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【摘要】本文针对配电网继电保护配合与故障处理，结合理论实践，在简要阐述配电网继电保作用的基础上，从配置原则、配合可行性两个方面分析了配电网继电保护配合要点，并论述了继电保护存在的故障，给出了相应的处理技术，希望对提升温岭市配电网继电保护配合效果，提升故障处理效率有一定的参考和借鉴。
【关键词】配电网;继电保护;配合;故障处理
【引言】在科学技术飞速发展的背景下，配电网逐步实现了自动化、信息化，对配电网继电保护配合效果和故障处理效率也提出了更高的要求。需要进一步提升多级继电保护配合质量，实时处理故障效率，以保证配电的可靠性和稳定性。基于此，开展配电网继电保护配合与故障处理分析就显得尤为必要。
1、继电保护的作用
在配电网中，继电保护属于第二道保护防线，第一道防线是减少设备故障率，第三道防线配电网自动化。如果配电网在运行中，继电器保护的电力系统元件发生故障，继电器可快速、准确的为距离故障元件最近的断路器发送跳闸命令，以保证故障元件能够从电力系统中及时断开，减轻故障对电力元件总成破坏，降低配电故障对供电安全造成的影响。通过继电保护，还能准确反映各设备运行情况，如果发现设备异常运行，会立即发出报警信号，提醒值班人员及时处理，或者继电保护装置自动进行调整，也可以将故障电气设备切除，避免引起更大的问题。
2、配电网继电保护配合要点
目前配电网继电保护中，常用的保护方式有两种，一种是两级级差保护，另一种是三级级差保护，二者的区别主要体现在配置原则上。
2.1 两级级差保护配置原则和配合可行性
配置原则为：在两级级差保护中，主干馈线上的开关，必须全部采用负荷开关，配电用户开关、各种分支开关、变电站出线开关等，要选择断路器。其中用户断路器和分支断路器继电保护动作延时为0s，而变电站断路器上的继电保护动作延时允许一定范围波动，但也需要控制在200ms～250ms之间。
配合可行性：在配电网中，馈线断路器上继电保护动作时间普遍在30ms～40ms之间，熄弧时间大约为10ms，继电保护响应时间略长，大约为30ms。为更好的保护配电网馈线运行质量，其上的开关可设置0s保护动作延时，必须在故障发生100ms之内，切断故障电流。如果是馈线的支线开关或者是用户开关，需要人工来恢复，难以实现故障实时处理，具有一定的时间裕度【1】。对变电站而言，凡是出线开关，可设置200ms～250ms的继电保护动作延时，变压器低压侧开关保留250ms～300ms的级差，以实现选择性保护和两级级差保护配合。
2.2三级级差保护配置原则和配合可行性
三级级差保护配置常用的方案有以下两种，
第一种是变电站上的出线开关、馈线分支开关及用户开关，都选择继电保护，从而形成三级级差保护，配电线路上其余开关则采取负荷开关，具体情况如图1所示：
此配置方案中，B1、B2、B3、B4都表示用户开关，继电保护动作延时为0s，A5和A6表示馈线分支开关，继电保护动作延时为可设定为变化值用 表示，而变电站出线开关保护动作延时则为 。
第二种配电网中变电站上的出线开关、某馈线分段开关、馈线分支开关等，都设置断路器，每个断路器上再配置继电保护器，形成三级级差保护，配电线路上其余开关则采用负荷开关，具体情况如图2所示：
图2中A5、A6、A7表示馈线分支开关，继电保护动作延时为0s，A2表示馈线分段开关，继电保护动作延时为 ，变电站上出线开关动作延時为2 。
三级级差保护配合可行性，在科学技术飞速发展的背景下，开关技术取得了良好发展，永磁操动机构、无触点驱动技术的发明和应用，为三级级差保护配合的可行性奠定了技术支持，应用得当永磁操动机构的分闸时间可控制在20ms以下，而无触点式分闸动作延时可控制在1ms以下【2】。先进技术的发展为继电保护器快速切除故障电流奠定了坚实基础。如果在馈线开继电保护设置时，需要保证0s保护动作延时，则需要预留出一定的时间裕度。上一级馈线开关则可以设置100ms～150ms保护动作延时，变电站上的出线开关可设置200ms～300ms的保护动作延时。
3、配电网继电保护配合的故障处理
3.1配电网故障处理现状分析
