配电网继电保护配置模式及选择原则

刘健，刘超，张小庆，张志华

(1.陕西电力科学研究院，西安市710054；2.国网陕西省电力公司经济技术研究院，西安市710075)

配电网继电保护配置模式及选择原则

刘健1，刘超2，张小庆1，张志华1

(1.陕西电力科学研究院，西安市710054；2.国网陕西省电力公司经济技术研究院，西安市710075)

为了提高配电网的供电可靠性，对配电网继电保护配合规划设计的关键技术进行了研究，提出了单纯时间级差全配合模式、单纯时间级差部分配合模式、单纯3段式过流保护配合模式和3段式过流保护与时间级差混合模式，论述了4种配电网继电保护配合模式的工作原理，并对其特点进行了比较，给出了配电网继电保护配合模式的选择原则，结合实例对所论述的方法进行分析，结果表明，所给出的多级保护配合模式和选择方法是可行的。

配电网；继电保护；规划；故障；自动化

0 引 言

供电可靠性是配电网规划的重要指标之一，为了确保配电网的供电可靠性，不仅需要对配电网架进行合理规划，还需要对其故障处理策略进行科学规划。集中智能配电自动化系统对于提高配电网故障处理能力具有重要意义[1]，但是其需要借助通信网络收集故障信息并通过遥控实现故障区域隔离和健全区域恢复供电[2-3]。该过程往往需要较长的处理时间，且容易受到通信障碍、相关终端装置故障以及配电自动化主站工作异常等因素的影响而失效。

继电保护配合能够迅速切除故障，恢复健全部分供电而不造成短暂停电，但是配电网继电保护配合困难，在实际运行过程中，各级继电保护配置以及参数整定不够合理，故障发生后造成越级跳闸和多级跳闸的现象还非常普遍[4]。

对配电网继电保护配合进行合理规划，不仅可以缩短大部分故障的处理时间，而且由于继电保护之间不需要借助通信网络进行数据交互，而是依靠本地智能配电终端就可以正确动作，因此进行故障处理的可靠性更高。

配电网继电保护作为动作型“两遥”智能配电终端的必备功能，在其动作后将信息传送到配电自动化系统主站，可以显著提升配电自动化系统的性能。在仅采用继电保护配合仍不能保证供电可靠性的情况下，穿插规划一些“三遥”型智能配电终端，继电保护与集中智能配电自动化系统协调配合，相互取长补短，对于进一步提高配电网供电可靠性具有重要意义[5]。

目前在配电网继电保护配合方面已经取得了一些研究成果，如DL/T584—2007、GB/T 14285—2006和GB/T 50062—2008等相关标准中都对3～10 kV线路保护的配置进行了规定[6-8]。文献[9-12]也探讨了配电网继电保护配置与整定的问题。文献[13]指出城市配电线路各处的短路电流差异比较小，为此给出了一种利用级差配合的继电保护方案。文献[14]研究了3段式过流保护在配电网的应用问题，提出了一种旨在增加配合级数的改进方法。

本文将论述单纯时间级差全配合、单纯时间级差部分配合、单纯3段式过流保护配合和3段式过流保护与时间级差混合等4种配电网继电保护配合模式的工作原理，分析其特点，并给出继电保护配合模式的选择原则。

1 配电网继电保护配合的模式

配电网继电保护配合有2种基本方式:基于时间级差的配电网继电保护配合方式和3段式过流保护配合方式，相互结合可以分为4种模式。

1.1 基于时间级差的配电网继电保护配合模式

1.1.1 基本原理

对于装设延时电流速断保护的情形，可以在整条馈线上进行多级级差保护配合，称为单纯时间级差全配合模式。对于装设瞬时电流速断保护的情形，可以在瞬时速断保护范围之外下游部分的分支或用户开关与变电站出线开关之间进行多级级差保护配合，称为单纯时间级差部分配合模式。

