配电网高可靠性继电保护配置与整定方案

柴庆发，丛 伟，李文升，魏 振，徐丙垠，张海台

（1.山东大学电气工程学院，济南 250061；2.国网青岛供电公司，青岛 266002；3.山东科汇电力自动化有限公司，淄博 255000）

配电网与用户直接相连，是电网供电可靠性和电能质量的最终体现。故障是影响配电网供电可靠性的主要因素[1-3]，统计数据显示，2018年全国用户平均停电时间为15.26 h，其中故障原因占35%左右[4]。此外，2018年我国触电死亡人数高达8 000人，其中85%发生在配网内，而同期美国触电死亡人数400人左右，可见，我国配电网保护还有很大的提升空间。

配电网以辐射状结构为主，虽然近年来分布式电源DG（distributed generation）或微网MG（microgrid）接入配电网的数量在不断增加[5]，但DG或MG的容量与配电网相比小很多，不改变配电网辐射状的整体结构，因此当前配电网仍广泛采用阶段式过流保护，存在以下主要问题[6-10]：①配电网的主要任务是安全可靠供电，应以保护配电网设备、保障供电可靠性、避免人身触电伤害为保护配置和功能设置重点；②随着配电网结构的复杂化和运行方式的多样化，过流保护定值整定、配合的问题日益突出；③配电网保护仍以快速切除故障为主要任务，故障隔离、供电恢复等功能需要依靠配网自动化系统完成[11]，整个过程所需时间较长；④配电线路大多只在出线处配置断路器和保护，故障发生后停电范围大，不仅影响供电可靠性，也给故障隔离和供电恢复带来较多困难。

在配电网保护配置和整定等问题的研究方面，文献[12]总结了配电网保护配置方案面临的问题，分析对比了各种方案的优劣；文献[13]提出了自适应过流保护原理以提高速断保护的性能，但后备保护仍存在较大的动作延时；文献[14]为消除数据链路中采样值的延时误差，提出一种基于突变量的保护数据自愈同步算法；文献[15]提出了一种配电网分支线保护的方法，但缺乏配电网整体保护方法的研究；文献[16]提出了基于Multi-Agent的智能配电网保护和控制方法；文献[17]提出了一种基于多端信息的配电网保护方法，上述方法虽然能在一定程度上提高保护性能，但在保护配置的经济性、现场推广应用的可行性等方面还存在诸多挑战。文献[18]将保护定值整定转化为非线性规划问题；文献[19]面向城市配电线路，提出了一种利用级差配合的继电保护配合方案；文献[20]提出了级差配合继电保护的延时级差配置方法；文献[21]提出了4种时间级差与三段式保护的配合模式。上述方法的整定计算过程和保护的配置方案仍然比较复杂，方法的通用性还有待检验。

本文从提高配电网保护动作选择性、降低整定计算复杂性、提高供电可靠性等角度出发，提出了一种高可靠性保护的配置方案，包括开关和保护配置方法、保护整定计算方法和保护动作配合方法，能够实现快速、有选择地隔离故障，并独立完成非故障停电区域的供电恢复。该方案无需通信，故障隔离速度更快，停电范围更小，供电恢复速度也更快，便于整定和配合，具有良好的适应性和经济性，适合在配电网中推广应用。

1 配电网高可靠性继电保护配置方案

要提高供电可靠性，必须从开关配置和保护配置两方面入手。将出线开关、分段开关、分支开关等全部替换为断路器，保护装置和断路器一一对应。仍采用阶段式过流保护原理，但采用新的整定配合原则，并具备重合闸功能，典型的保护配置方案如图1所示。图中，QF为出线开关，对应保护1；Q1和Q2为分段开关，对应保护2和3；Q3～Q5为分支开关，对应保护4～6；Q6～Q8为分界开关，对应保护7～9。

图1 配电网高可靠性保护配置方案示意Fig.1 Schematic of highly-reliable protection configuration scheme for distribution network

采用断路器在理想情况下可以一次性在最小范围内隔离故障，有利于提高供电可靠性。即使出现个别越级跳闸，相比传统故障隔离方式，跳闸范围和停电区域也会大大缩小。目前配电网断路器生产制造成本大幅降低，与提高供电可靠性带来的经济和社会效益相比，更换断路器完全可以接受。此外，在FTU和就地化保护制造、运维技术不断提升的前提下，保护的户外安装和运行也是完全可行的。

