陳 明

（國能神福（晉江）熱電有限公司，福建 晉江 362200）

良好的可靠性是配電網(wǎng)的重要性能指標，受環(huán)境、設備老化等因素的綜合影響，配電網(wǎng)容易出現(xiàn)故障，嚴重時會造成設備、線路損毀。繼電保護措施用于切斷故障線路，保護一次設備。但其整定值不合理或保護缺乏配合，有可能導致越級動作，沒出現(xiàn)故障的區(qū)段也會被切斷供電。隨著智能電網(wǎng)的發(fā)展，使配電自動化和繼電保護高度整合并進行故障協(xié)同處理是解決上述問題的有效途徑，因此本文對此進行了探究。

1 繼電保護與配電自動化協(xié)同故障處理技術實現(xiàn)原理

常見的配電網(wǎng)故障類型包括單相對地故障、兩相對地故障、三相故障以及兩相故障。根據(jù)故障成因，可將其分為相間短路故障和小電流接地故障，下文將具體介紹針對這2類故障的繼電保護與配電自動化協(xié)同故障處理技術。

1.1 相間短路故障協(xié)同處理技術實現(xiàn)原理

1.1.1 基本思路

某配電網(wǎng)采用“電壓-時間”型饋線自動化配電技術，利用斷路器實現(xiàn)分段開關和分支開關的功能，并為斷路器配置電流繼電保護措施。當系統(tǒng)出現(xiàn)相間短路故障時，故障電流超過繼電保護措施的電流整定值，進而觸發(fā)跳閘并自動切除故障線路。如果出現(xiàn)越級跳閘，系統(tǒng)將通過重合閘為非故障區(qū)域恢復供電。在上述過程中，配電自動化技術與繼電保護相互配合，進單相接地故障協(xié)同處理。

1.1.2 主要斷路器的保護配置和整定

1.1.2.1 變電站出口斷路器保護配置

對變電站出口斷路器采取的保護措施為三段式電流保護和二次重合閘，具體配置方案如下。

三段式電流保護分為電流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保護。在電流I段保護中，按照躲過線路末端最大短路電流設計整定值，如果該線路中存在配電變壓器，整定值有可能偏低，導致保護越級動作[1]。為了實現(xiàn)繼電保護和配電自動化協(xié)同，出口斷路器的I段保護電流定值應該配合主變二次側Ⅱ段保護電流定值。當變壓器出口發(fā)生三相短路故障時，將相應的額定短路電流記為Ik.s.N。如果母線發(fā)生兩相短路故障，該故障對應的短路電流為母線上的最小短路電流，記為Ik.s.min。Ik.s.min和Ik.s.N間的關系應滿足公式（1）。

為主變二次側Ⅱ段保護電流定值，將保護動作的靈敏系數(shù)設置為1.5，則整定值應符合公式（2）。

在繼電保護和配電自動化的協(xié)同配合中，變壓器出口電流I段保護應為的10/11倍。因此，變電站出口斷路器的電流I段保護整定值IIset.1的計算結果為公式（3）。

在實際工作中，為了便于管理，需要統(tǒng)一所有配電線路的I段保護電流整定值。以10kV配電線路為例，發(fā)生相間短路故障時，主變出口額定短路電流為15kA，即Ik.s.N約為15kA，則的整定結果約為0.53×15=7.95kA。工程實踐中將I段保護電流整定值設置為7kA。配電自動化系統(tǒng)檢測短路電流，一旦發(fā)現(xiàn)超過整定值，即自動觸發(fā)保護動作[2]。

對變電站出口斷路器電流Ⅱ段保護的整定要求為躲過下級配電變壓器二次最大短路電流和線路冷啟動電流。在實際工作中將其整定值統(tǒng)一取為3kA，該段保護動作的時限設置為0.6s，該保護動作需要配合下游保護。

對于變電站出口斷路器的電流Ⅲ段保護，應按照躲過最大負荷電流進行整定。在實際工作中，將該段的電流整定值設置為1.2kA，相應的保護動作時限設置為1.8s。

二次重合閘是變電站出口斷路器保護配置的重要技術措施。當配電網(wǎng)發(fā)生相間短路故障后觸發(fā)保護動作，先進行一次重合閘，此時故障通常會自動消除，再進行二次重合閘，即可恢復供電。

1.1.2.2 分段斷路器保護配置

配電網(wǎng)主干線路較長，當任意一段主干線路出現(xiàn)故障時，有可能引起全線停電。為了保證非故障段的正常供電，需要為分段斷路器設置繼電保護，具體措施為兩段電流保護和一次重合閘。在電力工程實踐中，為了簡化繼電保護系統(tǒng)、提高可靠性，可利用“電壓-時間”型饋線自動化系統(tǒng)隔離發(fā)生故障的主干線路，以代替分段斷路器的保護配置，實現(xiàn)原理與保護配置相同[3]。根據(jù)保護配置的原理，分段斷路器的繼電保護分為電流Ⅱ、Ⅲ段保護。