变电站变压器低压侧开关(也即10 kV母线进线开关)的过流保护动作时间一般设置为0.5～0.7 s。考虑最不利的情况，为了不影响上级保护的整定值，需要在0.5 s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，其机械动作时间一般为60～80 ms，保护的固有响应时间为30 ms左右，考虑一定的时间裕度，延时时间级差△T可以设置为250～300 ms，从而实现2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20 ms左右。快速保护算法可以在10 ms左右完成故障判断，考虑一定的时间裕度，延时时间级差△T可以设置为150～200 ms，从而实现3级时间级差保护配合。

在系统抗短路电流承受能力较强的情况下，可以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，比如对于采用永磁操动机构开关，时间级差可以设置为200 ms，对于采用弹簧储能操动机构开关，时间级差可以设置为300 ms。由于变压器、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一般均为2 s，因此所建议的多级级差保护配合方案并没有对这些设备的热稳定造成影响。

1.1.2 2级级差保护的配置原则

2级级差保护配合下，线路上开关类型组合选取及保护配置的原则为:主干馈线开关全部采用负荷开关；用户(或次分支)开关或分支开关采用断路器；变电站出线开关根据需要决定是否装设瞬时电流速断保护，其过电流保护的延时时间设置为1个时间级差△T；用户(或次分支)断路器或分支断路器保护动作延时时间设定为0，电流定值按照躲开下游最大负荷以及励磁涌流设置。

采用上述2级级差保护配置后的优点在于:分支或用户(或次分支)发生故障后不影响主干线上其他用户供电，且整定值不受馈线运行方式影响。

1.1.3 3级级差保护的配置原则

采用3级级差保护的典型配置为:变电站10 kV出线开关、具备多级级差保护配合条件区域的馈线分支开关与用户(或次分支)开关形成3级级差保护，其中用户(或次分支)开关保护动作延时时间设定为0，电流定值按照躲开下游最大负荷电流以及励磁涌流设置；馈线分支开关保护动作延时时间设定为△T，电流定值按照躲开下游最大负荷电流以及励磁涌流设置；变电站出线开关过流保护动作时间设定为2△T。

采用上述3级级差保护配置后的优点在于:用户(或次分支)发生故障后不影响分支线路上其他用户供电，分支线路发生故障后不影响主干线上其他用户供电，且整定值不受馈线运行方式影响。

1.2 单纯3段式(I、Ⅱ段)过流保护配合模式

n级3段式过流保护的示意图如图1所示。

图1 n级继电保护示意图Fig.1 n-level over-current protection

传统的3段式过流保护的瞬时电流速断保护定值是不区分短路类型的，都是按照线路末端最大三相短路电流来整定，而灵敏度校验却是按照最小两相短路电流来校验。

用ln表示为了实现第n级3段式过流保护配合所需要的最小馈线长度，且有l0＝0，ln可通过求解式(1)获得[14]。

式中:r和χ分别为馈线单位长度电阻和电抗；β为各级瞬时电流速断保护至少保护该级馈线段的长度比例；Xsmax和Xsmin分别为最大方式和最小方式下的系统阻抗；K＝，其中K为灵敏度系数，Ksen和分别为I段和II段保护的可靠系数。

继电保护装置能够很容易地区分出线路发生的是三相短路故障还是两相短路故障，如果将三相短路故障和两相短路故障分开对待，电流速断定值按照线路末端发生不同故障的最大短路电流来整定，灵敏度校验按照各自故障的最小短路电流来校验，形成2套不同的电流定值，就能显著提高3段式过流(I、II段)保护的配合性能。

文献[14]给出了上述改进方法下实现第n级3段式过流保护配合所需要的最小馈线长度:

传统方法和改进方法下4级3段式过流保护配合所需最小馈线段长度分别如图2、3所示，曲面上方为可配置区域，其中Smax和Smin代表系统最大短路容量和最小短路容量，L代表馈线长度。

图2 传统方法下4级保护配合的馈线段临界长度Fig.2 Critical lengths of four-level protection under traditional method

图3 改进方法下4级保护配合的馈线段临界长度Fig.3 Critical lengths of four-level protection under improved method

比较图2、3可以看出，在系统容量、供电半径一定时，按照短路类型分开的改进方法比按照传统方法整定时可配置保护级数更多，并且两相相间短路情况下的速断保护范围大大增加。