2 高可靠性保护整定方法

本文将配电网开关分为出线开关、主干线分段开关、分支开关和用户分界开关4种类型，相应的保护整定方法也分4种情况分别讨论。

2.1 出线开关保护整定方法

出线开关保护的主要功能是当发生线路出口或近距离故障时快速跳开出线开关，防止过大的短路电流危及变压器安全，同时避免出现较为严重的电压暂降[22]。出线开关动作会影响整条线路供电，当非近距离故障时不能轻易跳出线开关。此外，出线开关保护还应具备近、远后备保护功能。

1）过流Ⅰ段保护

整定原则：快速反应近距离故障，当发生第2级分段开关下游故障时不越级跳闸。可按照与主变二次侧过流Ⅱ段保护定值配合的原则确定出线过流Ⅰ段保护定值。

DG或MG的接入一般不会影响过流Ⅰ段保护，因为本文Ⅰ段主要考虑母线出口故障，DG一般不会从变电站母线接入，即使有DG接入，相当于增加了系统电源容量，有助于提高Ⅰ段保护的灵敏度。

与传统过流Ⅰ段定值相比，本文过流Ⅰ段定值会有所提高，可避免线路下游故障频繁跳出线开关。

短路电流随故障距离的增加快速下降，在距变电站1 km时，短路电流就大致下降到母线处短路电流的一半，主变压器绕组中产生的热量和电动力与电流的平方成正比，发热与电动力会下降到25%左右，不会对变压器产生实质性危害。根据SEMI F47标准[23]：用电设备在0.05～0.20 s内允许的母线电压暂降幅度为50%，过流Ⅰ段保护切除故障的时间一般不会超过0.20 s，能够满足电压暂降限值的要求。

2）过流Ⅱ段保护

出线开关过流Ⅱ段保护需要为过流Ⅰ段提供后备，还要保护线路全长。当线路较长时Ⅱ段动作定值可能较低，需要考虑线路冷起动电流[24]以及下级配电变压器二次侧最大短路电流的影响。

过流Ⅱ段定值应确保本线路末端发生相间短路（短路电流为Ik.m）时灵敏系数不低于1.3，即

冷启动电流峰值最大会达到最大负荷电流IL.max的5倍[24]，故过流Ⅱ段保护定值不应低于6倍的 IL.max，即

此外，过流Ⅱ段保护区应延伸到下级配电变压器过流保护的Ⅰ段保护区内。配电变压器二次侧最大短路电流一般不超过其额定电流Im.R的20倍[25]，因此，过流Ⅱ段保护定值不应低于本线路容量最大配电变压器额定电流的20倍，即

DG和MG接入后可能会降低出口开关处过流Ⅱ段保护的灵敏度，此外配电网分支众多，上述原则仍无法避免特殊情况下过流Ⅱ段无法可靠保护线路全长，此时可由过流Ⅲ段保护切除故障。

3）过流Ⅲ段保护

Ⅲ段保护既要与下级分支线或配电变压器配合，又要与上级主变二次侧过流Ⅲ段保护配合。为保证动作选择性，过流Ⅲ段保护的配合需要设置合理的时间级差，建议采用0.2～0.5 s的时间级差。

上述整定过程中，过流Ⅰ段主要考虑变压器的出口短路电流，且考虑了足够的灵敏度系数，相当于考虑了系统运行方式和故障类型的影响。过流Ⅱ段的整定考虑了故障类型的影响，但没有计及系统运行方式的变化，这样的好处是可以是整定得到简化，但有可能存在某些故障条件下灵敏度不足的问题，此时可由过流Ⅲ段动作切除故障，因为过流Ⅲ段是以负荷电流为整定基准，能够确保各种故障条件下具有足够的灵敏度。

4）重合闸

出口开关按配备两次重合闸考虑，第1次重合闸为提高瞬时性故障下的供电可靠性，第2次重合闸应对出线开关可能存在的越级跳闸问题。第2次重合闸不是必须环节，当出线保护Ⅰ段范围内无分支、或允许一定的越级跳闸时，可不设二次重合闸。

2.2 分段开关保护

将分段负荷开关更换为断路器并配备过流保护，与出线开关处的过流保护配合，既能提高故障检测的灵敏度和快速性，还能提高保护的选择性。

分段开关下游故障时短路电流水平较低，对变压器的危害也相对较低，允许带一定延时隔离故障。为简化保护配合、减少越级跳闸现象，分段开关处只需配置过流Ⅱ段、Ⅲ段保护以及单次重合闸功能。

1）过流Ⅱ段保护

分段开关处过流Ⅱ段保护整定原则与出线开关处Ⅱ段保护类似。配电变压器容量通常不会很大，故过流Ⅱ段保护定值可以只考虑躲过下游线路冷起动电流。如果出现灵敏度不足的特殊情况，可由灵敏度更高的过流Ⅲ段保护动作隔离故障；如果因为DG或MG的助增作用导致保护越级跳闸，可由自动重合闸进行纠正。

