柴慶發(fā)，叢 偉，李文升，魏 振，徐丙垠，張海臺

（1.山東大學(xué)電氣工程學(xué)院，濟(jì)南 250061；2.國網(wǎng)青島供電公司，青島 266002；3.山東科匯電力自動化有限公司，淄博 255000）

配電網(wǎng)與用戶直接相連，是電網(wǎng)供電可靠性和電能質(zhì)量的最終體現(xiàn)。故障是影響配電網(wǎng)供電可靠性的主要因素[1-3]，統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2018年全國用戶平均停電時間為15.26 h，其中故障原因占35%左右[4]。此外，2018年我國觸電死亡人數(shù)高達(dá)8 000人，其中85%發(fā)生在配網(wǎng)內(nèi)，而同期美國觸電死亡人數(shù)400人左右，可見，我國配電網(wǎng)保護(hù)還有很大的提升空間。

配電網(wǎng)以輻射狀結(jié)構(gòu)為主，雖然近年來分布式電源DG（distributed generation）或微網(wǎng)MG（microgrid）接入配電網(wǎng)的數(shù)量在不斷增加[5]，但DG或MG的容量與配電網(wǎng)相比小很多，不改變配電網(wǎng)輻射狀的整體結(jié)構(gòu)，因此當(dāng)前配電網(wǎng)仍廣泛采用階段式過流保護(hù)，存在以下主要問題[6-10]：①配電網(wǎng)的主要任務(wù)是安全可靠供電，應(yīng)以保護(hù)配電網(wǎng)設(shè)備、保障供電可靠性、避免人身觸電傷害為保護(hù)配置和功能設(shè)置重點；②隨著配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的復(fù)雜化和運行方式的多樣化，過流保護(hù)定值整定、配合的問題日益突出；③配電網(wǎng)保護(hù)仍以快速切除故障為主要任務(wù)，故障隔離、供電恢復(fù)等功能需要依靠配網(wǎng)自動化系統(tǒng)完成[11]，整個過程所需時間較長；④配電線路大多只在出線處配置斷路器和保護(hù)，故障發(fā)生后停電范圍大，不僅影響供電可靠性，也給故障隔離和供電恢復(fù)帶來較多困難。

在配電網(wǎng)保護(hù)配置和整定等問題的研究方面，文獻(xiàn)[12]總結(jié)了配電網(wǎng)保護(hù)配置方案面臨的問題，分析對比了各種方案的優(yōu)劣；文獻(xiàn)[13]提出了自適應(yīng)過流保護(hù)原理以提高速斷保護(hù)的性能，但后備保護(hù)仍存在較大的動作延時；文獻(xiàn)[14]為消除數(shù)據(jù)鏈路中采樣值的延時誤差，提出一種基于突變量的保護(hù)數(shù)據(jù)自愈同步算法；文獻(xiàn)[15]提出了一種配電網(wǎng)分支線保護(hù)的方法，但缺乏配電網(wǎng)整體保護(hù)方法的研究；文獻(xiàn)[16]提出了基于Multi-Agent的智能配電網(wǎng)保護(hù)和控制方法；文獻(xiàn)[17]提出了一種基于多端信息的配電網(wǎng)保護(hù)方法，上述方法雖然能在一定程度上提高保護(hù)性能，但在保護(hù)配置的經(jīng)濟(jì)性、現(xiàn)場推廣應(yīng)用的可行性等方面還存在諸多挑戰(zhàn)。文獻(xiàn)[18]將保護(hù)定值整定轉(zhuǎn)化為非線性規(guī)劃問題；文獻(xiàn)[19]面向城市配電線路，提出了一種利用級差配合的繼電保護(hù)配合方案；文獻(xiàn)[20]提出了級差配合繼電保護(hù)的延時級差配置方法；文獻(xiàn)[21]提出了4種時間級差與三段式保護(hù)的配合模式。上述方法的整定計算過程和保護(hù)的配置方案仍然比較復(fù)雜，方法的通用性還有待檢驗。

本文從提高配電網(wǎng)保護(hù)動作選擇性、降低整定計算復(fù)雜性、提高供電可靠性等角度出發(fā)，提出了一種高可靠性保護(hù)的配置方案，包括開關(guān)和保護(hù)配置方法、保護(hù)整定計算方法和保護(hù)動作配合方法，能夠?qū)崿F(xiàn)快速、有選擇地隔離故障，并獨立完成非故障停電區(qū)域的供電恢復(fù)。該方案無需通信，故障隔離速度更快，停電范圍更小，供電恢復(fù)速度也更快，便于整定和配合，具有良好的適應(yīng)性和經(jīng)濟(jì)性，適合在配電網(wǎng)中推廣應(yīng)用。