1.3 3段式过流保护与时间级差混合模式

单纯3段式过流保护配合模式可实现主干线上多级保护配合，但是分支线(或次分支线)故障也会造成主干线部分停电。3段式过流保护与时间级差混合模式综合了3段式过流保护配合和时间级差保护配合的优点，其主干线采用3段式过流保护配合，分支线与主干线、次分支线(或用户)与分支线间采用延时时间级差全配合模式或部分配合模式。

2 4种配电网继电保护配合模式比较

2.1 单纯时间级差全配合模式

所需延时时间级差:变电站须采用延时速断保护，2级配合需要1个延时时间级差，变电站出线断路器△t1＝△T， 分支断路器△t0＝0；3级配合需要2个延时时间级差，变电站出线断路器△t2＝2△T， 分支断路器△t1＝△T；次分支或用户断路器:△t0＝0。变电站出线断路器最短动作延时时间:△T(2级配合)，2△T(3级配合)。变电站出线断路器最长动作延时时间:△T(2级配合)，2△T(3级配合)。

单纯时间级差全配合模式的优点为两相相间短路和三相相间短路时都能全面配合，分支故障不影响主干线，次分支/用户故障不影响分支(3级配合时)，故障停电用户少。缺点是变电站须采用延时速断保护。

2.2 单纯时间级差部分配合模式

可配合级数:一般2级，馈线较长或导线截面较细时也可实现3级配合。所需延时时间级差:变电站采用瞬时速断保护和延时速断保护，△t1＝0， △t2＝△T；部分(瞬时速断保护范围之外的下游部分)分支/次分支/用户开关△t0＝0。变电站出线断路器最短、最长动作延时时间分别为0、△T。

单纯时间极差部分配合模式的优点为变电站可采用瞬时速断保护，分支故障不影响主干线，故障停电用户少。缺点为馈线较短或导线截面较粗时，一般只有少部分区域两相相间短路时才能实现配合。

2.3 单纯3段式过流保护配合模式

可配合级数:n，可根据式(1)、(2)计算。所需延时时间级差:总共只需要1个延时时间级差，I段△tI＝0， Ⅱ段△tⅡ＝△T。变电站出线断路器最短、最长动作延时时间分别为0、△T。

单纯3段式过流保护配合模式的优点是可实现主干线上多级保护配合。缺点是选择性较差，故障停电用户多。

2.4 3段式过流保护与时间级差混合模式

可配合级数:n＋2(全配合方式)，n＋1(部分配合方式)。所需延时时间级差:与2级全配合延时时间级差混合时，变电站出线断路器、主干线断路器I段△tI＝△T， Ⅱ段△tⅡ＝2△T，分支/次分支/用户断路器△t0＝0；与3级全配合延时时间级差混合时，变电站出线断路器、主干线断路器I段△tI＝2△T， Ⅱ段△tⅡ＝3△T，分支断路器△t1＝△T，次分支/用户断路器△t0＝0；与2级部分配合延时时间级差混合时，变电站出线断路器、主干线断路器I段△tI＝0，Ⅱ段△tⅡ＝△T，部分分支/次分支/用户断路器△t0＝0。变电站出线断路器最短动作延时时间:与2级全配合方式混合时为△T；与3级全配合方式混合时为2△T；与2级部分配合方式混合时为0。变电站出线断路器最长动作延时时间:与2级全配合方式混合时为2△T；与3级全配合方式混合时为3△T；与2级部分配合方式混合时为△T。

3段式过流保护与时间级差混合模式的优点是选择性增强，故障停电用户减少。缺点是与全配合方式混合时降低了变电站出线开关保护动作的迅速性；与部分配合方式混合时只有一部分两相相间短路故障时可以提高选择性。

