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摘要：本文就中低压配电网线路常用的电流保护在实际应用中引入DG的问题进行了分析并提出对策，进而针对引入DG后如何实现自动隔离故障、快速恢复供电的馈线自动化进行了探讨。
关键词：电流保护断路器重合器继电保护分断器
1前言
目前，我国的中低压配网大多是单侧电源、辐射型配电网络，以某供电局为例，所有10kV馈线均由35～220kV变电站的10kV母线送出，大部分馈线都属于直接向用户供电的终端线路（见图1的L1和L3），只有部分10kV馈线通过其他变电所10kV母线转供其他10kV终端线路，属非终端线路（见图1的L2）。线路故障依靠继电保护装置断开故障线路。保护装置装设在变电站内靠近母线的馈线断路器处，一旦启动整条线路停电。为了能够自动隔离故障区段，快速恢复对非故障区段的供电，配电网络经常采用基于重合器、分断器、熔断器等自动化电器与电流保护配合组成的馈线保护。近年来，配网自动化技术应用FTU与电流保护配合实现馈线保护自动化。实际运行中，由于用户负荷多样化，配电网络并不是纯粹的单电源、辐射型网络，引入DG之后，原来的配电网络将不再是纯粹的单电源、辐射型供电网络。此时，若线路发生故障，配电网络中电流保护以及重合闸的动作行为都会受到DG的影响。本文就引入DG后，如何实现馈线保护及其自动化进行探讨。
2基于断路器的三段式电流保护
配电网故障线路，保护装置一般配置传统的三段式电流保护，即：瞬时电流速断保护、定时限电流速断保护和过电流保护。其中，瞬时电流速断保护按照躲过线路末端故障产生的最大三相短路电流的方法整定，不能保护线路全长；定时限电流速断保护按照线路末端故障有灵敏度并与相邻线路的瞬时电流速断保护配合的方法整定，能够保护本线路全长；过电流保护按照躲线路最大负荷电流并与相邻线路的过电流保护配合的方法整定，作相邻线路保护的远后备，能够保护相邻线路的全长。除此之外，对非全电缆线路，配置三相一次重合闸，保证在馈线发生瞬时性故障时，快速恢复供电。对于不存在与相邻线路配合问题的终端线路，为简化保护配置，一般采用瞬时电流速断保护加过电流保护组成的二段式保护，再配以三相一次重合闸（前加速）的保护方式，其中电流速断保护按照线路末端故障有灵敏度的方法整定，能够保护全线。
2.1引入DG对电流保护的影响
现有配电系统引入DG之后（如图1），若线路发生故障，配电网络中短路电流的大小、流向、分布以及重合闸的动作行为都会受到DG的影响，与DG引入之前有较大不同。分析DG对保护动作行为的影响，主要表现如下：
（1）导致本线路保护的灵敏度降低及拒动
当DG下游F1点故障时（图1），DG引入之前，故障点的短路电流只由系统提供，DG引入之后，DG和系统都会对故障点提供短路电流，但保护只能感受到系统提供的短路电流，此故障电流比引入DG前小，导致保护的灵敏度降低，严重时甚至拒动。引入DG的容量越大影响越严重。
（2）导致本线路保护误动
当系统侧F2处或10kV母线其他馈线F3处发生故障时（图1），在DG引入之前，本馈线的保护感受不到故障电流，DG引入之后，相同点故障时，本馈线的保护将感受到DG提供的故障电流由于保护不经方向闭锁，如果该电流足够大，将导致保护误动。
（3）导致相邻线路的瞬时速断保护误动，失去选择性
当10kV母线其他馈线F3处发生故障时，在DG引入之前，短路电流只由系统流向故障点，D引入之后，DG和系统都会对故障点提供短路电流，此时相邻故障线路的保护感受到的故障电流增大，将可能导致其速断保护躲不开线末故障而误动，从而保护失去选择性。
（4）DG可能导致重合闸不成功
当DG引入之后，线路两侧连接的是2个电源，重合闸动作前，必须保证DG已停止运行或者已从配网中切除。否则，重合闸时，故障点由于去游离时间不足，电弧可能重燃，使得重合闸不成功。
2.2引入DG后的对策
因此，针对以上分析，配电网络中引入DG之后，为避免继电保护动作失误，应采取以下措施：
（1）必须限制引入DG的容量，防止保护拒动和误动，必要时考虑为电流保护加装方向元件。