还可对Ⅱ段保护整定做进一步简化。以出线开关过流Ⅱ段定值为基础，按与距离成反比的规律依次递减，例如第1级分段开关过流Ⅱ定值取为出线开关过流Ⅱ段定值的（0.7～0.8）倍，下游开关以此类推，可快速完成定值整定。因分段开关下游故障时短路电流较小，过流Ⅱ段保护的动作时限可设为固定的0.6 s，以满足分段开关、下游分支线路、分支线配电变压器三级保护之间动作时限配合的要求。

2）过流Ⅲ段保护

Ⅲ段定值可取为分段开关下游的最大负荷电流的（3～4）倍。在实际工程中可以出线过流Ⅲ段定值为基础，按距离远近与分段数依次降低的原则整定，例如本级开关Ⅲ段定值取为上级开关Ⅲ段定值的0.7倍，快速完成整定。Ⅲ段时限按阶梯时限原则整定，比出口或上级分段开关小一个时间级差。

3）重合闸

出线开关采用后加速保护方案时，分段开关配置自动重合闸，且只需配置一次重合闸即可隔离永久性故障。通过与出线开关重合闸的配合解决越级跳闸问题。在重合闸方式上，根据需要可以设置快速重合闸、检无压重合闸和检同期重合闸等。

2.3 分支开关保护

分支开关保护的作用、配置方式和整定原则与分段开关类似，此处只做简单描述。

1）过流Ⅱ段保护

过流Ⅱ段保护与上级出线开关或分段开关的过流Ⅱ段保护配合，动作定值直接设为上级过流Ⅱ段保护定值的0.9倍，动作时限的配合比上级过流Ⅱ段保护低一个时间级差，以保证分支线路故障时保护动作的选择性。对于DG或MG分支，需考虑与防孤岛保护配合，本文不再赘述。

2）过流Ⅲ段保护

Ⅲ段保护定值仍然按照躲过分支线路冷起动电流的原则整定，定值为（2.5～4.0）倍的分支线路最大负荷电流，一般统一选择400 A就能满足要求，动作时限比上游Ⅲ段保护动作时限低一个时间级差，比下游配电变压器Ⅲ段保护大一个时间级差。

对于重合闸而言，可配置一次重合闸，作用和过程与分段开关处的重合闸类似。

2.4 分界开关保护

配置分界开关保护可防止用户侧故障造成电网侧开关越级跳闸，是提高供电可靠性的重要措施之一。分界开关配置两段电流保护和一次重合闸，与第2.3节类似。由于分界开关一般是末端开关，不存在延时配合的问题，因此分界开关保护动作时限可设为0.2 s。过流Ⅲ段保护延时可统一设为1.0 s。

3 高可靠性保护动作特性分析

图2为某实际10 kV架空配电网的局部结构，基于本文提出的保护配置和整定原则，对应的各保护动作延时整定情况如图2所示。

图2 某配电网线路保护配置示意Fig.2 Schematic of line protection configuration of one distribution network

该条出线包含：1个出线开关QF（对应保护1），设置3段过流保护和二次重合闸；3个分段开关Q1～Q3（对应保护2～4）和1个联络开关Q4（对应保护L），8个分支开关Q5～Q12（对应保护5～12）和8个分界开关QF1～QF8（对应保护 f1～f8），均设置过流Ⅱ、Ⅲ段保护和一次重合闸；1个联络开关（对应保护L）。开关和开关下接入了容量共计为5 MW的DG。

3.1 出线保护I段范围内故障

根据前述出线开关过流I段整定原则，可以推算出Ⅰ段保护范围基本不超过从母线起1.0～1.5 km的范围，如图中虚线所示。出口处发生故障（例如F1）时，过流保护Ⅰ段可无延时切除故障，并通过重合闸确保瞬时故障时的供电可靠性。

如果Ⅰ段保护区内有分支，当分支出口（如F5点）故障时保护1的Ⅰ段也会动作，QF越级跳闸。保护1会重合闸，如果是永久性故障，保护1加速跳闸，分支开关Q5在失压上电后检测到故障电流会加速跳闸隔离故障，然后保护1二次重合闸成功，纠正了QF的越级跳闸，主干线恢复供电。