3 配电网继电保护配合模式的选择原则

在实际应用中，需要根据上节所述4种配电网多级保护配合模式的特点，合理选用合适的继电保护配合模式，可采用如图4所示的流程，其主要思想如下。

对于供电半径短、导线截面粗的城市配电线路，由于沿线短路电流差异小，难以实现多级3段式过流保护配合，因此主要采用延时时间级差配合方式实现线路的多级保护配合；对于供电半径长、导线截面细的农村配电线路，可以实现多级3段式过流保护配合，根据需要在可行的情况下，还可以采用3段式过流保护配合与延时时间级差配合相结合的方法进一步提高多级保护配合的性能。

对于架空配电线路和架空线路长度比例较高的电缆架空混合配电线路，在符合《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB/T 14285—2006)对于仅设置延时速断保护的要求，并且短路电流水平不是很高且变压器抗短路能力较强时，变电站出线断路器可不设置瞬时速断电流保护，而设置具有一定延时时间的延时速断保护，其延时时间可根据变压器抗短路能力和实际需要设置。延时时间级差取决于继电保护装置的故障检测时间、保护出口的驱动时间和断路器的动作时间，可以根据第1.1节论述的时间级差来设置。

当变电站出线断路器的I段可以延时1个级差时，可以采用2级单纯延时时间级差全配合模式，或改进的3段式过流保护与2级延时时间级差全配合的混合模式；当变电站出线断路器的I段可以延时2个级差时，可以采用3级单纯延时时间级差全配合模式，或改进的3段式过流保护与3级延时时间级差全配合的混合模式。当变电站出线断路器必须设置瞬时速断电流保护时，可以采用多级改进的3段式过流保护配合模式，或2级延时时间级差部分配合模式，若下游分支/用户较多时，为了提高馈线下游开关与主干线开关的可配合范围，宜采用传统的3段式过流保护与2级延时时间级差部分配合的混合模式，但是会减慢主干线上瞬时速断保护范围之外的馈线段故障切除时间。

对于电缆配电线路，由于即使在电缆上发生两相相间短路，也会引发三相相间短路，因此无法实现时间级差部分配合方式，也不能选用单纯时间级差部分配合模式和3段式过流保护与时间级差部分配合的混合模式。

配电网继电保护装置可以配置通信手段(如GPRS、光纤等)并与配电自动化系统主站进行数据交互，以便调度员及时掌握配电网运行情况，并在保护动作不正确时进行修正性故障定位和故障处理。

对于采用继电保护配合后仍不能满足供电可靠性要求的情形，可以建设适当数量的“三遥”或“两遥”型配电终端、通信网络和配电自动化主站，通过配电自动化系统与继电保护协调配合进行故障处理，实现更加精细的故障定位、隔离和健全区域恢复供电。

图4 配电网继电保护配合模式的选择流程Fig.4 Selection process of relay protection mode for distribution network

4 实例分析

图5为某35 kV变电站一条10 kV农网配电线路的辐射状供电接线图，导线型号为LGJ-150，馈线单位长度阻抗为(0.21＋j0.372)Ω。图中，X变至Y中心为主干线，长度为16 km，其余馈线段均为分支线路，所有分支线路总长为13 km。A～D为主干线分段断路器，Ai～Ei为分支/用户断路器。假设系统最大、最小运行方式下的短路容量分别为260 MVA和150 MVA，可靠系数分别取＝1.3，＝1.1，灵敏度系数取Ksen＝1.5，β取20%。

图5 实例中的1O kV馈线接线图Fig.5 1O kV feeder wiring diagram in example

根据继电保护的相关规程[6-8]，对于线路短路不会造成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0.5～0.7 s的情况，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，反之，则必须装设瞬时电流速断保护。为了充分说明配电网继电保护的配合方法，本文分2种情况进行继电保护的配置。

(1)变电站出线断路器配置延时速断保护(情况1)。根据第3节选择原则可知，宜采用3段式过流保护与时间级差全配合的混合模式。采用第1节所述的方法可以确定主干线可以配置改进方法下的4级3段式过流保护，分别配置在A、B、(C、E)、D，各级保护装置距离母线的馈线长度分别为0，1.57，5.69，14.42 km，其中，C和E均为第3级，D为附加级[14]，其电流定值如表1中情况1所示，第1套定值按照三相短路电流整定，第2套定值按照两相短路电流整定。