（2）在DG侧需装设低周、低压解列装置，同时为避免非同期合闸给DG带来致命冲击，系统侧重合闸继电器宜检线路无压，DG侧检同期。
3基于重合器、分断器、熔断器等自动化电器的馈线保护
在线路故障时，为了减少停电范围，必须自动隔离故障区段，快速恢复对非故障区段的供电。因此，配电网络常采用基于电流保护与重合器、分断器、熔断器等自动化电器配合的馈线保护自动重合的方式。DG的引入将可能破坏各元件之间的配合，从而影响供电可靠性和供电质量。
3.1重合器与分断器之间的配合
这种馈线自动化保护方案，利用了重合器在线路故障时能够重合的功能，分断器能够记忆重合器分闸次数，并在达到预先整定动作次数后自动分闸并闭锁在分闸状态，实现了对线路故障区段的隔离。
重合器与分断器配合的典型方案见图2（a），R为重合器，重合次数整定为4，S1～S4为分断器，预先整定动作次数分别为4、3、3、2。当F1处故障时，R动作分闸后重合，若故障为瞬时性故障，线路恢复正常供电，若为永久性故障，R再次跳闸，S4因达到预先整定动作次数2，故分闸并闭锁在分闸状态，从而隔离故障点F1。在F2点故障时，R第3次跳闸后，S2达到预先整定动作次数3，S2分闸并闭锁在分闸状态，从而隔离故障点F2。S3预先整定动作次数同为3，但因为故障点不在本分支，始终没有感受到故障电流，计数器一直不启动，计数次数为0，不会动作。线路其余点故障的动作原理类似。
3.1.1DG对重合器与分断器配合的影响 在馈线中如果引入DG，见图2（b）。DG对重合器与分断器配合方案产生不利影响的表现如下：
（1）导致重合器误动
例如图2（b）中F1或F2点故障，DG会通过本馈线对故障点提供短路电流，如果此电流足够大，将导致重合器R误动，严重情况下，如果系统侧或故障线路保护或开关拒动，将导致重合器R反复重合。
（2）导致相邻线路的瞬时速断保护误动
失去选择性的原因同DG对常规三段式电流保护的影响类似。
（3）导致分断器计数不正确
重合器与分断器无法配合，例如图2（b）中F3处故障，重合器跳闸后，DG仍然对其下游线路供电，无论重合器分合几次，S2始终感受到电流流过，其内部计数器不进行计数，无法隔离故障点。
3.1.2保证重合器与分断器正确配合的措施
为保证重合器与分断器正确配合，必须适当延长重合器第1次分闸与第1次重合之间的延时，确保在重合器第1次重合之前，DG可靠解列，分断器得以完成计数。同时，增加延时有利于避免系统与DG非同期合闸。为防止重合器误动，必须限制引入DG的容量，必要时加装方向元件。
3.2重合器与熔断器之间的配合
重合器与熔断器配合的馈线自动化保护方案，利用了重合器能够重合，而且其开断特性具有双时性的特点，熔断器能够在线路中出现不被允许的大电流时，由电流流过熔体或熔丝产生的热量将熔体或熔丝熔断，实现线路故障区段的隔离。通常熔断器装于配电变压器的高压侧或线路末端及线路分支处。重合器与熔断器的典型配合见图3（a）。R为重合器，重合器整定为“一快两慢”，D1与D2为熔断器。重合器与熔断器的t-I特性曲线TCC见图4。当F1点发生故障时，假设故障电流为Id，R首先按照快速动作特性动作分闸，由于动作时间小于D1与D2的熔断时间，2台熔断器都不会熔断，R随后第1次重合，如果是瞬时性故障，重合成功，如果是永久性故障，R、D1和D2再次感受到故障电流，R按照慢速动作特性1动作分闸，由于动作时间大于D1的熔断时间而小于D2的熔断时间，故在R分闸前，仅由D1熔断将故障点F1隔离。线路其余点故障的动作原理类似。
3.2.1DG对重合器与熔断器配合的影响
在馈线中如果引入DG，见图3（b）。DG对重合器与熔断器配合方案产生不利影响的表现如下。
（1）导致重合器误动或相邻线路的瞬时速断保护误动原因与DG对重合器与分断器配合的影响类似。
（2）导致重合失败或非同期合闸
（3）破坏重合器与熔断器之间的配合
例如F3点故障时，DG引入后，重合器感受到的故障电流减少，熔断器感受到的故障电流增加，结合图4可以发现，当两者之间的差值达到一定程度时，熔断器的熔断时间小于重合器快速动作特性下的动作时间，熔断器将在重合器未分闸之前熔断，重合器与熔断器失去配合。
