定值的確定

過流Ⅱ段保護定值分別為2.4 kA、1.7 kA、1.1 kA、0.9 kA。末端段開關不存在與下游保護配合的問題，動作時限可設為較短的0.2 s。過流Ⅲ保護動作定值可設置為300 A，動作時限統一選為1.0 s。

4.2 保護動作分析

F1～F7處不同位置發生故障時，短路電流及保護動作情況如表1所示。

表1 不同故障點保護動作情況Tab.1 Protection action at different fault points

結果表明：

（1）出口故障可由出線開關Ⅰ段保護快速切除，有效保護了變壓器免受較大短路電流的沖擊；

（2）F3處故障時會導致QF越級跳閘，由于DG的影響，F4處故障也可能導致上級開關越級跳閘，但一般情況下只會越一級，不會導致大范圍的停電。此外，可借助重合閘糾正越級跳閘，完成有選擇的故障隔離；

（3）分支線路出口（如F6）短路時，短路電流可能會超過上級相鄰分段開關（如Q1）的過流Ⅱ段定值，但分支開關處過流保護7的動作延時較過流保護2小一個時間級差，不會發生越級跳閘。分界開關保護動作情況與之類似。

4.3 供電可靠性對比

以圖2所示的典型配電線路為例，分析各種故障下本文所提保護方案與現有保護及自動化方案對停電時戶數和次數的影響。

4.3.1 與傳統保護配置方案的技術對比

我國架空配電線路保護的配置主要有二級保護、三級保護與中間分段斷路器保護3種情況[26]，大多只在出線處配置斷路器和保護，故障的準確隔離和非故障停電區域供電恢復需要依靠配網自動化系統。設出線開關處配置三段式過流保護，其保護定值及校驗如表2所示。

表2 傳統保護方案出線開關的保護定值與校驗Tab.2 Protection setting and verification of outlet switch under the traditional protection scheme

以圖2中F4、F5、F7處發生短路故障為例，對比本文保護方案與傳統保護方案情況，如表3所示。

表3 同一故障位置處不同保護方案的對比Tab.3 Comparison among different protection schemes at the same fault location

分析表3可知，同一位置故障時傳統方案造成的短時停電時間較長，故障隔離及供電恢復過程中動作的開關個數較多。本文方案的故障處理時間通常在ms級，即使考慮過流Ⅲ段動作和二次重合閘延時等因素，處理時間也僅為秒級；就地型饋線自動化的故障處理時間通常在幾十秒級，而集中型饋線自動化由于需要通信，延時會達到分鐘級。

4.3.2 長時間停電時戶數對比

假定線路平均分段，每分段含2條分支，每分支帶有一個用戶；故障平均分布，主干線路和分支線路的故障率為0.1次/年，用戶故障率0.05次/年；故障檢修時間平均3 h/次。

1）傳統保護及自動化方案

區段①②⑤⑥⑦⑧故障，停電戶數8戶。停電戶時=6段×0.1次/年×8戶×3 h/次=14.4戶·h/年；區段③故障，停電戶數4戶。停電戶時=1段×0.1次/年×4戶×3 h/次=1.2戶·h/年；區段⑨、⑩故障，停電戶數1戶。停電戶時=2段×0.1次/年×1戶×3 h/次=0.6戶·h/年；區段④故障，停電戶數2戶。停電戶時=1段×0.1次/年×2戶×3 h/次=0.6戶·h/年；區段?、?故障，停電戶數1戶。停電戶時=2段×0.1次/年×1戶×3 h/次=0.6戶·h/年；總停電戶時=17.4戶·h。

（2）本文保護方案

區段①②③④故障，停電戶數2戶。停電戶時=4段×0.1次/年×2戶×3 h/次=2.4戶·h/年；區段⑤-?故障，停電戶數1戶。停電戶時=8段×0.1次/年×1戶×3 h/次=2.4戶·h/年；總停電戶時數為4.8戶·h/年。比傳統方案減少12.6戶·h，停電時戶數減少72.4%。

5 結語

本文提出了一種基于多級配合的配電網高可靠性保護配置及整定方案。相比于傳統的配電網保護配置及整定方案，本文所提配置方案具有較高的可靠性、良好的選擇性和快速性，且整定過程也得到了極大簡化。另外，本文所提保護方案的長時間停電時戶數與短時間戶次數與現有保護及自動化方案相比都有明顯減少，表現出了良好的性能，適合在配電網中推廣應用。