继电保护与配电自动化协同故障处理技术研究

陈 明

（国能神福（晋江）热电有限公司，福建 晋江 362200）

良好的可靠性是配电网的重要性能指标，受环境、设备老化等因素的综合影响，配电网容易出现故障，严重时会造成设备、线路损毁。继电保护措施用于切断故障线路，保护一次设备。但其整定值不合理或保护缺乏配合，有可能导致越级动作，没出现故障的区段也会被切断供电。随着智能电网的发展，使配电自动化和继电保护高度整合并进行故障协同处理是解决上述问题的有效途径，因此本文对此进行了探究。

1 继电保护与配电自动化协同故障处理技术实现原理

常见的配电网故障类型包括单相对地故障、两相对地故障、三相故障以及两相故障。根据故障成因，可将其分为相间短路故障和小电流接地故障，下文将具体介绍针对这2类故障的继电保护与配电自动化协同故障处理技术。

1.1 相间短路故障协同处理技术实现原理

1.1.1 基本思路

某配电网采用“电压-时间”型馈线自动化配电技术，利用断路器实现分段开关和分支开关的功能，并为断路器配置电流继电保护措施。当系统出现相间短路故障时，故障电流超过继电保护措施的电流整定值，进而触发跳闸并自动切除故障线路。如果出现越级跳闸，系统将通过重合闸为非故障区域恢复供电。在上述过程中，配电自动化技术与继电保护相互配合，进单相接地故障协同处理。

1.1.2 主要断路器的保护配置和整定

1.1.2.1 变电站出口断路器保护配置

对变电站出口断路器采取的保护措施为三段式电流保护和二次重合闸，具体配置方案如下。

三段式电流保护分为电流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护。在电流I段保护中，按照躲过线路末端最大短路电流设计整定值，如果该线路中存在配电变压器，整定值有可能偏低，导致保护越级动作[1]。为了实现继电保护和配电自动化协同，出口断路器的I段保护电流定值应该配合主变二次侧Ⅱ段保护电流定值。当变压器出口发生三相短路故障时，将相应的额定短路电流记为Ik.s.N。如果母线发生两相短路故障，该故障对应的短路电流为母线上的最小短路电流，记为Ik.s.min。Ik.s.min和Ik.s.N间的关系应满足公式（1）。

为主变二次侧Ⅱ段保护电流定值，将保护动作的灵敏系数设置为1.5，则整定值应符合公式（2）。

在继电保护和配电自动化的协同配合中，变压器出口电流I段保护应为的10/11倍。因此，变电站出口断路器的电流I段保护整定值IIset.1的计算结果为公式（3）。

在实际工作中，为了便于管理，需要统一所有配电线路的I段保护电流整定值。以10kV配电线路为例，发生相间短路故障时，主变出口额定短路电流为15kA，即Ik.s.N约为15kA，则的整定结果约为0.53×15=7.95kA。工程实践中将I段保护电流整定值设置为7kA。配电自动化系统检测短路电流，一旦发现超过整定值，即自动触发保护动作[2]。

对变电站出口断路器电流Ⅱ段保护的整定要求为躲过下级配电变压器二次最大短路电流和线路冷启动电流。在实际工作中将其整定值统一取为3kA，该段保护动作的时限设置为0.6s，该保护动作需要配合下游保护。

对于变电站出口断路器的电流Ⅲ段保护，应按照躲过最大负荷电流进行整定。在实际工作中，将该段的电流整定值设置为1.2kA，相应的保护动作时限设置为1.8s。

二次重合闸是变电站出口断路器保护配置的重要技术措施。当配电网发生相间短路故障后触发保护动作，先进行一次重合闸，此时故障通常会自动消除，再进行二次重合闸，即可恢复供电。

1.1.2.2 分段断路器保护配置

配电网主干线路较长，当任意一段主干线路出现故障时，有可能引起全线停电。为了保证非故障段的正常供电，需要为分段断路器设置继电保护，具体措施为两段电流保护和一次重合闸。在电力工程实践中，为了简化继电保护系统、提高可靠性，可利用“电压-时间”型馈线自动化系统隔离发生故障的主干线路，以代替分段断路器的保护配置，实现原理与保护配置相同[3]。根据保护配置的原理，分段断路器的继电保护分为电流Ⅱ、Ⅲ段保护。