1 配電網(wǎng)高可靠性繼電保護(hù)配置方案

要提高供電可靠性，必須從開關(guān)配置和保護(hù)配置兩方面入手。將出線開關(guān)、分段開關(guān)、分支開關(guān)等全部替換為斷路器，保護(hù)裝置和斷路器一一對應(yīng)。仍采用階段式過流保護(hù)原理，但采用新的整定配合原則，并具備重合閘功能，典型的保護(hù)配置方案如圖1所示。圖中，QF為出線開關(guān)，對應(yīng)保護(hù)1；Q1和Q2為分段開關(guān)，對應(yīng)保護(hù)2和3；Q3～Q5為分支開關(guān)，對應(yīng)保護(hù)4～6；Q6～Q8為分界開關(guān)，對應(yīng)保護(hù)7～9。

圖1 配電網(wǎng)高可靠性保護(hù)配置方案示意Fig.1 Schematic of highly-reliable protection configuration scheme for distribution network

采用斷路器在理想情況下可以一次性在最小范圍內(nèi)隔離故障，有利于提高供電可靠性。即使出現(xiàn)個別越級跳閘，相比傳統(tǒng)故障隔離方式，跳閘范圍和停電區(qū)域也會大大縮小。目前配電網(wǎng)斷路器生產(chǎn)制造成本大幅降低，與提高供電可靠性帶來的經(jīng)濟(jì)和社會效益相比，更換斷路器完全可以接受。此外，在FTU和就地化保護(hù)制造、運維技術(shù)不斷提升的前提下，保護(hù)的戶外安裝和運行也是完全可行的。

2 高可靠性保護(hù)整定方法

本文將配電網(wǎng)開關(guān)分為出線開關(guān)、主干線分段開關(guān)、分支開關(guān)和用戶分界開關(guān)4種類型，相應(yīng)的保護(hù)整定方法也分4種情況分別討論。

2.1 出線開關(guān)保護(hù)整定方法

出線開關(guān)保護(hù)的主要功能是當(dāng)發(fā)生線路出口或近距離故障時快速跳開出線開關(guān)，防止過大的短路電流危及變壓器安全，同時避免出現(xiàn)較為嚴(yán)重的電壓暫降[22]。出線開關(guān)動作會影響整條線路供電，當(dāng)非近距離故障時不能輕易跳出線開關(guān)。此外，出線開關(guān)保護(hù)還應(yīng)具備近、遠(yuǎn)后備保護(hù)功能。

1）過流Ⅰ段保護(hù)

整定原則：快速反應(yīng)近距離故障，當(dāng)發(fā)生第2級分段開關(guān)下游故障時不越級跳閘?？砂凑张c主變二次側(cè)過流Ⅱ段保護(hù)定值配合的原則確定出線過流Ⅰ段保護(hù)定值。

DG或MG的接入一般不會影響過流Ⅰ段保護(hù)，因為本文Ⅰ段主要考慮母線出口故障，DG一般不會從變電站母線接入，即使有DG接入，相當(dāng)于增加了系統(tǒng)電源容量，有助于提高Ⅰ段保護(hù)的靈敏度。

與傳統(tǒng)過流Ⅰ段定值相比，本文過流Ⅰ段定值會有所提高，可避免線路下游故障頻繁跳出線開關(guān)。

短路電流隨故障距離的增加快速下降，在距變電站1 km時，短路電流就大致下降到母線處短路電流的一半，主變壓器繞組中產(chǎn)生的熱量和電動力與電流的平方成正比，發(fā)熱與電動力會下降到25%左右，不會對變壓器產(chǎn)生實質(zhì)性危害。根據(jù)SEMI F47標(biāo)準(zhǔn)[23]：用電設(shè)備在0.05～0.20 s內(nèi)允許的母線電壓暫降幅度為50%，過流Ⅰ段保護(hù)切除故障的時間一般不會超過0.20 s，能夠滿足電壓暫降限值的要求。

2）過流Ⅱ段保護(hù)

