配电自动化与继电保护配合的配电网故障处理

谢芮芮，张培忠，徐铭铭

（1.国网河南省电力公司电力科学研究院，河南 郑州 450052；2.国网河南省电力公司检修公司，河南 郑州 450000）

0 引 言

智能配电网不仅具有坚强的网架结构和合理的设备选型，还需具有可靠配合的故障处理机制。配电自动化与继电保护协调配合的故障处理机制是配电网的重要环节，是配电网安全稳定发展的重要保障。

配电自动化系统包括主站系统、通信系统及终端系统。主站系统通过控制软件和操作平台实现对数据信息的分析和资源共享；通信系统可实现信息交互和远程控制等功能，常用方式有无线公网、无线专网和光纤等；终端系统是各终端（馈线自动化终端、站所终端、故障指示器等）采集的数据信息通过通信系统上传给主站，主站分析得出故障位置，实现故障定位。继电保护具有切除故障速度快、可靠性高的优点，但由于配电网中开关级联个数多、供电半径短等原因，使得沿线短路电流差别较小，给配电网继电保护的整定和配合带来了一定困难。本文综合配电自动化和继电保护特点，分析了配电自动化与继电保护配合的配电网故障处理机制[1-3]。

1 配电自动化与继电保护配合现状

配电自动化与继电保护的协调配合确保了配电网的安全可靠运行，保障了用户可靠用电，提高了电力企业的经济效益，推动了电网的可持续发展。

近年来，在国家财政的大力支持下，配电自动化技术发展迅速。配电网中，继电保护多采用两级级差保护与配电自动化协调配合的故障处理策略，保障电网的安全稳定。当配电网故障时，继电保护可将故障迅速隔离在一定范围内。同时，配电自动化通过分析故障信息，实现故障定位和恢复非故障区域供电。

2 配电自动化与两级级差保护故障处理的协调配合

为避免配电网故障时短路电流对主电网造成影响，变压器低压侧开关的保护动作时间最小设置为0.5 s。为了不影响上级保护的正确动作，需要在0.5 s内安排保护的延时配合。

断路器（弹簧储能操作机构）的机械动作时间一般为30～40 ms，熄弧时间为10 ms左右，保护响应时间为30 ms左右。因此，若设置0 s保护动作延时，在100 ms内即可切断故障电流。考虑一定的时间裕度，变电站出线开关可以设置为250～300 ms的保护动作延时时间，以确保选择性，从而实现配电自动化与两级级差保护的配合。

2.1 两级级差保护的配置原则

级差保护是通过对变电站10 kV出线开关、主干线开关及分支线开关设置不同的保护动作延时来实现配合的。两级级差保护配合下，仅需在变电站出线开关、用户开关或分支开关处安装断路器，其余主干线开关均采用负荷开关。用户断路器开关或者分支断路器开关的保护动作延时时间设置为0 s，变电站出线断路器保护动作延时时间设置为200～250 ms。

图1为采用两级级差保护配置的典型线路图，其中方框代表断路器，圆圈代表负荷开关，实心代表合闸，空心代表分闸。S1、S2为变电站开关，A6、B3为分支线开关，B1、B2为用户开关，A1、A2、A3、A5为分段开关，A4为联络开关。变电站开关S1、S2均为断路器开关，保护动作延时设定为0 s；用户开关B1、B2和分支开关B3为断路器开关，保护动作延时设定为200 ms；分段开关和联络开关为负荷开关[4-6]。

图1 两级级差保护配置的典型线路

当主干线为全架空线路时，变电站断路器和用户断路器开关或者分支断路器开关的重合闸功能全部开放。此时，在不同位置发生故障时，配电自动化与两级级差保护配合的故障处理方案如下。

（1）当在分支开关B3或者用户开关B1、B2下游发生故障时，仅由分支开关或者用户开关动作隔离故障，避免变电站开关动作切除整条线路，有效减少了停电用户数目，提高了供电可靠性。如图1所示，当在用户开关B1的下游发生故障时，B1快速动作切除故障，将故障隔离在一定范围内。经过0.5 s延时后，用户开关B1重合。若重合成功，则判定为瞬时性故障；若重合不成功，用户开关B1再次动作切除故障，并判定为永久故障，重合器不再重合。

