湖北配电网继电保护及馈线自动化配置策略研究

王 宇，谢琉欣，肖 明，张向阳，骆 实

（1.国网湖北省电力有限公司电力科学研究院，湖北 武汉 430077；2.国网襄阳供电公司，湖北 襄阳 441000；3.国网恩施供电公司，湖北 恩施 445000）

0 引言

提高配电网保护动作的选择性，实现故障的就近快速隔离，是当前提高配电网设备及人身安全性和供电可靠性的重要课题［1-5］。目前国网湖北省电力有限公司2021 年10 kV 变电站出线开关跳闸高达6 800 余次，其中70%以上是由于支线故障或用户内部故障越级跳闸，因此迫切需要一种既简单可靠又能最大限度缩小故障停电范围的解决方案［6-22］。文献［23］通过对肇庆地区配网自动化建设现状进行研究分析，提出肇庆地区配网自动化应用方案；文献［24］针对国网合肥供电公司部分配网线路频繁跳闸影响供电可靠性和客户满意度的问题，分析确认变电站出线开关的无选择性跳闸是主要原因，开展了配网继电保护优化方案的研究。整体来说，现有馈线自动化与继电保护之间缺乏有效联动。本文从单独采用馈线自动化模式与继电保护模式缺陷入手，并基于现有的网架结构进行分析，提出了适用于湖北电网的馈线自动化与继电保护相结合的技术方案。

1 湖北配电网现状

目前湖北配电线路主要投运馈线自动化为集中型和重合器式就地型馈线自动化。城区以集中型馈线自动化模式为主，由于光纤通信建设难度大、预算高，大多为采用无线通信的半自动集中型馈线自动化，需人工到现场进行故障隔离、负荷转供，故障时变电站出线跳闸，需等人工隔离恢复，停电范围大、时间长；与此同时大量线路终端数量少，故障区间分段少，偏远地区信号差，故障区间判断结果对现场抢修指导效果不佳。

重合器式就地型馈线自动化由于不依赖通信可靠隔离故障，作为县域馈线自动化的主推方案。目前受终端设备数量、安装位置等因素制约，部分线路建设完成后不能满足故障自动化处置功能需求，难以实现有效覆盖。同时大量配电线路配电自动化覆盖均以初步覆盖为主，难以达到故障有效隔离与自愈。

变电站10 kV出线开关速断保护延时一般设置为0 s 或0.15 s，延时过流保护时限一般设置在0.3 s～1.0 s，在前期供电服务要求不高的情况下，可以完成故障隔离在线路，不蔓延到上级变电设备的要求，但在新的供电服务形势下，现有的10 kV 出线开关定值难以满足配电线路保护选择性要求，支线故障易导致变电站出线开关越级跳闸。

2 存在的问题

建设配电自动化系统时，忽视了继电保护问题，馈线自动化与继电保护没有形成有效联动，功能应用相对独立，保护动作选择性差，线路下游、支线、用户系统故障时会越级跳闸，造成全线停电。

采用纯馈线自动化的情况下，主要依靠配电自动化系统实现故障隔离与恢复供电，故障点上游非故障区段用户也会经历短时停电，且装置参数设定极为复杂。

采用纯级差保护的情况下，由于配网结构复杂、线路长短不一、保护级数繁多等因素造成配电网线路保护整定困难，难以适应配电网运行方式频繁变更工况。

3 技术方案

本文根据不同供电区域可靠性要求，提出继电保护与馈线自动化功能协同配合模式，通过变电站出线开关与配电线路分段、分支、分界开关的功能配合，确保故障快速切除并减小故障停电范围。

3.1 A+、A类供电区域

A+、A 类区域负荷密集，对供电可靠性要求高，多为重点城市的中心区域，以电缆环网结构为主，架空线路应实现多分段、多联络，须具备极快的故障处理方式和全面性的恢复手段。配电自动化系统建设模式根据以下原则选择。

1）典型电缆线路

如图1 所示，该线路位于A+类供电区域，用户为商业CBD和政府单位，对供电可靠性要求高。该区域的配电室由S1、S2、S3、S4 4条线路双环网供电。

图1 A+区域典型电缆线路Fig.1 Typical cable lines in A+area

配置方案：双环网线路主干线的环网柜选用一、二次融合环网柜，环网柜进线采用负荷开关，出线采用断路器，配套安装“三遥”配电自动化终端，具备测量、控制、重合闸投退、保护出口、过流检测、接地故障检测、历史数据存储与调阅、故障录波、远程维护等功能。

馈线自动化及保护选型方案：选用集中型或智能分布式馈线自动化模式。进线开关配置过流和接地告警，出线开关配置过流速断和接地保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：主要采用光纤通信方式，可采用电力线载波通信进行补充。