出線開關(guān)過流Ⅱ段保護(hù)需要為過流Ⅰ段提供后備，還要保護(hù)線路全長。當(dāng)線路較長時Ⅱ段動作定值可能較低，需要考慮線路冷起動電流[24]以及下級配電變壓器二次側(cè)最大短路電流的影響。

過流Ⅱ段定值應(yīng)確保本線路末端發(fā)生相間短路（短路電流為Ik.m）時靈敏系數(shù)不低于1.3，即

冷啟動電流峰值最大會達(dá)到最大負(fù)荷電流IL.max的5倍[24]，故過流Ⅱ段保護(hù)定值不應(yīng)低于6倍的 IL.max，即

此外，過流Ⅱ段保護(hù)區(qū)應(yīng)延伸到下級配電變壓器過流保護(hù)的Ⅰ段保護(hù)區(qū)內(nèi)。配電變壓器二次側(cè)最大短路電流一般不超過其額定電流Im.R的20倍[25]，因此，過流Ⅱ段保護(hù)定值不應(yīng)低于本線路容量最大配電變壓器額定電流的20倍，即

DG和MG接入后可能會降低出口開關(guān)處過流Ⅱ段保護(hù)的靈敏度，此外配電網(wǎng)分支眾多，上述原則仍無法避免特殊情況下過流Ⅱ段無法可靠保護(hù)線路全長，此時可由過流Ⅲ段保護(hù)切除故障。

3）過流Ⅲ段保護(hù)

Ⅲ段保護(hù)既要與下級分支線或配電變壓器配合，又要與上級主變二次側(cè)過流Ⅲ段保護(hù)配合。為保證動作選擇性，過流Ⅲ段保護(hù)的配合需要設(shè)置合理的時間級差，建議采用0.2～0.5 s的時間級差。

上述整定過程中，過流Ⅰ段主要考慮變壓器的出口短路電流，且考慮了足夠的靈敏度系數(shù)，相當(dāng)于考慮了系統(tǒng)運行方式和故障類型的影響。過流Ⅱ段的整定考慮了故障類型的影響，但沒有計及系統(tǒng)運行方式的變化，這樣的好處是可以是整定得到簡化，但有可能存在某些故障條件下靈敏度不足的問題，此時可由過流Ⅲ段動作切除故障，因為過流Ⅲ段是以負(fù)荷電流為整定基準(zhǔn)，能夠確保各種故障條件下具有足夠的靈敏度。

4）重合閘

出口開關(guān)按配備兩次重合閘考慮，第1次重合閘為提高瞬時性故障下的供電可靠性，第2次重合閘應(yīng)對出線開關(guān)可能存在的越級跳閘問題。第2次重合閘不是必須環(huán)節(jié)，當(dāng)出線保護(hù)Ⅰ段范圍內(nèi)無分支、或允許一定的越級跳閘時，可不設(shè)二次重合閘。

2.2 分段開關(guān)保護(hù)

將分段負(fù)荷開關(guān)更換為斷路器并配備過流保護(hù)，與出線開關(guān)處的過流保護(hù)配合，既能提高故障檢測的靈敏度和快速性，還能提高保護(hù)的選擇性。

分段開關(guān)下游故障時短路電流水平較低，對變壓器的危害也相對較低，允許帶一定延時隔離故障。為簡化保護(hù)配合、減少越級跳閘現(xiàn)象，分段開關(guān)處只需配置過流Ⅱ段、Ⅲ段保護(hù)以及單次重合閘功能。

1）過流Ⅱ段保護(hù)

分段開關(guān)處過流Ⅱ段保護(hù)整定原則與出線開關(guān)處Ⅱ段保護(hù)類似。配電變壓器容量通常不會很大，故過流Ⅱ段保護(hù)定值可以只考慮躲過下游線路冷起動電流。如果出現(xiàn)靈敏度不足的特殊情況，可由靈敏度更高的過流Ⅲ段保護(hù)動作隔離故障；如果因為DG或MG的助增作用導(dǎo)致保護(hù)越級跳閘，可由自動重合閘進(jìn)行糾正。