(2)变电站出线断路器配置瞬时速断保护(情况2)。根据第3节选择原则可知，宜采用3段式过流保护与时间级差部分配合的混合模式，并且为了提高下游分支断路器的可配合范围，主干线上3段式过流保护采取传统的整定方法。采用第1节所述的方法可以确定，主干线可配置传统方法下的3级3段式过流保护，分别配置在A、B′、(C′、E′)，各级保护装置距离母线的馈线长度分别为0，2.09，7.96 km，其中，C′和E′均为附加级[14]，其电流定值如表1中情况2所示。

对该配电网进行短路电流分析可知，各分支处的最小三相短路电流为450 A，最小两相短路电流为390 A。因此，对于情况1，可将所有分支断路器(不包括E)的电流定值均设置为300 A(三相相间短路)和260 A(两相相间短路)，延时时间为0。对于情况2，将部分分支断路器(A1、B2、B3、B4、C1、E1)的电流定值均设置为260 A，延时时间为0，当然也可根据短路电流的不同，差异化设置各个分支断路器的定值。

表1 2种情况下主干线上各级保护的电流定值Table 1 Current setting values of multilevel protection on main trunk in two caseskA

注:“/”前表示第1套定值，“/”后表示第2套定值。

5 结 论

(1)配电网继电保护配合模式可分为4种，即单纯时间级差全配合模式、单纯时间级差部分配合模式、单纯3段式过流保护配合模式和3段式过流保护与时间级差混合模式。

(2)单纯时间级差全配合模式的优点是分支故障不影响主干线，次分支/用户故障不影响分支。但是变电站须采用延时速断保护。单纯时间级差部分配合模式的优点是变电站可采用瞬时速断保护，且分支故障不影响主干线，但是只有部分馈线能够实现保护配合。单纯3段式过流保护配合模式的优点是变电站可采用瞬时速断保护且可实现主干线上多级保护配合，但是一般只有在馈线供电半径较长的农网中才能实现保护配合。3段式过流保护与时间级差混合模式较单纯3段式电流保护配合模式的选择性增强。

(3)实际应用中需根据4种配电网多级保护配合模式的特点，按照第3节建议的方法合理选用合适的继电保护配合模式。

配电网继电保护装置可以配置通信手段与配电自动化系统主站进行数据交互，对于采用继电保护配合后仍不能满足供电可靠性要求的情形，可以穿插规划一些“三遥”型智能配电终端，通过继电保护与集中智能配电自动化协调配合，实现更加精细的故障定位、隔离和健全区域恢复供电。

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(编辑：张小飞)

Allocation Model and Selection Principle of Relay Protection for Distribution Network

LIU Jian1，LIU Chao2，ZHANG Xiaoqing1，ZHANG Zhihua1
(1.Shaanxi Electric Power Research Institute，Xi，an 710054，China；2.State Gird Shaanxi Economic Research Institute，Xi，an 710075，China)

To improve the reliability of distribution network，the key technologies of relay protection coordination planning design for distribution systems were investigated.Four modes of relay protection were proposed，such as the only time Delay Full Coordination mode(DFC)，the only time Delay Part Coordination mode(DPC)，the only three Section Current Protection Coordination mode(SCC)and the Hybrid Coordination mode of three Section current protection and time Delay(HSD).The basic principles of the four relay protection coordination modes were described and their characteristics were compared.Then，the selection principles of the coordination modes of relay protection were suggested，which was analyzed through examples.The results show that the proposed multilevel protection coordination modes and the selection method are feasible.

distribution network；relay protection；planning；fault；automation

TM 773

A

1000-7229(2015)11-0024-06

10.3969/j.issn.1000-7229.2015.11.004

2015-05-27

2015-08-25

刘健(1967)，男，总工程师，博士，教授，博士生导师，百千万人才工程国家级人选，主要研究方向为配电网及其自动化技术；

刘超(1990)，男，硕士，助理工程师，主要研究方向为配电网继电保护；

张小庆(1971)，男，硕士，高级工程师，研究方向为电力系统自动化；

张志华(1987)，男，硕士，工程师，研究方向为电力系统自动化。