2）典型混合线路

如图2 所示，该线路位于A+类供电区域，为重要商业用户，对供电可靠性要求较高，由S1、S2 2条线路供电。

图2 A+区域典型混合线路Fig.2 Typical hybrid lines in A+area

配置方案：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7、A8）配置具备三遥功能的分段开关、环网箱，每个用户前侧加装可就地切除故障的断路器式分界开关（B1、B2）。

馈线自动化及保护选型：选用集中型或智能分布式馈线自动化模式。分段开关及环网箱进线开关配置过流和接地告警，分支、分界及环网箱出线开关配置过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：配电自动化终端主要采用光纤通信方式，可采用无线、电力线载波通信进行补充。

3）典型架空线路（多分段、多联络）

该线路位于A类供电区域，为重要商业用户，对供电可靠性要求较高，A 区域典型多分段、多联络线路如图3所示。

图3 A区域典型架空线路Fig.3 Typical overhead lines in area A

配置方案：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A3、A4、A5）配置具备三遥功能的分段、分支开关，用户前侧加装具备可就地切除故障的断路器式分界开关（B1、B2、B3）。

馈线自动化及保护选型：选用集中型馈线自动化模式，分段开关配置过流和接地告警，分支、分界开关配置过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：配电自动化终端主要采用光纤通信，可采用无线、电力线载波通信进行补充。

4）典型架空线路（长线路）

A区域典型架空线路（长线路）如图4所示。

图4 A区域典型架空线路Fig.4 Typical overhead lines in area A

配置方案：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A3、A4）配置具备三遥功能的分段开关，用户前端加装可就地切除故障的断路器式的分界开关（B1、B2、B3、B4、B5），分段开关之间根据监测范围（1 km～2 km）适当安装远传型故指（C1、C2、C3、C4）。

馈线自动化及保护选型：选用集中型馈线自动化模式，分段开关配置过流和接地告警，分支、分界开关配置过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：配电自动化终端主要采用光纤通信，可采用无线、电力线载波通信进行补充。

5）典型架空线路（大分支）

A区域典型大分支线路如图5所示。

图5 A区域典型大分支线路Fig.5 Typical large branch lines in area A

配置原则：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A3、A4）配置具备三遥功能的分段开关，用户前端加装可就地切除故障的断路器式的分界开关（B1、B2、B3、B4、B5），大分支（A3）加装分支断路器。

馈线自动化及保护配置：选用集中型馈线自动化模式。分段开关配置过流和接地告警，分支、分界开关配置过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：配电自动化终端主要采用光纤通信，可采用无线、电力线载波通信进行补充。

3.2 B类供电区域

B类区域负荷集中，对供电可靠性要求较高，多为地级市的市中心区、重点城市的市区、省级高新技术开发区等，区域内电网线路以多分段多联络的架空线路为主，部分重要干线采用10 kV 电缆线路。

1）典型电缆线路

参考A 类区域电缆线路案例，选用集中型馈线自动化。

2）典型混合线路

B区域典型混合线路如图6所示。

图6 B区域典型混合线路Fig.6 Typical hybrid lines in area B

配置方案：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7、A8）配置具备三遥功能的分段开关、环网箱，用户前侧加装可就地切除故障的断路器式分界开关（B1、B2）。

馈线自动化及保护选型：选用集中型馈线自动化模式。分段开关及环网箱进线开关配置过流和接地告警，分支、分界及环网箱出线开关配置过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：配电自动化终端主要采用光纤通信，可采用无线、电力线载波通信进行补充。

3）典型架空线路（多分段、多联络）

B区域典型架空线路（多分段、多联络）如图7所示。

图7 B区域典型架空线路Fig.7 Typical overhead lines in area B

配置方案：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A3、A4、A5）配置分段、分支开关，用户前侧加装具备可就地切除故障的断路器式分界开关（B1、B2、B3、B4）。

馈线自动化及保护选型：采用就地型馈线自动化模式。分段开关配置就地型馈线自动化逻辑，分支、分界开关加用过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：架空线路配电自动化终端主要采用无线通信，可采用电力线载波通信进行补充。

4）典型架空线路（大分支）

B区域典型大分支线路如图8所示。

图8 B区域典型大分支线路Fig.8 Typical large branch lines in area B

配置原则：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A4、A5）配置分段开关，用户前端加装可就地切除故障的断路器式的分界开关（B1、B2、B3、B4、B5），大分支（A3）前端加装分支断路器。

馈线自动化及保护配置：采用就地型馈线自动化模式。分段开关配置就地型馈线自动化逻辑，分支、分界开关加用过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：架空线路配电自动化终端主要采用无线通信，可采用电力线载波通信进行补充。