還可對Ⅱ段保護(hù)整定做進(jìn)一步簡化。以出線開關(guān)過流Ⅱ段定值為基礎(chǔ)，按與距離成反比的規(guī)律依次遞減，例如第1級分段開關(guān)過流Ⅱ定值取為出線開關(guān)過流Ⅱ段定值的（0.7～0.8）倍，下游開關(guān)以此類推，可快速完成定值整定。因分段開關(guān)下游故障時短路電流較小，過流Ⅱ段保護(hù)的動作時限可設(shè)為固定的0.6 s，以滿足分段開關(guān)、下游分支線路、分支線配電變壓器三級保護(hù)之間動作時限配合的要求。

2）過流Ⅲ段保護(hù)

Ⅲ段定值可取為分段開關(guān)下游的最大負(fù)荷電流的（3～4）倍。在實際工程中可以出線過流Ⅲ段定值為基礎(chǔ)，按距離遠(yuǎn)近與分段數(shù)依次降低的原則整定，例如本級開關(guān)Ⅲ段定值取為上級開關(guān)Ⅲ段定值的0.7倍，快速完成整定。Ⅲ段時限按階梯時限原則整定，比出口或上級分段開關(guān)小一個時間級差。

3）重合閘

出線開關(guān)采用后加速保護(hù)方案時，分段開關(guān)配置自動重合閘，且只需配置一次重合閘即可隔離永久性故障。通過與出線開關(guān)重合閘的配合解決越級跳閘問題。在重合閘方式上，根據(jù)需要可以設(shè)置快速重合閘、檢無壓重合閘和檢同期重合閘等。

2.3 分支開關(guān)保護(hù)

分支開關(guān)保護(hù)的作用、配置方式和整定原則與分段開關(guān)類似，此處只做簡單描述。

1）過流Ⅱ段保護(hù)

過流Ⅱ段保護(hù)與上級出線開關(guān)或分段開關(guān)的過流Ⅱ段保護(hù)配合，動作定值直接設(shè)為上級過流Ⅱ段保護(hù)定值的0.9倍，動作時限的配合比上級過流Ⅱ段保護(hù)低一個時間級差，以保證分支線路故障時保護(hù)動作的選擇性。對于DG或MG分支，需考慮與防孤島保護(hù)配合，本文不再贅述。

2）過流Ⅲ段保護(hù)

Ⅲ段保護(hù)定值仍然按照躲過分支線路冷起動電流的原則整定，定值為（2.5～4.0）倍的分支線路最大負(fù)荷電流，一般統(tǒng)一選擇400 A就能滿足要求，動作時限比上游Ⅲ段保護(hù)動作時限低一個時間級差，比下游配電變壓器Ⅲ段保護(hù)大一個時間級差。

對于重合閘而言，可配置一次重合閘，作用和過程與分段開關(guān)處的重合閘類似。

2.4 分界開關(guān)保護(hù)

配置分界開關(guān)保護(hù)可防止用戶側(cè)故障造成電網(wǎng)側(cè)開關(guān)越級跳閘，是提高供電可靠性的重要措施之一。分界開關(guān)配置兩段電流保護(hù)和一次重合閘，與第2.3節(jié)類似。由于分界開關(guān)一般是末端開關(guān)，不存在延時配合的問題，因此分界開關(guān)保護(hù)動作時限可設(shè)為0.2 s。過流Ⅲ段保護(hù)延時可統(tǒng)一設(shè)為1.0 s。

3 高可靠性保護(hù)動作特性分析

圖2為某實際10 kV架空配電網(wǎng)的局部結(jié)構(gòu)，基于本文提出的保護(hù)配置和整定原則，對應(yīng)的各保護(hù)動作延時整定情況如圖2所示。

圖2 某配電網(wǎng)線路保護(hù)配置示意Fig.2 Schematic of line protection configuration of one distribution network

該條出線包含：1個出線開關(guān)QF（對應(yīng)保護(hù)1），設(shè)置3段過流保護(hù)和二次重合閘；3個分段開關(guān)Q1～Q3（對應(yīng)保護(hù)2～4）和1個聯(lián)絡(luò)開關(guān)Q4（對應(yīng)保護(hù)L），8個分支開關(guān)Q5～Q12（對應(yīng)保護(hù)5～12）和8個分界開關(guān)QF1～QF8（對應(yīng)保護(hù) f1～f8），均設(shè)置過流Ⅱ、Ⅲ段保護(hù)和一次重合閘；1個聯(lián)絡(luò)開關(guān)（對應(yīng)保護(hù)L）。開關(guān)和開關(guān)下接入了容量共計為5 MW的DG。