3.2.2保持重合器与熔断器正确配合的措施
首先必须适当延长重合器第1次分闸与第1次重合之间的延时，确保在重合器第1次重合之前DG可靠解列，同时避免非同期合闸。其次，限制引入DG的容量，防止重合器或保护误动，同时能使重合器与熔断器保持正确的配合关系。
4基于FTU的馈线自动化保护
随着通信及自动化技术的进步，基于FTU的自动化保护方案已成功应用于城市配电网。这种方案依靠装设在各分断开关上的馈线终端单元（FTU）采集故障前后的电流、电压等重要信息，并通过通信通道将这些信息上传到主站，主站对数据进行综合分析，确定故障区并制定恢复供电策略，最后通过遥控各开关隔离故障区并恢复对非故障区的供电。该方案多用于“手拉手”和环网柜接线方式。目前城市电网广泛采用的环网供电网络见图5（a），正常时开环运行，当线路一端失去电源时，合上联络开关，由另一端电源对失去电源的线路上的用户供电。线路故障时为减少停电范围的故障处理方法：假设F1处发生故障，线路I首端保护首先动作将故障线路切除，主站随后分析各FTU采集到的数据，发现S1流过故障电流，S2不流过故障电流，判定故障发生在S1与S2之间，遥控断开S1和S2，合上R1和R3，从而将故障区S1-S2隔离并恢复对非故障区R1-S1和S2-R3的供电。
4.1线路引入DG后的对策
上述故障处理方法是建立在单端供电模式下的，如果线路中间或末端引入DG1，见图5（b），线路中的某些区段将变为双端电源供电，上述故障处理方法将不再适用。例如S1和S2之间发生故障时，2个开关都将感受到故障电流，主站将无法确定故障区，因此，故障区判别方法必须作出修正以适应含DG的供电方式。比较可行的处理方法是在FTU中引入功率方向判别元件，当F1处发生故障时，R1和S1感受到相同的功率方向，而S2感受到的功率方向刚好与它们相反，由此判定故障点在S1和S2之间，主站可据此进行故障处理。
5结束语
在实际的配电网运行中，无论采取哪种馈线保护及自动化方式，都必须考虑引入DG的影响，采取相应有效的措施，才能达到实际效果。
关键词：电流保护断路器重合器继电保护分断器
1前言
目前，我国的中低压配网大多是单侧电源、辐射型配电网络，以某供电局为例，所有10kV馈线均由35～220kV变电站的10kV母线送出，大部分馈线都属于直接向用户供电的终端线路（见图1的L1和L3），只有部分10kV馈线通过其他变电所10kV母线转供其他10kV终端线路，属非终端线路（见图1的L2）。线路故障依靠继电保护装置断开故障线路。保护装置装设在变电站内靠近母线的馈线断路器处，一旦启动整条线路停电。为了能够自动隔离故障区段，快速恢复对非故障区段的供电，配电网络经常采用基于重合器、分断器、熔断器等自动化电器与电流保护配合组成的馈线保护。近年来，配网自动化技术应用FTU与电流保护配合实现馈线保护自动化。实际运行中，由于用户负荷多样化，配电网络并不是纯粹的单电源、辐射型网络，引入DG之后，原来的配电网络将不再是纯粹的单电源、辐射型供电网络。此时，若线路发生故障，配电网络中电流保护以及重合闸的动作行为都会受到DG的影响。本文就引入DG后，如何实现馈线保护及其自动化进行探讨。
2基于断路器的三段式电流保护
配电网故障线路，保护装置一般配置传统的三段式电流保护，即：瞬时电流速断保护、定时限电流速断保护和过电流保护。其中，瞬时电流速断保护按照躲过线路末端故障产生的最大三相短路电流的方法整定，不能保护线路全长；定时限电流速断保护按照线路末端故障有灵敏度并与相邻线路的瞬时电流速断保护配合的方法整定，能够保护本线路全长；过电流保护按照躲线路最大负荷电流并与相邻线路的过电流保护配合的方法整定，作相邻线路保护的远后备，能够保护相邻线路的全长。除此之外，对非全电缆线路，配置三相一次重合闸，保证在馈线发生瞬时性故障时，快速恢复供电。对于不存在与相邻线路配合问题的终端线路，为简化保护配置，一般采用瞬时电流速断保护加过电流保护组成的二段式保护，再配以三相一次重合闸（前加速）的保护方式，其中电流速断保护按照线路末端故障有灵敏度的方法整定，能够保护全线。