目前配电网已经实现了自动化、智能化控制，但故障是客观存在的很难从根本上得到规避，一旦发生故障，至少需要一台继电保护装置快速切断故障电流，然后将相关信息及时传输给控制终端，进行故障信息分析，制定有针对性的解决方法，尽快恢复供电。但目前很多配电网建设及运行中，针对发生故障之后选择何种故障电流切除方法，有不同意见。
一些电力企业选择断路器作为馈线开关，一旦发生配电网发生故障，距离故障最近的断路器来切断故障电流，避免其他线路遭受波及影响。但配电网在具体运行过程中，故障发生之后，存在各级开关继电保护配合问题，就会发生越级跳闸或者多级跳闸问题，这就会增加故障判断的难度。为避免发生这一问题，一些电力企业采用了负荷开关作为馈线开关，切断故障电流的工作由变电站出线上的断路器来完成，此种故障处理方法，虽然能够在一定程度上解决多级跳闸问题，为故障判断提供条件是，但会引发全线短暂停电，造成的损失也比较大【3】。
随着温岭电力事业的不断发展，馈线主干线电缆化、绝缘化水平不断提升，配电网中主干线发生故障的概率越来越低，配电故障多发生在用户支线上。因此，一些企业就在用户支线入口位置了“看门狗”开关，以实现用户故障的自动切除，避免影响整个配电网运行质量。配电网在运行过程中，每个开关之间的协调配合，是选择性切除故障电流的关键，继电保护装置和配电自动化相互配合，可有效快速切除故障电流而且不会大面积停电故障，而且还能通过配电自动化来弥补继电保护选择性能不足的问题，值得各大电力企业高度重视。 3.2全架空馈线主干线故障处理
差级保护和配单自动化配合是配电故障高效处理的关键，无论是二级差级保护，还是三级差级保护，其原理基本相同。如果配电网中主干线为全架空馈线，发生故障之后，变电站上的出线断路器要快速切断故障电流，然后经过大约0.5s保护动作延时之后，再重合出线断路器，如果断路器重合成功，表示配电线路上发生了瞬时性故障，如果重合失败，则表示配电线路上发生了永久性故障【4】。
配电网主站可根据收集的各项信息来准确判断故障发生的位置、类型、造成的影响。如果是瞬时性故障，可将各项信息全部存入系统瞬时性故障处理记录中。而如果是永久性故障，可对故障发生区域的各个开关进行遥控操作，尽快切除故障电流。同时遥控变电站上出线断路器和联络开关合闸，以恢复供电，相关信息也要及时存入永久性事故处理记录中。
3.3全电缆馈线主干线故障处理
如果主干线为全电缆馈线，那么在馈线上一旦发生故障，就可以直接判定为永久性故障，此时变电站出线上的断路器跳闸切断故障电流。主站根据收集和汇总大的各项信息和数据，来判断故障发生的区域、位置、种类等。遥控控制故障区域开关隔离故障区域，并合闸变电站出线断路器和联络开关，尽快恢复区域供电。
3.4分支线路和用户处故障处理
配电网在运行过程中，如果是分支线路、用户断路器等发生故障，需要立即切断故障电流。如果分支线路为架空线路，可通过重合闸的方法来开展开放，经过约0.5s保护动作延时之后，重合断路器，如果重合成功，表明发生了瞬时性故障，如果失败则可判定为发生了永久性故障【5】。如果分支线路和用户用电线路为电缆线路，则可直接判定为永久性故障，无需重合操作。
【结束语】
综上所述，本文结合理论实践，分析了配电网继电保护配合與故障处理，分析结果表明，配电网自动化和继电保护相互配合，可大幅度提升配电网运行的安全性、稳定性。应用在故障处理中，可快速切断故障电流，并且不会发生大面积停电，是目前配电网故障处理比较有效的方法，值得大范围推广应用。
【参考文献】
[1]张博，刘桂兰.配电自动化与继电保护配合的配电网故障处理分析[J].科技创新导报，2019，16（05）：68+70.
[2]谢芮芮，张培忠，徐铭铭.配电自动化与继电保护配合的配电网故障处理[J]. 通信电源技术，2018，35（09）：283-284+287.
[3]李博通，杨昕陆，李斌，等.采用故障阻断型换流器的直流配电网故障处理技术综述[J].电力系统自动化，2020，044（005）：101-113.
[4]荣旭东，张蓓，高伟，等.电力系统配电自动化与继电保护配合的电网故障处理研究[J].科技创新导报，2019，16（18）：58，60.