3.1 出線保護(hù)I段范圍內(nèi)故障

根據(jù)前述出線開關(guān)過流I段整定原則，可以推算出Ⅰ段保護(hù)范圍基本不超過從母線起1.0～1.5 km的范圍，如圖中虛線所示。出口處發(fā)生故障（例如F1）時，過流保護(hù)Ⅰ段可無延時切除故障，并通過重合閘確保瞬時故障時的供電可靠性。

如果Ⅰ段保護(hù)區(qū)內(nèi)有分支，當(dāng)分支出口（如F5點）故障時保護(hù)1的Ⅰ段也會動作，QF越級跳閘。保護(hù)1會重合閘，如果是永久性故障，保護(hù)1加速跳閘，分支開關(guān)Q5在失壓上電后檢測到故障電流會加速跳閘隔離故障，然后保護(hù)1二次重合閘成功，糾正了QF的越級跳閘，主干線恢復(fù)供電。

3.2 分段開關(guān)之間故障

設(shè)故障發(fā)生在F3，正常應(yīng)由保護(hù)2的Ⅱ段動作，跳開分段開關(guān)Q1隔離故障，采用重合閘區(qū)分瞬時性和永久性故障。某些情況下可能出現(xiàn)保護(hù)1和保護(hù)2的過流Ⅱ段均動作、QF和Q1同時跳閘的情況。此時QF先重合閘，Q1有壓后再重合閘，如果故障仍然存在，保護(hù)2加速跳開Q1后閉鎖重合閘，Q1與QF之間線路恢復(fù)供電，供電可靠性可得到保證。

3.3 分支線路及分界開關(guān)下游故障

以分支線路⑦上的故障F6為例，正常應(yīng)由保護(hù)7的Ⅱ段或Ⅲ段跳開Q7隔離故障。如果Q7與上游分段開關(guān)Q1同時動作，可由重合閘糾正越級跳閘，不會導(dǎo)致停電范圍擴大。

3.4 非故障區(qū)段的供電恢復(fù)過程

永久性故障隔離后，借助聯(lián)絡(luò)開關(guān)快速恢復(fù)故障點下游非故障區(qū)域的供電，是提高供電可靠性的重要手段。聯(lián)絡(luò)開關(guān)配置過流Ⅱ段保護(hù)，動作定值與相鄰分段開關(guān)的保護(hù)配合。聯(lián)絡(luò)開關(guān)檢測到一側(cè)失壓后合閘，如合閘于故障，Ⅱ段保護(hù)快速跳閘。以圖3（圖2的簡圖）所示的單聯(lián)絡(luò)環(huán)網(wǎng)為例，分析故障點下游非故障區(qū)段供電恢復(fù)方案。

圖3 單聯(lián)絡(luò)環(huán)網(wǎng)線路的供電恢復(fù)示意Fig.3 Schematic of power restoration for single contact ring network line

當(dāng)F1永久性故障時，QF跳閘切除故障，聯(lián)絡(luò)開關(guān)Q4在檢測到一側(cè)失壓后合閘，此時分段開關(guān)Q1、Q2處的保護(hù)因失電后檢測到過流加速跳閘。此后Q2先啟動有壓重合閘，Q1后續(xù)啟動有壓重合閘，但Q1重合于故障后加速跳閘并閉鎖重合閘，Q1下游線路便完成了供電恢復(fù)。

在整個恢復(fù)供電過程中，聯(lián)絡(luò)開關(guān)與備供電源之間的保護(hù)不會動作，故不影響這段線路上的負(fù)荷供電。此外，供電恢復(fù)完全由保護(hù)和重合閘功能配合完成，無需通信系統(tǒng)，也無需自動化系統(tǒng)，具有可靠性高、適應(yīng)性好、便于實現(xiàn)等優(yōu)點。

4 算例分析

使用PSCAD搭建如圖2所示的系統(tǒng)，主要參數(shù)設(shè)置如下：變壓器Uk%=10.5%，負(fù)載損耗133 kW；線路總長度10 km，每2.5 km設(shè)置一臺分段斷路器，線路阻抗，xl=0.17+j0.33 Ω/km線路末端最小短路電流1.2 kA，最大負(fù)荷電流500 A，每條分支線路長2 km，最大負(fù)荷150 A；配電變壓器額定容量2 MV·A，額定電流145 A；每處的分布式電源總?cè)萘繛? MW。

