配电网故障主动防御方案与应用

胡 波，陈艳彪，李建修，王胜飞，胡李进

（1.珠海许继芝电网自动化有限公司，广东 珠海519000；2.国网山东省电力公司，山东 济南250000）

为进一步提升配电网故障防御能力，尽可能压降变电站跳闸，缩小停电感知范围，实现由“跳全线，定区段”到“跳本地，定地点”的新跨越，在现有配电自动化基础上，借助成套智能柱上开断设备及继电保护的级差配合，通过与现有配电自动化系统间融合互动，实现快速就地隔离故障，恢复非故障区域供电，有效缩短配电线路故障停电范围、缩短故障点定位及事故处理时间，进一步提高配电网的供电可靠性与配电网的精益运营水平。

1 总体思路

推进配电网保护与配电自动化融合，推广“出线开关+分段或分支首端开关+分界开关”三级保护配合模式，“站内选线+站外选段”单相接地故障处理模式，提升配电网故障防御能力，实现“用户故障不出户，线路故障不进站”，故障“就近判断，就地处理”。

遵循“控增减存、统筹推进”的基本原则，增量设备严把入网检测、功能配置、中性点接地方式等技术要求，存量设备改造按“一站一案”“一线一案”要求统筹推进、差异实施；坚持“试点先行、逐步推广”的有效做法，积极开展新技术、新功能的试点应用，全面推广经试点证明有效地技术；聚焦“减小停电范围、缩短停电时间”的工作主线，细化故障自愈研究，加强配网保护与配电自动化的功能配合。

2 基本原则

2.1 同步建设原则

新建线路应同步实施配电网保护与配电自动化，与配电一次网架“同步规划、同步建设、同步投运”。

2.2 有机融合原则

配电网保护改造应与现有配电网设备现状及馈线自动化模式协调配合，逐步过渡，原有设备更换后应充分利用，杜绝大拆大建。

2.3 就地处理原则

馈线自动化及配电网保护故障处理，应坚持就地处理原则，依靠现场设备实现故障的隔离，恢复。尽量减轻对配电自动化系统、通信的依赖。

2.4 简单实用原则

配电网三级保护，应综合考虑线路运行状况、可靠性需求，坚持简单实用原则，在必要性强的大分支线覆盖断路器保护，实现投资成效最大化。

3 故障防御提升模式

3.1 馈线自动化+三级保护

融合模式，适用于存量线路改造。基于目前配电线路柱上分段开关主要为集中型负荷开关、电压型负荷开关现状，综合考虑投资能力及设备改造工作量，短期内采取主干线集中型、电压型馈线自动化功能，在线路故障高的大分支线进行新装或更换智能型断路器方式，实现“出线开关+大分支开关+（分界/熔断器）开关”形成三级保护配合，如图1所示。

图1 馈线自动化+三级保护融合模式

3.1.1 相间短路故障处理

故障点位于主干线或未安装断路器的分支线。故障发生后，变电站出口断路器跳闸，线路通过集中型或电压型馈线自动化功能，实现故障处理。

故障点位于已安装断路器的分支线。故障发生后，站内开关不动作，分支断路器跳闸。瞬时性故障，跳闸后一次重合闸，恢复线路供电。永久性故障，跳闸后重合于故障点，经后加速闭锁，隔离故障区域。

故障点位于用户设备。故障发生后，安装于用户T节点的分界开关跳闸或熔断器熔断动作，直接隔离用户故障。站内开关及分支断路器不动作，不影响线路正常供电。

3.1.2 接地故障处理

故障点位于主干线或未安装断路器的分支线。故障发生后，站内小电流选线装置动作，选定单相接地故障线路。线路暂态型故障录波指示器动作，判断主干线接地区间。由调度根据选线结果，进行故障隔离处理。

故障点位于已安装断路器的分支线。故障发生后，断路器判断故障位置，可发生告警信息，调度部门根据小电流选线装置选线结果及分支断路器告警信息，缩小故障区间，进行故障隔离处理。也可实现单相接地故障，分支线直接告警/跳闸。

故障点位于用户设备。安装有用户分界负荷开关或分界断路器的用户内部接地故障，故障发生后，由开关直接跳闸，切除用户接地故障。仅安装熔断器设备的，由站内小电流选线装置、录波型故障指示器、分支断路器进行单相故障处理。

3.2 电压电流型全断路器模式

适合增量新建线路，柱上分段开关、分支开关，全部选用一二次融合柱上成套断路器，具备相间及接地故障检测能力，配置两段式相过流保护、零序保护及重合闸功能，保护动作信息应上传配电自动化系统并启动FA，如图2所示。