在电流Ⅱ段保护中，将动作时限设置为0.6m，并且该保护动作需要配合下游分支线与分界开关。在工程实践中，随着线路的延长，采用递减方式确定各分段断路器的Ⅱ段保护电流定值。第一个分段断路器设置为2kA，第二个和第三个分别为1.2kA、0.8kA。

在电流Ⅲ段保护中，整定要求为躲过最大负荷电流，按照0.2s的级差设置动作时限。将变压器出口断路器的电流Ⅲ段保护定值作为基础，分段断路器的整定值在这一基础上依次按照30%进行递减[4]。

当系统出现故障时，分段断路器可以迅速切断电流，防止故障扩大。故障排除后，分段断路器需要进行重合闸以恢复供电。要想设置分段断路器的重合闸动作，需要引入一个关键参数——动作时限。在本次研究中，相关工作人员根据电力系统的实际情况，将动作时限设为1.0s，以确保在故障发生后分段断路器能够迅速合闸，恢复供电。

1.1.3 相间短路保护配置整体方案

对于一个典型的放射式三分段线路相间短路故障，按照10kV的电压等级，配电网各级断路器的继电保护配置和整定结果见表1。

表1 相间短路保护配置方案和整定结果

1.1.4 相间短路故障点下游非故障区供电恢复方案

当继电保护发挥作用后，故障点下游的非故障区域应尽快恢复电力供应。此时主要通过配电自动化系统控制跳闸和重合闸来实现自动恢复。在一个典型的单联络环网线路中，假设该线路前、后端分别连接A变电站母线和B变电站母线，线路上设置有2个断路器和5个开关。断路器QF1位于A变电站母线端，断路器QF2位于B变电站母线端，Q1、Q2、Q3、Q4和Q5均为开关，位于QF1和QF2间的线路，并按照顺序依次布置，其中Q3为常开的联络开关。QF1和Q1间发生永久性故障k1，Q1和Q2间发生永久性故障k2，Q2和Q3间发生永久性故障k3。

当k1故障发生后，电力系统中的断路器继电保护装置立即工作。保护装置在检测到故障信号后，触发跳闸动作，将故障部位从系统中隔离，防止故障扩散到其他区域。在故障切除过程中，Q3开关发挥了重要作用。当Q3开关检测到单侧失压故障时，会自动进行合闸，尝试恢复供电。但是在继电器合闸前，Q1和Q2开关检测到k1故障引发的过电流即跳闸，因此Q1和Q2开关的跳闸操作起到了保障供电安全的作用。在故障处理过程中，Q2和Q1开关分别执行重合闸和延时重合闸操作，延时重合闸是为了防止故障再次发生，在一定时间内延迟合闸操作。这2种操作方式各有侧重，共同保障电力系统的安全、稳定运行。

1.2 小电流接地故障协同处理技术

1.2.1 基本思路

根据国内、国外的实践经验，对于小电流接地故障、永久性单相接地故障，现阶段最常用的处理方法是就近快速隔离，相应的隔离措施为自动跳闸。根据暂态原理为小电流接地故障配置方向保护，保护配置针对出口断路器、分段断路器、分支断路器以及分界断路器，各级自动跳闸的动作时限应相互配合，因此采取阶梯式动作[4]。如果成功隔离小电流接地故障点，则联络开关进行自动重合闸以恢复供电。

1.2.2 小电流接地故障的保护配置与整定

1.2.2.1 配电系统故障模型

针对变电站出口断路器和线路上的分段、分支、分界开关，将暂态方向保护措施设置在配电终端，当继电系统检测到接地故障的方向时，保护措施进行延时动作。在故障模型中，QFA和QFB为断路器，FTU为配电开关的监控终端，Q1’、Q2’、Q3’、Q4’和Q5’均为开关，k1’～k3’为线路上的小电流接地故障点，R’为断路器通电回路电阻值。FTU数量为5个，分别用于监控Q1’～Q5’。线路为单联络环网，故障点k1’位于QFA和Q1’间，故障点k2’位于Q1’和Q2’间，故障点k3’位于Q2’和Q3’间，并且Q3’为常开的联络开关。