4.1 保護(hù)定值確定與校驗

1）出線開關(guān)過流保護(hù)定值

通過系統(tǒng)阻抗和變壓器阻抗參數(shù)，可得變壓器二次側(cè)三相短路電流約為15.7 kA，根據(jù)式（3）并考慮一定的裕度，出線開關(guān)Ⅰ段保護(hù)定值設(shè)置為7 kA（一次側(cè)值）。在變壓器參數(shù)變化不大的情況下，該定值具有一定的普遍性，從而實現(xiàn)過流Ⅰ段保護(hù)定值的免計算。

根據(jù)I段定值，可以推算出Ⅰ段的最大保護(hù)范圍離為1.36 km，兩相短路時的保護(hù)范圍為1.03 km，能夠滿足快速保護(hù)出口近距離故障的要求。

出線開關(guān)過流Ⅱ段保護(hù)定值根據(jù)式（4）、式（6）及系統(tǒng)參數(shù)計算得到，計算結(jié)果分別為1.57 kA、3.0 kA、2.9 kA，取最大值3.0 kA，動作時限為0.6 s。由過流Ⅱ段保護(hù)的整定原則與式（4）可知，靈敏系數(shù)滿足要求。出線開關(guān)過流Ⅲ段保護(hù)定值設(shè)置為1.2 kA，動作時限設(shè)置為1.8 s。對其遠(yuǎn)后備靈敏度進(jìn)行校驗，靈敏系數(shù)2.02，滿足靈敏度要求。

2）分段開關(guān)過流保護(hù)定值

過流Ⅱ段定值按照與距離成反比的規(guī)律依次遞減30%，分別為2.10 kA、1.30 kA、1.05 kA，其動作時限固定為0.6 s。對其靈敏度進(jìn)行校驗，計算得靈敏度系數(shù)分別為1.14、1.15、1.26，可基本滿足靈敏度要求。如遇靈敏度不足的特殊情況，可由過流Ⅲ段將故障切除。

過流Ⅲ段定值同樣按與出口開關(guān)距離成反比的原則配置，分別為1.0 kA、0.8 kA、0.6 kA，動作時限較上級小一個級差，分別為1.6 s、1.4 s、1.2 s。當(dāng)過流Ⅲ段作為近后備保護(hù)時，各靈敏度計算為2.40、2.13、2.17，滿足要求；當(dāng)作為遠(yuǎn)后備保護(hù)時，靈敏系數(shù)計算為1.70、1.63、1.82，滿足要求。

3）分支開關(guān)過流保護(hù)定值

分支開關(guān)過流Ⅱ段保護(hù)定值取本段線路過流Ⅱ段保護(hù)定值的0.9倍，分別為2.7 kA、1.9 kA、1.2 kA、1.0 kA，動作時限為0.4 s。分支線⑤位于出口斷路器附近，分支線出口故障可能導(dǎo)致出口斷路器越級跳閘，由重合閘配合隔離故障。

對于負(fù)荷電流為150 A的線路，過流Ⅲ段保護(hù)定值可取400 A，其動作延時不低于1.0 s，分別為1.6 s、1.4 s、1.2 s、1.0 s。

4）分界開關(guān)過流保護(hù)定值的確定

過流Ⅱ段保護(hù)定值分別為2.4 kA、1.7 kA、1.1 kA、0.9 kA。末端段開關(guān)不存在與下游保護(hù)配合的問題，動作時限可設(shè)為較短的0.2 s。過流Ⅲ保護(hù)動作定值可設(shè)置為300 A，動作時限統(tǒng)一選為1.0 s。

4.2 保護(hù)動作分析

F1～F7處不同位置發(fā)生故障時，短路電流及保護(hù)動作情況如表1所示。

表1 不同故障點保護(hù)動作情況Tab.1 Protection action at different fault points

結(jié)果表明：

（1）出口故障可由出線開關(guān)Ⅰ段保護(hù)快速切除，有效保護(hù)了變壓器免受較大短路電流的沖擊；

（2）F3處故障時會導(dǎo)致QF越級跳閘，由于DG的影響，F(xiàn)4處故障也可能導(dǎo)致上級開關(guān)越級跳閘，但一般情況下只會越一級，不會導(dǎo)致大范圍的停電。此外，可借助重合閘糾正越級跳閘，完成有選擇的故障隔離；