在電流Ⅱ段保護中，將動作時限設置為0.6m，并且該保護動作需要配合下游分支線與分界開關。在工程實踐中，隨著線路的延長，采用遞減方式確定各分段斷路器的Ⅱ段保護電流定值。第一個分段斷路器設置為2kA，第二個和第三個分別為1.2kA、0.8kA。

在電流Ⅲ段保護中，整定要求為躲過最大負荷電流，按照0.2s的級差設置動作時限。將變壓器出口斷路器的電流Ⅲ段保護定值作為基礎，分段斷路器的整定值在這一基礎上依次按照30%進行遞減[4]。

當系統(tǒng)出現(xiàn)故障時，分段斷路器可以迅速切斷電流，防止故障擴大。故障排除后，分段斷路器需要進行重合閘以恢復供電。要想設置分段斷路器的重合閘動作，需要引入一個關鍵參數(shù)——動作時限。在本次研究中，相關工作人員根據(jù)電力系統(tǒng)的實際情況，將動作時限設為1.0s，以確保在故障發(fā)生后分段斷路器能夠迅速合閘，恢復供電。

1.1.3 相間短路保護配置整體方案

對于一個典型的放射式三分段線路相間短路故障，按照10kV的電壓等級，配電網(wǎng)各級斷路器的繼電保護配置和整定結果見表1。

表1 相間短路保護配置方案和整定結果

1.1.4 相間短路故障點下游非故障區(qū)供電恢復方案

當繼電保護發(fā)揮作用后，故障點下游的非故障區(qū)域應盡快恢復電力供應。此時主要通過配電自動化系統(tǒng)控制跳閘和重合閘來實現(xiàn)自動恢復。在一個典型的單聯(lián)絡環(huán)網(wǎng)線路中，假設該線路前、后端分別連接A變電站母線和B變電站母線，線路上設置有2個斷路器和5個開關。斷路器QF1位于A變電站母線端，斷路器QF2位于B變電站母線端，Q1、Q2、Q3、Q4和Q5均為開關，位于QF1和QF2間的線路，并按照順序依次布置，其中Q3為常開的聯(lián)絡開關。QF1和Q1間發(fā)生永久性故障k1，Q1和Q2間發(fā)生永久性故障k2，Q2和Q3間發(fā)生永久性故障k3。

當k1故障發(fā)生后，電力系統(tǒng)中的斷路器繼電保護裝置立即工作。保護裝置在檢測到故障信號后，觸發(fā)跳閘動作，將故障部位從系統(tǒng)中隔離，防止故障擴散到其他區(qū)域。在故障切除過程中，Q3開關發(fā)揮了重要作用。當Q3開關檢測到單側失壓故障時，會自動進行合閘，嘗試恢復供電。但是在繼電器合閘前，Q1和Q2開關檢測到k1故障引發(fā)的過電流即跳閘，因此Q1和Q2開關的跳閘操作起到了保障供電安全的作用。在故障處理過程中，Q2和Q1開關分別執(zhí)行重合閘和延時重合閘操作，延時重合閘是為了防止故障再次發(fā)生，在一定時間內(nèi)延遲合閘操作。這2種操作方式各有側重，共同保障電力系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定運行。

1.2 小電流接地故障協(xié)同處理技術

1.2.1 基本思路

根據(jù)國內(nèi)、國外的實踐經(jīng)驗，對于小電流接地故障、永久性單相接地故障，現(xiàn)階段最常用的處理方法是就近快速隔離，相應的隔離措施為自動跳閘。根據(jù)暫態(tài)原理為小電流接地故障配置方向保護，保護配置針對出口斷路器、分段斷路器、分支斷路器以及分界斷路器，各級自動跳閘的動作時限應相互配合，因此采取階梯式動作[4]。如果成功隔離小電流接地故障點，則聯(lián)絡開關進行自動重合閘以恢復供電。

1.2.2 小電流接地故障的保護配置與整定

1.2.2.1 配電系統(tǒng)故障模型

針對變電站出口斷路器和線路上的分段、分支、分界開關，將暫態(tài)方向保護措施設置在配電終端，當繼電系統(tǒng)檢測到接地故障的方向時，保護措施進行延時動作。在故障模型中，QFA和QFB為斷路器，F(xiàn)TU為配電開關的監(jiān)控終端，Q1’、Q2’、Q3’、Q4’和Q5’均為開關，k1’～k3’為線路上的小電流接地故障點，R’為斷路器通電回路電阻值。FTU數(shù)量為5個，分別用于監(jiān)控Q1’～Q5’。線路為單聯(lián)絡環(huán)網(wǎng)，故障點k1’位于QFA和Q1’間，故障點k2’位于Q1’和Q2’間，故障點k3’位于Q2’和Q3’間，并且Q3’為常開的聯(lián)絡開關。