2.1引入DG对电流保护的影响
现有配电系统引入DG之后（如图1），若线路发生故障，配电网络中短路电流的大小、流向、分布以及重合闸的动作行为都会受到DG的影响，与DG引入之前有较大不同。分析DG对保护动作行为的影响，主要表现如下：
（1）导致本线路保护的灵敏度降低及拒动
当DG下游F1点故障时（图1），DG引入之前，故障点的短路电流只由系统提供，DG引入之后，DG和系统都会对故障点提供短路电流，但保护只能感受到系统提供的短路电流，此故障电流比引入DG前小，导致保护的灵敏度降低，严重时甚至拒动。引入DG的容量越大影响越严重。
（2）导致本线路保护误动
当系统侧F2处或10kV母线其他馈线F3处发生故障时（图1），在DG引入之前，本馈线的保护感受不到故障电流，DG引入之后，相同点故障时，本馈线的保护将感受到DG提供的故障电流由于保护不经方向闭锁，如果该电流足够大，将导致保护误动。
（3）导致相邻线路的瞬时速断保护误动，失去选择性
当10kV母线其他馈线F3处发生故障时，在DG引入之前，短路电流只由系统流向故障点，D引入之后，DG和系统都会对故障点提供短路电流，此时相邻故障线路的保护感受到的故障电流增大，将可能导致其速断保护躲不开线末故障而误动，从而保护失去选择性。
（4）DG可能导致重合闸不成功
当DG引入之后，线路两侧连接的是2个电源，重合闸动作前，必须保证DG已停止运行或者已从配网中切除。否则，重合闸时，故障点由于去游离时间不足，电弧可能重燃，使得重合闸不成功。
2.2引入DG后的对策
因此，针对以上分析，配电网络中引入DG之后，为避免继电保护动作失误，应采取以下措施：
（1）必须限制引入DG的容量，防止保护拒动和误动，必要时考虑为电流保护加装方向元件。
（2）在DG侧需装设低周、低压解列装置，同时为避免非同期合闸给DG带来致命冲击，系统侧重合闸继电器宜检线路无压，DG侧检同期。
3基于重合器、分断器、熔断器等自动化电器的馈线保护
在线路故障时，为了减少停电范围，必须自动隔离故障区段，快速恢复对非故障区段的供电。因此，配电网络常采用基于电流保护与重合器、分断器、熔断器等自动化电器配合的馈线保护自动重合的方式。DG的引入将可能破坏各元件之间的配合，从而影响供电可靠性和供电质量。
3.1重合器与分断器之间的配合
这种馈线自动化保护方案，利用了重合器在线路故障时能够重合的功能，分断器能够记忆重合器分闸次数，并在达到预先整定动作次数后自动分闸并闭锁在分闸状态，实现了对线路故障区段的隔离。
重合器与分断器配合的典型方案见图2（a），R为重合器，重合次数整定为4，S1～S4为分断器，预先整定动作次数分别为4、3、3、2。当F1处故障时，R动作分闸后重合，若故障为瞬时性故障，线路恢复正常供电，若为永久性故障，R再次跳闸，S4因达到预先整定动作次数2，故分闸并闭锁在分闸状态，从而隔离故障点F1。在F2点故障时，R第3次跳闸后，S2达到预先整定动作次数3，S2分闸并闭锁在分闸状态，从而隔离故障点F2。S3预先整定动作次数同为3，但因为故障点不在本分支，始终没有感受到故障电流，计数器一直不启动，计数次数为0，不会动作。线路其余点故障的动作原理类似。
3.1.1DG对重合器与分断器配合的影响 在馈线中如果引入DG，见图2（b）。DG对重合器与分断器配合方案产生不利影响的表现如下：
（1）导致重合器误动
例如图2（b）中F1或F2点故障，DG会通过本馈线对故障点提供短路电流，如果此电流足够大，将导致重合器R误动，严重情况下，如果系统侧或故障线路保护或开关拒动，将导致重合器R反复重合。
（2）导致相邻线路的瞬时速断保护误动
失去选择性的原因同DG对常规三段式电流保护的影响类似。
（3）导致分断器计数不正确
重合器与分断器无法配合，例如图2（b）中F3处故障，重合器跳闸后，DG仍然对其下游线路供电，无论重合器分合几次，S2始终感受到电流流过，其内部计数器不进行计数，无法隔离故障点。