（3）分支線路出口（如F6）短路時，短路電流可能會超過上級相鄰分段開關(guān)（如Q1）的過流Ⅱ段定值，但分支開關(guān)處過流保護(hù)7的動作延時較過流保護(hù)2小一個時間級差，不會發(fā)生越級跳閘。分界開關(guān)保護(hù)動作情況與之類似。

4.3 供電可靠性對比

以圖2所示的典型配電線路為例，分析各種故障下本文所提保護(hù)方案與現(xiàn)有保護(hù)及自動化方案對停電時戶數(shù)和次數(shù)的影響。

4.3.1 與傳統(tǒng)保護(hù)配置方案的技術(shù)對比

我國架空配電線路保護(hù)的配置主要有二級保護(hù)、三級保護(hù)與中間分段斷路器保護(hù)3種情況[26]，大多只在出線處配置斷路器和保護(hù)，故障的準(zhǔn)確隔離和非故障停電區(qū)域供電恢復(fù)需要依靠配網(wǎng)自動化系統(tǒng)。設(shè)出線開關(guān)處配置三段式過流保護(hù)，其保護(hù)定值及校驗如表2所示。

表2 傳統(tǒng)保護(hù)方案出線開關(guān)的保護(hù)定值與校驗Tab.2 Protection setting and verification of outlet switch under the traditional protection scheme

以圖2中F4、F5、F7處發(fā)生短路故障為例，對比本文保護(hù)方案與傳統(tǒng)保護(hù)方案情況，如表3所示。

表3 同一故障位置處不同保護(hù)方案的對比Tab.3 Comparison among different protection schemes at the same fault location

分析表3可知，同一位置故障時傳統(tǒng)方案造成的短時停電時間較長，故障隔離及供電恢復(fù)過程中動作的開關(guān)個數(shù)較多。本文方案的故障處理時間通常在ms級，即使考慮過流Ⅲ段動作和二次重合閘延時等因素，處理時間也僅為秒級；就地型饋線自動化的故障處理時間通常在幾十秒級，而集中型饋線自動化由于需要通信，延時會達(dá)到分鐘級。

4.3.2 長時間停電時戶數(shù)對比

假定線路平均分段，每分段含2條分支，每分支帶有一個用戶；故障平均分布，主干線路和分支線路的故障率為0.1次/年，用戶故障率0.05次/年；故障檢修時間平均3 h/次。

1）傳統(tǒng)保護(hù)及自動化方案

區(qū)段①②⑤⑥⑦⑧故障，停電戶數(shù)8戶。停電戶時=6段×0.1次/年×8戶×3 h/次=14.4戶·h/年；區(qū)段③故障，停電戶數(shù)4戶。停電戶時=1段×0.1次/年×4戶×3 h/次=1.2戶·h/年；區(qū)段⑨、⑩故障，停電戶數(shù)1戶。停電戶時=2段×0.1次/年×1戶×3 h/次=0.6戶·h/年；區(qū)段④故障，停電戶數(shù)2戶。停電戶時=1段×0.1次/年×2戶×3 h/次=0.6戶·h/年；區(qū)段?、?故障，停電戶數(shù)1戶。停電戶時=2段×0.1次/年×1戶×3 h/次=0.6戶·h/年；總停電戶時=17.4戶·h。

（2）本文保護(hù)方案

區(qū)段①②③④故障，停電戶數(shù)2戶。停電戶時=4段×0.1次/年×2戶×3 h/次=2.4戶·h/年；區(qū)段⑤-?故障，停電戶數(shù)1戶。停電戶時=8段×0.1次/年×1戶×3 h/次=2.4戶·h/年；總停電戶時數(shù)為4.8戶·h/年。比傳統(tǒng)方案減少12.6戶·h，停電時戶數(shù)減少72.4%。

5 結(jié)語

本文提出了一種基于多級配合的配電網(wǎng)高可靠性保護(hù)配置及整定方案。相比于傳統(tǒng)的配電網(wǎng)保護(hù)配置及整定方案，本文所提配置方案具有較高的可靠性、良好的選擇性和快速性，且整定過程也得到了極大簡化。另外，本文所提保護(hù)方案的長時間停電時戶數(shù)與短時間戶次數(shù)與現(xiàn)有保護(hù)及自動化方案相比都有明顯減少，表現(xiàn)出了良好的性能，適合在配電網(wǎng)中推廣應(yīng)用。