文章介绍了配电网分界开关实现故障分界、减少故障停电的作用及其工作原理；然后，指出了现场应用的短路故障分界技术存在整定以及与上下级保护配合不当的问题，并对此提出了改进措施；最后，分析了基于稳态零序电流的接地故障分界方法出现误动与拒动的原因，并指出可通过适当提高电流定值以及采用暂态零序电流幅值法解决误动与拒动问题。
近年来，一种俗称为“看门狗”的自动分界开关在国内获得了广泛应用，它安装在用户供电系统与供电企业所管辖的公共配电网的分界点上，直接跳闸切除故障，或在上级断路器（如变电站线路出口断路器）动作后跳闸隔离用户系统内的故障，能够防止用户侧故障造成线路上其他用户停电。山东省目前已安装自动分界开关约5万套，在减少配电网故障停电次数与停电时间、提高供电可靠性方面发挥了重要作用。然而，分界开关在运行过程中，还存在不少误动与拒动现象。为此，国网山东省电力公司成立了专题工作组，分析分界开关的运行情况及其误动与拒动的原因，提出提高分界开关动作正确率的改进措施。本文介绍工作组的研究成果，供广大同行参考。
1 故障分界原理
故障分界指分界开关判断故障是发生在其上游公共配电网中还是其下游用户供电系统中，即判断故障是正向（区内）的，还是反向（区外）的。
1.1 短路故障分界原理
相间短路故障分界有直接跳闸与失压隔离两种工作方式。
直接跳闸工作方式下，分界开关配置电流I段保护，在其下游用户系统发生短路故障时瞬时跳闸切除故障，其目的是避免上级断路器（变电站线路出口断路器）越级跳闸而造成全线路停电。
失压隔离工作方式下，分界开关实际上是一个电流型自动分段开关，在用户系统发生短路故障后，首先由上级断路器跳闸切除故障，分界开关在线路无压、无流的情况下跳闸隔离故障，然后上级断路器再一次重合，恢复对线路上其他用户的供电。
分界开关与上级断路器的配合有两种方式：
1）上级断路器采用一次重合闸，在上级断路器第一次动作、分界开关计数到一次故障过流脉冲后就跳开分界开关。
2）上级断路器采用两次重合闸，在上级断路器第二次动作、分界开关计数到两次故障过流脉冲后才跳开分界开关。
1.2 小电流接地故障分界原理
目前现场安装的分界开关一般是通过检测稳态（工频）零序电流的幅值实现接地故障分界的。
1.2.1 接地故障时流过分界开关的零序电流
1.2.1.1 区外故障时流过分界开关的零序电流
无论配电网中性点采用不接地方式还是谐振接地方式，接地点在分界开关上游公共配电网中时，分界开关处的零序电流就是其下游用户供电系统正常运行时单相对地电容电流。如图1所示配电线路，分界开关上游k1点出现接地故障时，流过分界开关处的零序电流的幅值（装置实际接入是3倍的零序电流）为：
式中：U0为零序电压幅值，等于正常运行时故障点电压的幅值；ω为工频角频率；Cc为用户系统单相对地电容。
图1区外故障时等效零序网络
1.2.1.2 中性点不接地配电网区内故障时流过分界开关的零序电流
在中性点不接地配电网中，当接地点位于分界开关下游时，分界开关处的零序电流为开关上游系统对地电容电流，即等于除用户系统外本线路对地电容电流与本线路背后系统总对地电容电流之和。如图2所示配电线路，分界开关下游线路上k2点出现接地故障时，流过分界开关处的零序电流的幅值为：
式中：Ck为本线路除分界开关下游用户供电系统外部分的单相对地电容；Cb为除本线路系统单相对地电容。
图2中性点不接地配电网中性点接地点位于分界开关下游时零序等效电路
1.2.1.3 谐振接地配电网区内故障时流过分界开关的零序电流
在谐振接地配电网中，当接地点在分界开关下游时，分界开关检测到的零序电流为分界开关上游系统对地分布电容电流与消弧线圈补偿电流的相量和。如图3所示配电网，分界开关下游线路上k2点出现接地故障，流过分界开关处的零序电流为：
图3谐振接地配电网故障点位于分界开关下游时零序等效电路
设消弧线圈失谐度为ν，则分界开关处零序电流又可表示为：
1.2.2 小电流接地故障分界判据