[5]郭瑾瑾.浅议配电自动化与继电保护配合下的配电网故障处理[J].建筑工程技术与设计，2018，000（027）：1972.
【关键词】配电网;继电保护;配合;故障处理
【引言】在科学技术飞速发展的背景下，配电网逐步实现了自动化、信息化，对配电网继电保护配合效果和故障处理效率也提出了更高的要求。需要进一步提升多级继电保护配合质量，实时处理故障效率，以保证配电的可靠性和稳定性。基于此，开展配电网继电保护配合与故障处理分析就显得尤为必要。
1、继电保护的作用
在配电网中，继电保护属于第二道保护防线，第一道防线是减少设备故障率，第三道防线配电网自动化。如果配电网在运行中，继电器保护的电力系统元件发生故障，继电器可快速、准确的为距离故障元件最近的断路器发送跳闸命令，以保证故障元件能够从电力系统中及时断开，减轻故障对电力元件总成破坏，降低配电故障对供电安全造成的影响。通过继电保护，还能准确反映各设备运行情况，如果发现设备异常运行，会立即发出报警信号，提醒值班人员及时处理，或者继电保护装置自动进行调整，也可以将故障电气设备切除，避免引起更大的问题。
2、配电网继电保护配合要点
目前配电网继电保护中，常用的保护方式有两种，一种是两级级差保护，另一种是三级级差保护，二者的区别主要体现在配置原则上。
2.1 两级级差保护配置原则和配合可行性
配置原则为：在两级级差保护中，主干馈线上的开关，必须全部采用负荷开关，配电用户开关、各种分支开关、变电站出线开关等，要选择断路器。其中用户断路器和分支断路器继电保护动作延时为0s，而变电站断路器上的继电保护动作延时允许一定范围波动，但也需要控制在200ms～250ms之间。
配合可行性：在配电网中，馈线断路器上继电保护动作时间普遍在30ms～40ms之间，熄弧时间大约为10ms，继电保护响应时间略长，大约为30ms。为更好的保护配电网馈线运行质量，其上的开关可设置0s保护动作延时，必须在故障发生100ms之内，切断故障电流。如果是馈线的支线开关或者是用户开关，需要人工来恢复，难以实现故障实时处理，具有一定的时间裕度【1】。对变电站而言，凡是出线开关，可设置200ms～250ms的继电保护动作延时，变压器低压侧开关保留250ms～300ms的级差，以实现选择性保护和两级级差保护配合。
2.2三级级差保护配置原则和配合可行性
三级级差保护配置常用的方案有以下两种，
第一种是变电站上的出线开关、馈线分支开关及用户开关，都选择继电保护，从而形成三级级差保护，配电线路上其余开关则采取负荷开关，具体情况如图1所示：
此配置方案中，B1、B2、B3、B4都表示用户开关，继电保护动作延时为0s，A5和A6表示馈线分支开关，继电保护动作延时为可设定为变化值用 表示，而变电站出线开关保护动作延时则为 。
第二种配电网中变电站上的出线开关、某馈线分段开关、馈线分支开关等，都设置断路器，每个断路器上再配置继电保护器，形成三级级差保护，配电线路上其余开关则采用负荷开关，具体情况如图2所示：
图2中A5、A6、A7表示馈线分支开关，继电保护动作延时为0s，A2表示馈线分段开关，继电保护动作延时为 ，变电站上出线开关动作延時为2 。
三级级差保护配合可行性，在科学技术飞速发展的背景下，开关技术取得了良好发展，永磁操动机构、无触点驱动技术的发明和应用，为三级级差保护配合的可行性奠定了技术支持，应用得当永磁操动机构的分闸时间可控制在20ms以下，而无触点式分闸动作延时可控制在1ms以下【2】。先进技术的发展为继电保护器快速切除故障电流奠定了坚实基础。如果在馈线开继电保护设置时，需要保证0s保护动作延时，则需要预留出一定的时间裕度。上一级馈线开关则可以设置100ms～150ms保护动作延时，变电站上的出线开关可设置200ms～300ms的保护动作延时。
3、配电网继电保护配合的故障处理
3.1配电网故障处理现状分析
目前配电网已经实现了自动化、智能化控制，但故障是客观存在的很难从根本上得到规避，一旦发生故障，至少需要一台继电保护装置快速切断故障电流，然后将相关信息及时传输给控制终端，进行故障信息分析，制定有针对性的解决方法，尽快恢复供电。但目前很多配电网建设及运行中，针对发生故障之后选择何种故障电流切除方法，有不同意见。