3.3 C类供电区域

C类区域负荷集中，对供电可靠性要求中等，多为地级市的市区、较为发达的城镇等，区域内电网线路以多分段多联络的架空线路为主，个别重要干线可采用10 kV电缆线路。

1）典型电缆线路

参考A 类区域电缆线路案例，选用集中型馈线自动化。

2）典型混合线路

C区域典型混合线路如图9所示。

图9 C区域典型混合线路Fig.9 Typical hybrid lines in area C

配置方案：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7、A8）配置具备三遥功能的分段开关，用户前侧加装可就地切除故障的断路器式分界开关（B1、B2），柱上分段开关之间根据监测范围（3 km～4 km）适当安装远传型高精度故指。

馈线自动化及保护选型：选用集中型或就地型馈线自动化模式。对于集中型馈线自动化模式下，分段开关及环网箱进线开关配置过流和接地告警，分支、分界及环网箱出线开关配置过流速断和零序延时保护，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。对于就地型馈线自动化模式下，分段开关配置就地型馈线自动化逻辑，分支、分界开关加用过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：混合线路根据终端的配置方式及馈线自动化选用模式确定采用光纤或无线通信，可采用电力线载波通信进行补充。

3）典型架空线路（多分段、多联络）

C区域典型架空线路（多分段、多联络）如图10所示。

图10 C区域典型架空线路Fig.10 Typical overhead lines in area C

配置方案：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A3、A4、A5）配置具备三遥功能的分段开关，用户前侧加装可就地切除故障的分界开关（B1、B2、B3），分段开关之间根据监测范围（2 km～4 km）适当安装远传型故指（C1、C2、C3）。

馈线自动化及保护选型：采用就地型馈线自动化模式。分段开关配置就地型馈线自动化逻辑，分支、分界开关加用过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：配电自动化终端主要采用无线通信方式，可采用电力线载波通信进行补充。

4）典型架空线路（长线路）

C区域典型架空线路（长线路）如图11所示。

图11 C区域典型架空线路Fig.11 Typical overhead lines in area C

配置方案：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A3、A4）配置分段开关，用户前端加装可就地切除故障的分界开关（B1、B2、B3、B4、B5），分段开关之间根据监测范围（2 km～4 km）适当安装远传型故指（C1、C2、C3、C4）。

馈线自动化及保护选型：采用就地型馈线自动化模式。分段开关（A1，A2，A4）配置就地型馈线自动化逻辑；中间分段开关（A3）、分支、分界开关配置过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：配电自动化终端主要采用无线通信方式，可采用电力线载波通信进行补充。

5）典型架空线路（大分支）

C区域典型大分支线路如图12所示。

图12 C区域典型大分支线路Fig.12 Typical large branch lines in area C

配置原则：对于配电线路关键性节点（A1、A2、A4、A5）配置具备分段开关，用户前端加装可就地切除故障的分界开关（B1、B2、B3、B4、B5），大分支（A3）前端加装可就地切除故障的分支断路器，分段开关之间适当安装远传型故指（C1、C2、C3、C4）。

馈线自动化及保护选型：采用就地型馈线自动化模式。分段开关配置就地型馈线自动化逻辑，分支、分界开关加用过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：配电自动化终端主要采用无线通信方式，可采用电力线载波通信进行补充。

3.4 D类供电区域

D类区域负荷略集中，对供电可靠性要求一般，多为一般城镇与农村等，区域内电网线路以辐射架空线路为主，部分重要线路可采用多分段多联络架空线路。

1）混合线路

参考C 类区域混合线路案例。

2）架空线路

D区域典型架空线路如图13所示。

图13 D区域典型架空线路Fig.13 Typical overhead lines in area D

配置原则：D 类区域架空线路可逐步实现标准化配置。过渡阶段在线路上部署远传型故障指示器（C1、C2、C3）实现故障定位；最终阶段对于配电线路关键性节点（A1、A5）配置分段开关，用户前端加装可就地切除故障的分界开关（B1、B2、B3），大分支（A2）前端加装可就地切除故障的分支断路器，分段开关之间适当安装远传型故指（C1、C2、C3）。

馈线自动化及保护配置：采用就地型馈线自动化模式。分段开关配置就地型馈线自动化逻辑，分支、分界开关加用过流速断和零序延时保护，加用跳闸功能，与变电站出线断路器进行级差配合，避免用户侧故障造成线路停电。

通信方式：配电自动化终端主要采用无线通信，可采用电力线载波通信进行补充。

4 结语

配电网保护动作的选择性对于保证系统的稳定性和可靠性有着重要的作用，但目前湖北10 kV 配电网保护动作选择性差，线路下游、支线、用户系统故障时会越级跳闸。本文根据湖北10 kV配电网的网架和负荷特点提出馈线自动化模式与保护级差配合模式相结合的方案，当线路发生故障时，可将停电范围降至最小，避免支线故障或用户内部故障越级跳闸，可最大限度发挥其应用价值，提升电网供电可靠性。