综上所述，由于用户线路比较短及其供电系统规模较小，使得无论是在中性点不接地配电网还是谐振接地配电网中，分界开关下游出现接地故障时，流过分界开关的工频零序电流一般会大于上游系统接地时的零序电流。据此可以判断接地故障的方向。
分界开关测量零序电流（实际接入的是3倍的零序电流），并计算其稳态（工频）零序电流值，将其动作电流值Iset整定为1.5～3倍的用户系统正常运行时三相对地电容电流之和，则有：
1）3IB0＞Iset时，判为接地点位于分界开关下游用户供电系统中，即正向区内故障；
2）3IB0＜Iset时，判为接地点位于分界开关上游公共配电网中，即反向区外故障。
2 短路故障分界存在的问题与改进措施
目前，我国现场应用的短路分界技术存在整定以及与上下级保护配合不合理的问题，达不到充分减少用户故障停电次数与停电范围的效果，需要加以改进。
2.1 直接跳闸方式存在的问题与改进措施
2.1.1 与变电站出口断路器保护配合的问题
分界开关采用电流I段保护直接跳闸切除用户侧故障时，只有上级变电站出口断路器保护的动作时限大于分界开关切除故障的时间，才能避免越级跳闸，防止其他用户停电。而实际配电网中，大部分出口断路器也配置了电流I段保护，这种情况下，分界开关保护显然无法在动作时限上与上级断路器保护配合。如用户系统出现短路故障，在分界开关动作切除故障的同时，上级断路器也会越级跳闸。
将出口断路器的电流I段保护退出运行，显然可以避免其在用户侧故障时越级跳闸。但这样也带来了线路出口处故障切除时间变长的问题；如果主变压器耐大短路电流的能力差，可能导致主变压器损害；再就是会出现持续时间较长的严重电压骤降（母线电压接近为零），不适用于带有大量敏感负荷的变电站。
如果主变压器耐大短路电流的能力比较差以及与负荷对电压骤降的要求比较严格，可通过调高出口断路器I段电流定值的方法，缩小其保护区，达到减少越级跳闸率的目的。实际配电网中，变电站出线电流I段保护往往是按照躲过线路末端最大短路电流的原则整定的，其保护区达到线路全长的近80%。事实上，配电线路短路电流随着故障距离的增加急剧下降，在故障位置距变电站1km远时，短路电流就大致下降到母线处短路电流的一半，其发热量以及电动力均减少70%以上，电压骤降幅度约是额定电压的一半，因此，将I段电流定值按照躲过1.5km处最大短路电流的原则整定，即可将I段保护区缩短至1km左右，可显著地减少越级跳闸现象。
随着技术的进步，配电网断路器的分闸时间亦可以达到40ms以内。分界开关采用高速动作的断路器，完全可以在0.1s切除用户侧故障。如果出口断路器I段保护增加0.15s的延时，即可实现二者之间的配合，避免出现越级跳闸。
2.1.2 分界开关重合闸的问题
实际工程中，采用直接跳闸方式的分界开关一般不配置重合闸，如果用户系统内有多台配电变压器（简称配变）时，则任何一台配变故障都会造成用户长时间停电。因此，在用户侧接有多台配变时，采用直接跳闸方式的分界开关应该配置一次重合闸，在其中一台配变故障时，故障配变的熔断器或断路器保护动作切除故障，分界开关重合成功，恢复对用户其他配变的供电。
如果分界开关不配置重合闸，在用户系统发生瞬时性故障时，也会造成用户长时间停电。如果用户进线是架空线路且距离较长（大于500m）时，即便仅接有一台配变，分界开关也应配置一次重合闸。
2.2 失压隔离方式存在的问题与改进措施
实际工程中，许多安装了分界开关的配电网的变电站出口断路器仍然采用一次重合闸，分界开关在计数到一次过流脉冲后就自动跳闸隔离故障，如果用户侧故障是瞬时性的，显然会造成用户长时间停电。当用户侧接有多台配变时，其中一台配变故障也会造成所有用户侧配变停电。解决方案是出口断路器配置二次重合闸，分界开关在计数到两次过流脉冲后才自动跳闸隔离故障。