3.1.2保证重合器与分断器正确配合的措施
为保证重合器与分断器正确配合，必须适当延长重合器第1次分闸与第1次重合之间的延时，确保在重合器第1次重合之前，DG可靠解列，分断器得以完成计数。同时，增加延时有利于避免系统与DG非同期合闸。为防止重合器误动，必须限制引入DG的容量，必要时加装方向元件。
3.2重合器与熔断器之间的配合
重合器与熔断器配合的馈线自动化保护方案，利用了重合器能够重合，而且其开断特性具有双时性的特点，熔断器能够在线路中出现不被允许的大电流时，由电流流过熔体或熔丝产生的热量将熔体或熔丝熔断，实现线路故障区段的隔离。通常熔断器装于配电变压器的高压侧或线路末端及线路分支处。重合器与熔断器的典型配合见图3（a）。R为重合器，重合器整定为“一快两慢”，D1与D2为熔断器。重合器与熔断器的t-I特性曲线TCC见图4。当F1点发生故障时，假设故障电流为Id，R首先按照快速动作特性动作分闸，由于动作时间小于D1与D2的熔断时间，2台熔断器都不会熔断，R随后第1次重合，如果是瞬时性故障，重合成功，如果是永久性故障，R、D1和D2再次感受到故障电流，R按照慢速动作特性1动作分闸，由于动作时间大于D1的熔断时间而小于D2的熔断时间，故在R分闸前，仅由D1熔断将故障点F1隔离。线路其余点故障的动作原理类似。
3.2.1DG对重合器与熔断器配合的影响
在馈线中如果引入DG，见图3（b）。DG对重合器与熔断器配合方案产生不利影响的表现如下。
（1）导致重合器误动或相邻线路的瞬时速断保护误动原因与DG对重合器与分断器配合的影响类似。
（2）导致重合失败或非同期合闸
（3）破坏重合器与熔断器之间的配合
例如F3点故障时，DG引入后，重合器感受到的故障电流减少，熔断器感受到的故障电流增加，结合图4可以发现，当两者之间的差值达到一定程度时，熔断器的熔断时间小于重合器快速动作特性下的动作时间，熔断器将在重合器未分闸之前熔断，重合器与熔断器失去配合。
3.2.2保持重合器与熔断器正确配合的措施
首先必须适当延长重合器第1次分闸与第1次重合之间的延时，确保在重合器第1次重合之前DG可靠解列，同时避免非同期合闸。其次，限制引入DG的容量，防止重合器或保护误动，同时能使重合器与熔断器保持正确的配合关系。
4基于FTU的馈线自动化保护
随着通信及自动化技术的进步，基于FTU的自动化保护方案已成功应用于城市配电网。这种方案依靠装设在各分断开关上的馈线终端单元（FTU）采集故障前后的电流、电压等重要信息，并通过通信通道将这些信息上传到主站，主站对数据进行综合分析，确定故障区并制定恢复供电策略，最后通过遥控各开关隔离故障区并恢复对非故障区的供电。该方案多用于“手拉手”和环网柜接线方式。目前城市电网广泛采用的环网供电网络见图5（a），正常时开环运行，当线路一端失去电源时，合上联络开关，由另一端电源对失去电源的线路上的用户供电。线路故障时为减少停电范围的故障处理方法：假设F1处发生故障，线路I首端保护首先动作将故障线路切除，主站随后分析各FTU采集到的数据，发现S1流过故障电流，S2不流过故障电流，判定故障发生在S1与S2之间，遥控断开S1和S2，合上R1和R3，从而将故障区S1-S2隔离并恢复对非故障区R1-S1和S2-R3的供电。
4.1线路引入DG后的对策
上述故障处理方法是建立在单端供电模式下的，如果线路中间或末端引入DG1，见图5（b），线路中的某些区段将变为双端电源供电，上述故障处理方法将不再适用。例如S1和S2之间发生故障时，2个开关都将感受到故障电流，主站将无法确定故障区，因此，故障区判别方法必须作出修正以适应含DG的供电方式。比较可行的处理方法是在FTU中引入功率方向判别元件，当F1处发生故障时，R1和S1感受到相同的功率方向，而S2感受到的功率方向刚好与它们相反，由此判定故障点在S1和S2之间，主站可据此进行故障处理。
5结束语
在实际的配电网运行中，无论采取哪种馈线保护及自动化方式，都必须考虑引入DG的影响，采取相应有效的措施，才能达到实际效果。