（2）当在主干线上发生故障时，由变电站开关动作切除故障，经过0.5 s延时后，变电站开关重合。若重合成功，则判定为瞬时性故障；若重合不成功，则配合配电自动化将故障隔离在一定范围。如图1所示，当在分段开关A1和A2之间发生故障时，变电站开关S1动作切除故障，0.5 s后S1重合。若重合成功，判定该故障为瞬时性故障；若重合失败，则根据各开关上传给配电自动化主站的信息分析可知，故障发生在A1与A2之间。配电自动化主站遥控A1、A2分闸，将故障隔离在A1与A2之间，遥控变电站开关S1和联络开关A4合闸，恢复非故障区域供电，提供供电可靠性，提升电力企业的经济效益。

当主干线为全电缆线路时，变电站断路器开关和用户断路器开关或者分支断路器开关的重合闸功能全部闭锁，线路发生故障即认为发生的是永久性故障。此时，在不同位置发生故障时，配电自动化与两级级差保护配合的故障处理方案如下。

（1）当在分支开关B3或者用户开关B1、B2下游发生故障时，分支开关或者用户开关动作，隔离故障。由于电缆上发生故障即认为永久性故障，此时分支开关或用户开关不再重合。如图1所示，当在用户开关B1的下游发生故障时，B1快速动作切除故障，将故障隔离在开关B1的下游线路，并不再进行重合操作。

当在主干线上分段开关A1和A2之间发生故障时，变电站开关S1动作切除电源与故障点之间的联系，然后配电自动化主站根据各开关采集的电流信息判定故障区间，遥控分段开关A1、A2分闸，隔离故障在A1、A2之间，遥控变电站开关S1和联络开关A4合闸，恢复非故障区间供电。

综合上述分析，采用上述两级级差保护方案，当在用户侧发生故障时，由于保护延时时间的配合，各保护之间不会发生越级跳闸或多个开关同时动作的情况，故障处理简单，操作开关数少；当在主干线上发生故障时，由变电站开关动作切除故障，同时结合配电自动化技术将故障隔离在更小范围内，并恢复非故障区域的供电，减小停电范围，提高供电可靠性。同时，分段开关均采用负荷开关，相比于断路器而言，减少了投资成本。

3 配电自动化与继电保护配合中存在的问题

配电自动化与继电保护配合可以准确隔离故障区域、恢复非故障区域供电，但在实际应用中还存在着一定问题。

3.1 继电保护设备的老化

虽然电网在技术上已经有了很多创新，但实际配电网中存在大量的老式继电器，无法保证其动作可靠性。老式继电器由于设备老化，反应速度慢，难以满足保护快速动作的要求。如果故障较为严重，有可能造成设备严重损坏，扩大故障范围。

3.2 配电自动化通信及终端不稳定

配电自动化终端在运行过程中频繁出现上下线、离线、接线错误等问题。如果终端因各种原因不能正常在线，将影响终端设备的正常运行，甚至影响主站故障区间识别的能力。此外，在现行配电自动化系统运行过程中，光纤接线不稳定、无线信号差、光纤被挖断、无线模块损坏等问题均会导致终端与主站系统之间无法通信。

4 配电自动化与继电保护配合应用的改进措施

4.1 定期更换老化的继电保护设备

继电保护设备的老化影响了配电网的正常工作，需要有针对性地对其进行更换。科技的发展使得继电器的功能越来越强大，检测效果越来越好。可根据当地实际情况，定期更换老化的继电保护设备，淘汰原有的旧设备，使继电保护更好地发挥作用。

4.2 明确主站系统、通信系统及终端系统的功能

主站系统是配电自动化系统的核心，具有信息分析和决策控制的功能。若主站系统出现问题，整个配电自动化系统将会瘫痪；通信系统连接着主站系统和终端系统，是两者沟通的桥梁，若通信系统出现问题，信息将无法传递；终端系统具有信息采集和指令实施的功能，直接影响配电自动化系统的有效性。三者在配电自动化系统中不可或缺，任何一个环节出现问题，整个配电自动化系统都会陷入瘫痪。

5 结 论

智能配电网已经成为国家电网发展的大方向，与之对应的继电保护和配电自动化技术应加快发展脚步，以保障电网安全稳定运行。配电自动化与继电保护配合的故障处理机制，可最大程度保障配电网的稳定运行，保证快速隔离故障线路并恢复非故障线路供电。