3.2 分段开关之间故障

设故障发生在F3，正常应由保护2的Ⅱ段动作，跳开分段开关Q1隔离故障，采用重合闸区分瞬时性和永久性故障。某些情况下可能出现保护1和保护2的过流Ⅱ段均动作、QF和Q1同时跳闸的情况。此时QF先重合闸，Q1有压后再重合闸，如果故障仍然存在，保护2加速跳开Q1后闭锁重合闸，Q1与QF之间线路恢复供电，供电可靠性可得到保证。

3.3 分支线路及分界开关下游故障

以分支线路⑦上的故障F6为例，正常应由保护7的Ⅱ段或Ⅲ段跳开Q7隔离故障。如果Q7与上游分段开关Q1同时动作，可由重合闸纠正越级跳闸，不会导致停电范围扩大。

3.4 非故障区段的供电恢复过程

永久性故障隔离后，借助联络开关快速恢复故障点下游非故障区域的供电，是提高供电可靠性的重要手段。联络开关配置过流Ⅱ段保护，动作定值与相邻分段开关的保护配合。联络开关检测到一侧失压后合闸，如合闸于故障，Ⅱ段保护快速跳闸。以图3（图2的简图）所示的单联络环网为例，分析故障点下游非故障区段供电恢复方案。

图3 单联络环网线路的供电恢复示意Fig.3 Schematic of power restoration for single contact ring network line

当F1永久性故障时，QF跳闸切除故障，联络开关Q4在检测到一侧失压后合闸，此时分段开关Q1、Q2处的保护因失电后检测到过流加速跳闸。此后Q2先启动有压重合闸，Q1后续启动有压重合闸，但Q1重合于故障后加速跳闸并闭锁重合闸，Q1下游线路便完成了供电恢复。

在整个恢复供电过程中，联络开关与备供电源之间的保护不会动作，故不影响这段线路上的负荷供电。此外，供电恢复完全由保护和重合闸功能配合完成，无需通信系统，也无需自动化系统，具有可靠性高、适应性好、便于实现等优点。

4 算例分析

使用PSCAD搭建如图2所示的系统，主要参数设置如下：变压器Uk%=10.5%，负载损耗133 kW；线路总长度10 km，每2.5 km设置一台分段断路器，线路阻抗，xl=0.17+j0.33 Ω/km线路末端最小短路电流1.2 kA，最大负荷电流500 A，每条分支线路长2 km，最大负荷150 A；配电变压器额定容量2 MV·A，额定电流145 A；每处的分布式电源总容量为5 MW。

4.1 保护定值确定与校验

1）出线开关过流保护定值

通过系统阻抗和变压器阻抗参数，可得变压器二次侧三相短路电流约为15.7 kA，根据式（3）并考虑一定的裕度，出线开关Ⅰ段保护定值设置为7 kA（一次侧值）。在变压器参数变化不大的情况下，该定值具有一定的普遍性，从而实现过流Ⅰ段保护定值的免计算。

根据I段定值，可以推算出Ⅰ段的最大保护范围离为1.36 km，两相短路时的保护范围为1.03 km，能够满足快速保护出口近距离故障的要求。

出线开关过流Ⅱ段保护定值根据式（4）、式（6）及系统参数计算得到，计算结果分别为1.57 kA、3.0 kA、2.9 kA，取最大值3.0 kA，动作时限为0.6 s。由过流Ⅱ段保护的整定原则与式（4）可知，灵敏系数满足要求。出线开关过流Ⅲ段保护定值设置为1.2 kA，动作时限设置为1.8 s。对其远后备灵敏度进行校验，灵敏系数2.02，满足灵敏度要求。

2）分段开关过流保护定值

过流Ⅱ段定值按照与距离成反比的规律依次递减30%，分别为2.10 kA、1.30 kA、1.05 kA，其动作时限固定为0.6 s。对其灵敏度进行校验，计算得灵敏度系数分别为1.14、1.15、1.26，可基本满足灵敏度要求。如遇灵敏度不足的特殊情况，可由过流Ⅲ段将故障切除。

过流Ⅲ段定值同样按与出口开关距离成反比的原则配置，分别为1.0 kA、0.8 kA、0.6 kA，动作时限较上级小一个级差，分别为1.6 s、1.4 s、1.2 s。当过流Ⅲ段作为近后备保护时，各灵敏度计算为2.40、2.13、2.17，满足要求；当作为远后备保护时，灵敏系数计算为1.70、1.63、1.82，满足要求。

3）分支开关过流保护定值

分支开关过流Ⅱ段保护定值取本段线路过流Ⅱ段保护定值的0.9倍，分别为2.7 kA、1.9 kA、1.2 kA、1.0 kA，动作时限为0.4 s。分支线⑤位于出口断路器附近，分支线出口故障可能导致出口断路器越级跳闸，由重合闸配合隔离故障。