一些电力企业选择断路器作为馈线开关，一旦发生配电网发生故障，距离故障最近的断路器来切断故障电流，避免其他线路遭受波及影响。但配电网在具体运行过程中，故障发生之后，存在各级开关继电保护配合问题，就会发生越级跳闸或者多级跳闸问题，这就会增加故障判断的难度。为避免发生这一问题，一些电力企业采用了负荷开关作为馈线开关，切断故障电流的工作由变电站出线上的断路器来完成，此种故障处理方法，虽然能够在一定程度上解决多级跳闸问题，为故障判断提供条件是，但会引发全线短暂停电，造成的损失也比较大【3】。
随着温岭电力事业的不断发展，馈线主干线电缆化、绝缘化水平不断提升，配电网中主干线发生故障的概率越来越低，配电故障多发生在用户支线上。因此，一些企业就在用户支线入口位置了“看门狗”开关，以实现用户故障的自动切除，避免影响整个配电网运行质量。配电网在运行过程中，每个开关之间的协调配合，是选择性切除故障电流的关键，继电保护装置和配电自动化相互配合，可有效快速切除故障电流而且不会大面积停电故障，而且还能通过配电自动化来弥补继电保护选择性能不足的问题，值得各大电力企业高度重视。 3.2全架空馈线主干线故障处理
差级保护和配单自动化配合是配电故障高效处理的关键，无论是二级差级保护，还是三级差级保护，其原理基本相同。如果配电网中主干线为全架空馈线，发生故障之后，变电站上的出线断路器要快速切断故障电流，然后经过大约0.5s保护动作延时之后，再重合出线断路器，如果断路器重合成功，表示配电线路上发生了瞬时性故障，如果重合失败，则表示配电线路上发生了永久性故障【4】。
配电网主站可根据收集的各项信息来准确判断故障发生的位置、类型、造成的影响。如果是瞬时性故障，可将各项信息全部存入系统瞬时性故障处理记录中。而如果是永久性故障，可对故障发生区域的各个开关进行遥控操作，尽快切除故障电流。同时遥控变电站上出线断路器和联络开关合闸，以恢复供电，相关信息也要及时存入永久性事故处理记录中。
3.3全电缆馈线主干线故障处理
如果主干线为全电缆馈线，那么在馈线上一旦发生故障，就可以直接判定为永久性故障，此时变电站出线上的断路器跳闸切断故障电流。主站根据收集和汇总大的各项信息和数据，来判断故障发生的区域、位置、种类等。遥控控制故障区域开关隔离故障区域，并合闸变电站出线断路器和联络开关，尽快恢复区域供电。
3.4分支线路和用户处故障处理
配电网在运行过程中，如果是分支线路、用户断路器等发生故障，需要立即切断故障电流。如果分支线路为架空线路，可通过重合闸的方法来开展开放，经过约0.5s保护动作延时之后，重合断路器，如果重合成功，表明发生了瞬时性故障，如果失败则可判定为发生了永久性故障【5】。如果分支线路和用户用电线路为电缆线路，则可直接判定为永久性故障，无需重合操作。
【结束语】
综上所述，本文结合理论实践，分析了配电网继电保护配合與故障处理，分析结果表明，配电网自动化和继电保护相互配合，可大幅度提升配电网运行的安全性、稳定性。应用在故障处理中，可快速切断故障电流，并且不会发生大面积停电，是目前配电网故障处理比较有效的方法，值得大范围推广应用。
【参考文献】
[1]张博，刘桂兰.配电自动化与继电保护配合的配电网故障处理分析[J].科技创新导报，2019，16（05）：68+70.
[2]谢芮芮，张培忠，徐铭铭.配电自动化与继电保护配合的配电网故障处理[J]. 通信电源技术，2018，35（09）：283-284+287.
[3]李博通，杨昕陆，李斌，等.采用故障阻断型换流器的直流配电网故障处理技术综述[J].电力系统自动化，2020，044（005）：101-113.
[4]荣旭东，张蓓，高伟，等.电力系统配电自动化与继电保护配合的电网故障处理研究[J].科技创新导报，2019，16（18）：58，60.
[5]郭瑾瑾.浅议配电自动化与继电保护配合下的配电网故障处理[J].建筑工程技术与设计，2018，000（027）：1972.