图2 电压电流型全断路器模式

3.2.1 相间短路故障处理

主干线短路处理方案一：自适应重合闸模式。定值设定：站内开关速断0.4s，主干线分段开关均为0.2s。故障点位于主干线，故障发生后，故障点在K1时，故障由站内出线开关处理；故障点在K2、K3、K4区段时，线路首台开关Q1跳闸，Q2、Q开关失压分闸，Q1开关1s重合闸，Q2、Q3断路器逐级合闸，当合闸在短路故障区段时，后加速跳闸故障上游非故障区域恢复供电；同时短路故障下游故障的断路器瞬时电压闭锁，联络开关合闸转供恢复故障下游非故障区域的供电，当故障与联络开关相邻的K4点故障时，联络开关闭合闸。若是瞬时性故障，变电站重合后，线路分段断路器来电即合恢复线路供电。

主干线短路处理方案二：级差保护模式（适用于辐射网，能就近切除故障）。定值设定：站内开关速断0.4s，主干线首台分段开关Q1为延时0.2s，分段开关Q2延时0.1s，分段开关Q3延时s。故障点位于主干线，故障发生后，故障点在K1时，故障由站内出线开关处理；故障点在K2时，线路首台开关Q1跳闸；故障点在K3时，分段开关Q2跳闸；故障点在K4时，分段开关Q3跳闸。

故障点位于已安装断路器的分支线。故障发生后，站内开关及线路分段开关不动作，分支断路器跳闸。瞬时性故障，跳闸后一次重合闸，恢复线路供电。永久性故障，跳闸后重合于故障点，经后加速闭锁，隔离故障区域。

故障点位于用户设备。故障发生后，安装于用户T节点的分界开关跳闸或熔断器熔断动作，直接隔离用户故障。站内开关、分段断路器及分支断路器不动作，不影响线路正常供电。

3.2.2 接地故障处理

故障点位于主干线或未安装断路器的分支线故障发生后，站内小电流选线装置动作，选定单相接地故障线路。由调度根据选线结果，进行故障隔离处理。同时，主干线分段开关采用自适应选段当主干线发生接故障时，分段开关告警（分闸）；具备分闸功能。

故障点位于已安装断路器的分支线。故障发生后，断路器判断故障位置，可发生告警信息，调度部门根据小电流选线装置选线结果及分支断路器告警信息，缩小故障区间，进行故障隔离处理。也可实现单相接地故障，分支线直接跳闸功能。

故障点位于用户设备。安装有用户分界负荷开关或分界断路器的用户内部接地故障，故障发生后，由开关直接跳闸，切除用户接地故障。仅安装熔断器设备的，由站内小电流选线装置、录波型故障指示器、分支断路器进行单相故障处理。

4 建设改造原则

4.1 变电站设备建设原则

站内10kV保护装置，更改速断保护时限，具备0.2s级差。

站内小电流选线装置，逐步改造为选用暂态录波算法的新型选线装置，提升选线准确性。

消弧线圈容量可实现变电站10kV母线最大规划电容电流可靠过补偿的变电站，仍采用中性点不接地或经消弧线圈接地方式。

4.2 新建线路保护建设原则

配电线路出线开关+首台分段开关+大分支（分界/熔断器）开关形成三级保护模式建设，保护信息接入配电自动化系统，实现故障信息告警。

架空线路柱上开关应全部选用一二次融合成套柱上断路器，具备相间过流保护功能；分段、联络及大分支线的柱上断路器还应具备基于暂态量算法的单相接地故障处理功能。

主干线短路和接地故障，通过分段开关逐级合闸后加速/零序电压突变隔离；接地故障通过分段开关告警，运维人员到现场确认故障，再处理。

所有用户T节点位置应有熔断器或分界断路器保护措施。

4.3 存量线路保护改造原则

存量线路应以现有设备现状及馈线自动化模式为基础，逐步改造。全线停电检修线路，应结合停电同步完成保护化改造。

存量线路，应以线路故障高的大分支线、或末端分段开关加装或更换断路器为主方式改造，保留现有主干线集中型、电压型馈线自动化功能不变，实现“出线开关+首台分段开关+大分支（分界/熔断器）开关形成”三级保护模式。

存量线路改造时，更换调整的电压型负荷开关，可调整至大分支线中间适当位置，实现分支线电压型馈线自动化功能。

存量线路改造时，应避免新上断路器开关与传统普通型断路器开关串联使用，原有线路运行正常的普通型断路器开关，可向线路末端分支位置优化调整。

现有用户分界负荷开关，保持现状不变。所有用户T节点位置应有熔断器或分界断路器保护措施。

4.4 设备选型原则

分段、联络开关，选用一二次成套柱上断路器（户外），配置双侧TV，具有相间短路、接地故障自动判别处理和“三遥”及远方改定值等功能，满足加密认证等安全防护要求，具备录波功能及线损计量功能。