1.2.2.2 針對小電流接地故障的保護配置方案

針對小電流接地故障，設計2種繼電保護措施，分別為普通零序過電流保護和高靈敏度零序過電流保護，各級斷路器的保護電流整定值和動作時限見表2。

表2 小電流接地系統(tǒng)單相接地保護配置方案

1.2.3 小電流接地故障點下游非故障區(qū)供電恢復方案

在1.2.2節(jié)建立的故障模型中，當k1’永久故障發(fā)生后，觸發(fā)斷路器QFA的繼電保護動作，數(shù)秒后切除故障區(qū)域。此時，常開聯(lián)絡開關Q3’檢測到一側失壓，進而自動合閘[5]。由于k1’觸發(fā)的繼電保護措施切除了故障，因此開關Q1’、Q2’失電，相應的繼電保護措施通過跳閘切除故障，然后由Q2’先進行重合閘操作，1s后Q1’再進行重合閘操作，故障點下游的線路即恢復到正常供電狀態(tài)。

2 繼電保護與配電自動化協(xié)同故障處理技術仿真分析

2.1 仿真模型搭建

本文利用ATP軟件搭建如圖1所示的仿真模型，對上文建立的故障協(xié)同處理技術進行模擬分析。模型變電站電壓等級為110/10kV，設計了3條線路，長度分別為10km、8km和4km。QF1、QF2為斷路器，S1～S8均為開關并同時作為檢測點，Y/Y0為變壓器的接線方式。架空線路的模擬參數(shù)包括正序電阻、零序電阻，取值分別為0.132Ω/km、0.378Ω/km；正序電感和零序電感分別為0.319mH/km、1.4993mH/km；正序電容和零序電容分別為3.597μF/km、1.267μF/km。模型中的k1～k3為故障點。

圖1 仿真模型

2.2 仿真結果分析

2.2.1 相間短路故障協(xié)同處理效果分析

以k1處故障為例，通過檢測點S1可獲得相電流和相電壓數(shù)據(jù)。在相電流數(shù)據(jù)中，A相為正常電流，B相為故障電流，在0.01s～0.02s的時段內(nèi)，A相和B電流波形、幅值基本一致，約為0A。0.02s后，B相發(fā)生相間短路故障，其電流呈波動變化，幅值為-4500A～7800A，A相電流依然保持穩(wěn)定（約為0A）。斷路器QF1和觀測點S1處的相電壓變化趨勢見表3，出口斷路器B相電壓約為A相電壓的0.749倍，＞0.5。S1觀測點靠近故障發(fā)生位置，該點B相電壓約為A相電壓的0.5倍。S1處配置了斷路器電流Ⅱ段保護，斷路器電壓高于觀測點電壓，可有效觸發(fā)繼電保護，對故障完成隔離。

表3 斷路器QF1和觀測點S1處的B相電壓

2.2.2 小電流接地故障協(xié)同處理效果分析

當配電網(wǎng)中發(fā)生小電流接地故障時，其上、下游的暫態(tài)零模電流會產(chǎn)生不同的相位方向。假設小電流接地故障發(fā)生在模型中的k1處，S1觀測點位于故障點的上游，S2觀測點位于故障點的下游。S1點的電流在初始階段整體為負值，隨后保持波動變化。S2點初始階段的電流整體為正值，隨后保持穩(wěn)定（波形近似直線）[6]。根據(jù)上述變化趨勢，可通過觀測點暫態(tài)電流的波形特點判斷故障點的位置。當斷路器和檢測點S1處均檢測到正向接地故障時，由于2處的繼電保護動作時限存在差異，前者為5.0s，后者為4.5s，因此配點自動化系統(tǒng)能夠實現(xiàn)S1先動作，達到了選擇性隔離故障區(qū)段的目的。

3 研究結果綜合討論

根據(jù)上文研究內(nèi)容，繼電保護與配電自動化協(xié)同處理技術的主要應用價值如下。1）通過繼電保護措施，選擇性地切除、隔離故障區(qū)段。此次主要針對相間短路故障和小電流接地故障提出繼電保護的配置方法，并明確了保護電流的整定值，仿真結果驗證了選擇性故障隔離功能的有效性。2）繼電保護措施觸發(fā)后，利用配電自動化系統(tǒng)進行重合閘等操作，以恢復故障點下游非故障區(qū)段的供電。

4 結語

配電網(wǎng)的常見故障形式包括相間短路故障、小電流接地故障。對繼電保護措施和配電自動化進行整合，可實現(xiàn)二者的協(xié)同工作，提高系統(tǒng)對故障的應對能力。本文根據(jù)故障協(xié)同處理的要求，將故障區(qū)段快速隔離和線路恢復作為目標，提出了具體的繼電配置方案，對電流和動作時間進行整定，制定了非故障區(qū)段的線路恢復方案。利用仿真工具檢驗故障隔離效果，驗證了協(xié)同處理技術的應用效果。