1.2.2.2 针对小电流接地故障的保护配置方案

针对小电流接地故障，设计2种继电保护措施，分别为普通零序过电流保护和高灵敏度零序过电流保护，各级断路器的保护电流整定值和动作时限见表2。

表2 小电流接地系统单相接地保护配置方案

1.2.3 小电流接地故障点下游非故障区供电恢复方案

在1.2.2节建立的故障模型中，当k1’永久故障发生后，触发断路器QFA的继电保护动作，数秒后切除故障区域。此时，常开联络开关Q3’检测到一侧失压，进而自动合闸[5]。由于k1’触发的继电保护措施切除了故障，因此开关Q1’、Q2’失电，相应的继电保护措施通过跳闸切除故障，然后由Q2’先进行重合闸操作，1s后Q1’再进行重合闸操作，故障点下游的线路即恢复到正常供电状态。

2 继电保护与配电自动化协同故障处理技术仿真分析

2.1 仿真模型搭建

本文利用ATP软件搭建如图1所示的仿真模型，对上文建立的故障协同处理技术进行模拟分析。模型变电站电压等级为110/10kV，设计了3条线路，长度分别为10km、8km和4km。QF1、QF2为断路器，S1～S8均为开关并同时作为检测点，Y/Y0为变压器的接线方式。架空线路的模拟参数包括正序电阻、零序电阻，取值分别为0.132Ω/km、0.378Ω/km；正序电感和零序电感分别为0.319mH/km、1.4993mH/km；正序电容和零序电容分别为3.597µF/km、1.267µF/km。模型中的k1～k3为故障点。

图1 仿真模型

2.2 仿真结果分析

2.2.1 相间短路故障协同处理效果分析

以k1处故障为例，通过检测点S1可获得相电流和相电压数据。在相电流数据中，A相为正常电流，B相为故障电流，在0.01s～0.02s的时段内，A相和B电流波形、幅值基本一致，约为0A。0.02s后，B相发生相间短路故障，其电流呈波动变化，幅值为-4500A～7800A，A相电流依然保持稳定（约为0A）。断路器QF1和观测点S1处的相电压变化趋势见表3，出口断路器B相电压约为A相电压的0.749倍，＞0.5。S1观测点靠近故障发生位置，该点B相电压约为A相电压的0.5倍。S1处配置了断路器电流Ⅱ段保护，断路器电压高于观测点电压，可有效触发继电保护，对故障完成隔离。

表3 断路器QF1和观测点S1处的B相电压

2.2.2 小电流接地故障协同处理效果分析

当配电网中发生小电流接地故障时，其上、下游的暂态零模电流会产生不同的相位方向。假设小电流接地故障发生在模型中的k1处，S1观测点位于故障点的上游，S2观测点位于故障点的下游。S1点的电流在初始阶段整体为负值，随后保持波动变化。S2点初始阶段的电流整体为正值，随后保持稳定（波形近似直线）[6]。根据上述变化趋势，可通过观测点暂态电流的波形特点判断故障点的位置。当断路器和检测点S1处均检测到正向接地故障时，由于2处的继电保护动作时限存在差异，前者为5.0s，后者为4.5s，因此配点自动化系统能够实现S1先动作，达到了选择性隔离故障区段的目的。

3 研究结果综合讨论

根据上文研究内容，继电保护与配电自动化协同处理技术的主要应用价值如下。1）通过继电保护措施，选择性地切除、隔离故障区段。此次主要针对相间短路故障和小电流接地故障提出继电保护的配置方法，并明确了保护电流的整定值，仿真结果验证了选择性故障隔离功能的有效性。2）继电保护措施触发后，利用配电自动化系统进行重合闸等操作，以恢复故障点下游非故障区段的供电。

4 结语

配电网的常见故障形式包括相间短路故障、小电流接地故障。对继电保护措施和配电自动化进行整合，可实现二者的协同工作，提高系统对故障的应对能力。本文根据故障协同处理的要求，将故障区段快速隔离和线路恢复作为目标，提出了具体的继电配置方案，对电流和动作时间进行整定，制定了非故障区段的线路恢复方案。利用仿真工具检验故障隔离效果，验证了协同处理技术的应用效果。