对于负荷电流为150 A的线路，过流Ⅲ段保护定值可取400 A，其动作延时不低于1.0 s，分别为1.6 s、1.4 s、1.2 s、1.0 s。

4）分界开关过流保护定值的确定

过流Ⅱ段保护定值分别为2.4 kA、1.7 kA、1.1 kA、0.9 kA。末端段开关不存在与下游保护配合的问题，动作时限可设为较短的0.2 s。过流Ⅲ保护动作定值可设置为300 A，动作时限统一选为1.0 s。

4.2 保护动作分析

F1～F7处不同位置发生故障时，短路电流及保护动作情况如表1所示。

表1 不同故障点保护动作情况Tab.1 Protection action at different fault points

结果表明：

（1）出口故障可由出线开关Ⅰ段保护快速切除，有效保护了变压器免受较大短路电流的冲击；

（2）F3处故障时会导致QF越级跳闸，由于DG的影响，F4处故障也可能导致上级开关越级跳闸，但一般情况下只会越一级，不会导致大范围的停电。此外，可借助重合闸纠正越级跳闸，完成有选择的故障隔离；

（3）分支线路出口（如F6）短路时，短路电流可能会超过上级相邻分段开关（如Q1）的过流Ⅱ段定值，但分支开关处过流保护7的动作延时较过流保护2小一个时间级差，不会发生越级跳闸。分界开关保护动作情况与之类似。

4.3 供电可靠性对比

以图2所示的典型配电线路为例，分析各种故障下本文所提保护方案与现有保护及自动化方案对停电时户数和次数的影响。

4.3.1 与传统保护配置方案的技术对比

我国架空配电线路保护的配置主要有二级保护、三级保护与中间分段断路器保护3种情况[26]，大多只在出线处配置断路器和保护，故障的准确隔离和非故障停电区域供电恢复需要依靠配网自动化系统。设出线开关处配置三段式过流保护，其保护定值及校验如表2所示。

表2 传统保护方案出线开关的保护定值与校验Tab.2 Protection setting and verification of outlet switch under the traditional protection scheme

以图2中F4、F5、F7处发生短路故障为例，对比本文保护方案与传统保护方案情况，如表3所示。

表3 同一故障位置处不同保护方案的对比Tab.3 Comparison among different protection schemes at the same fault location

分析表3可知，同一位置故障时传统方案造成的短时停电时间较长，故障隔离及供电恢复过程中动作的开关个数较多。本文方案的故障处理时间通常在ms级，即使考虑过流Ⅲ段动作和二次重合闸延时等因素，处理时间也仅为秒级；就地型馈线自动化的故障处理时间通常在几十秒级，而集中型馈线自动化由于需要通信，延时会达到分钟级。

4.3.2 长时间停电时户数对比

假定线路平均分段，每分段含2条分支，每分支带有一个用户；故障平均分布，主干线路和分支线路的故障率为0.1次/年，用户故障率0.05次/年；故障检修时间平均3 h/次。

1）传统保护及自动化方案

区段①②⑤⑥⑦⑧故障，停电户数8户。停电户时=6段×0.1次/年×8户×3 h/次=14.4户·h/年；区段③故障，停电户数4户。停电户时=1段×0.1次/年×4户×3 h/次=1.2户·h/年；区段⑨、⑩故障，停电户数1户。停电户时=2段×0.1次/年×1户×3 h/次=0.6户·h/年；区段④故障，停电户数2户。停电户时=1段×0.1次/年×2户×3 h/次=0.6户·h/年；区段⑪、⑫故障，停电户数1户。停电户时=2段×0.1次/年×1户×3 h/次=0.6户·h/年；总停电户时=17.4户·h。

（2）本文保护方案

区段①②③④故障，停电户数2户。停电户时=4段×0.1次/年×2户×3 h/次=2.4户·h/年；区段⑤-⑫故障，停电户数1户。停电户时=8段×0.1次/年×1户×3 h/次=2.4户·h/年；总停电户时数为4.8户·h/年。比传统方案减少12.6户·h，停电时户数减少72.4%。

5 结语

本文提出了一种基于多级配合的配电网高可靠性保护配置及整定方案。相比于传统的配电网保护配置及整定方案，本文所提配置方案具有较高的可靠性、良好的选择性和快速性，且整定过程也得到了极大简化。另外，本文所提保护方案的长时间停电时户数与短时间户次数与现有保护及自动化方案相比都有明显减少，表现出了良好的性能，适合在配电网中推广应用。