分支开关，选用一二次成套柱上断路器（分界），配置单侧TV，内置EVT、相/零序电流互感器具有相间短路、接地故障自动化判别处理功能。

用户分界开关，优先选用一二次成套柱上断路器（分界），配置单侧TV，内置相/零序电流互感器具有相间短路、接地故障自动化判别处理功能。也可选用普通柱上断路器及二遥动作型配电终端，但投运前应完成整体调试，满足保护功能及安全防护要求。

4.5 定值整定原则

短路定值：变电站速断时间为0.4s；主干线分段开关速断时间均为0.2s；首台分段开关速断时间为均为0s，具备一次重合闸功能，分段开关均具备后加速功能。

接地定值：接地站内接地告警、分段首台（30s）、大分支首台（20s）、分界（10s）。

5 配电自动化系统提升

配电自动化系统FA功能，应适应“馈线自动化+三级保护”、“电流型”全断路器、“电压电流型全断路器”模式，对短路故障精确定位、单相接地故障精确定段策略进行优化升级，实现故障精准定位，非故障区域快速复电。

主干线发生短路故障时，原有馈线自动化FA处理模式不变。支线发生短路故障时，采用就地化三级保护处理模式，配电自动化系统启动FA模式。即启动FA策略由站内向站外延伸，长线路中后部的断路器、长支线首端断路器均可启动FA。

线路A区发生接地时，由变电站出线开关进行选线，分段开关区间发生接地时，由站内进行选线，分段开关选段，配电自动化系统启动FA。

变电站采集选线装置的信息，同时采集分段开关接地信息，进行比较，判断是否选线准确，并进行接地告警。

优化FA启动功能，完善智能推断故障（可疑故障）功能。实现在变电站或开关分闸信息漏丢、收到保护信号，但未收到分闸信号、收到分闸信号，但未收到保护信号、保护信号与分闸信号都收到的情况下，但时限未配合上等异常情况，配电自动化系统实现智能启动FA（根据变电站或自动化终端上送的保护信号，遥测突变数据进行智能分析，利用线路拓扑对关联事件进行聚类分析），以支撑调度员提升故障监控能力和FA处理及时率和成功率。

6 新技术探索应用

6.1 推广配电物联网技术应用

研究推广配电物联网技术，推动配电自动化应用向低压配电网延伸，实现中低压故障一体化研判与互补分析。一方面，通过局放、温度等异常状态，指导主动运维消缺，避免引起故障停电；另一方面，当上级主供电源停电时，通过边缘计算启动快切策略，ms级内完成备用电源的切换，让用户侧丝毫感受不到停电；另外，通过剩余电流动作保护器开关泄漏电流的实时监测，主动向用户提醒户内线路、电器的安全隐患，可实现主动向用户告知超容量用电引起的开关过载跳闸风险，可最大化的解决了用户“停电”痛点。

6.2 基于5G的智能分布式故障处理

应用优质一二次融合物联网环网柜成套设备，利用5G通信技术，建设电缆网智能分布FA，将5G通信技术与就地式智能分布式馈线自动化相结合解决设备之间互联互通问题，实现事前故障主动感知、事中故障ms级快速隔离，不依赖配电自动化系统、动作可靠、处理迅速，加快故障处理速度，实现ms级故障自愈，切实提高配电网的智能化数字化运行水平。

6.3 探索单相接地故障主动防御

一般来说，馈线发生单相接地故障后，将引起同母线跨线异相电压升高，加重薄弱环节的绝缘损坏程度，从而引发新的故障。

探索单相接地故障主动防御，将配电线路区间分为3态（正常态、异常态、故障态），配电自动化系统运行中接收故障线路同母线全部配电终端上送接地电阻信号，通过调用单相接地故障处理专家库与多维数据库，综合研判线路风险点并预警，对线路故障隐患早发现早消缺，实现故障主动防御。

7 结束语

配电网故障防御能力提升工作，通过对增量线路成套设备的使用、存量线路设备的升级改造，推广“配网三级保护+主干线馈线自动化模式”，实现主干线短路接地故障的处理，分支线用户的故障就地快速处理，尽可能降低变电站跳闸次数，缩小停电感知范围，实现快速就地隔离故障，恢复非故障区域供电进一步提高配电网的供电可靠性与配电网的精益运营水平，增强用户用户的获得感与幸福感。