为了提高重合成功率，美国等国广泛采用三次重合闸的方式，重合闸累计成功率高达90%以上。这说明采用二次重合闸是可行的，既可以提高重合闸成功率，又可实现与分界开关的合理配合。参照国外的经验，建议一次重合闸的动作时限维持为1s，或者从不对电动机负荷产生实质性影响的角度出发将动作时限缩短至0.2s；二次重合闸的动作时限选为15s或20s，以留出充分的熄弧时间。
3 小电流故障分界存在的问题与改进措施
各地分界开关的现场运行情况表明，利用稳态零序电流法实现接地故障分界，普遍存在误动与拒动情况。
3.1 误动原因分析
3.1.1 电流定值过低的问题
实际工程中，分界开关零序电流定值一般按用户系统三相对地电容电流之和的1.5～3倍整定。一些用户接入的引线很短，用户系统电容电流很小，分界开关的零序电流定值选的很低，动作很灵敏，能够反应过渡电阻很高的接地故障。假设一10kV谐振接地配电网补偿后的接地点残余电流为5A（零序电流约1.7A），系统零序阻抗（消弧线圈与系统零序电容并联回路的阻抗）约为3600Ω；又假设其中一用户系统的电容电流是0.2A（零序电流约0.67A），分界开关的电流定值选为0.4A；则在用户侧发生15kΩ的高阻接地故障时，分界开关就会动作，而此时变电站母线零序电压不到500V，小于额定电压的10%；由于变电站对地绝缘监察装置的零序电压定值一般不低于额定电压的15%，这时并不会发出接地告警信号。可见，这种情况是由于分界开关反应接地电阻的灵敏度比变电站绝缘监察装置高造成的，并不能说是分界开关出现了误动。
3.1.2 间歇性故障引起的误动
另一部分误动出现在配电网中发生间歇性接地故障时。这种情况下，将出现一个持续的暂态零序电流过程，如图4所示，其中第一个波形为故障线路零序电流，其余波形为非故障线路零序电流。因为暂态零序电流的幅值最大可达稳态电容电流的10倍甚至20倍以上，在暂态零序电流持续不断地出现时，会使得非故障用户的分界开关控制器计算出的工频零序电流幅值超过整定值，从而造成误动。
图4实际间歇性接地故障零序电流录波图
3.2 拒动原因分析
拒动主要出现在谐振接地配电网中。受消弧线圈补偿电流的影响，在分界开关下游系统出现接地故障时，流过分界开关的零序电流很小，保护动作的灵敏度与可靠性没有保证。特别是在用户线路比较长、下游供电系统规模比较大时，用户系统对地电容电流比较大，稳态零序过电流法的电流定值也比较大，在用户系统出现接地故障时，流过分界开关的零序电流小于电流定值，因此出现拒动。
3.3 改进措施
3.3.1 提高分界开关动作定值
根据前面的分析，在分界开关零序电流定值过低时，如果用户侧出现高阻接地故障，会出现分界开关动作而变电站绝缘监察装置并没有告警的现象。实际配电网中，一部分高阻接地故障是由于导线坠地引起的，而导线坠地易引起触电事故，从这一角度出发，分界开关动作的灵敏度高是有益的。然而，变电站绝缘监察装置反应接地电阻的能力一般不会超过2kΩ；如果分界开关零序电流定值小于0.5A时，其反应接地电阻的能力将达到10kΩ以上；因此，会频繁出现分界开关动作而变电站绝缘监察装置却没有报警的情况，给运行值班人员处理故障带来严重的不便。此外，分界开关零序电流定值过低时，也存在易受电磁干扰影响而误动的问题。综合考虑，应将分界开关零序电流定值的下限值提高至2A，使其反应接地电阻的能力维持在2kΩ左右。由于用户侧故障时，流过分界开关的零序电流较大，适当提高分界开关的零序电流定值不会造成拒动。
3.3.2 采用暂态零序电流法实现接地故障的检测
分界开关采用稳态零序电流法进行接地故障分界，在出现间歇性接地故障时，其中的暂态分量会造成计算出的工频零序电流幅值远大于实际值，导致非故障用户的分界开关误动。检测波形的畸变程度，在波形出现严重畸变时闭锁分界开关，可以避免误动，但这样又带来了在内部出现间歇性接地故障时拒动的问题。此外，稳态零序电流法还存在受消弧线圈影响拒动的问题。
可见，稳态零序电流法从原理上就存在误动与拒动的缺陷，改进措施是利用暂态零序（模）电流的幅值实现接地故障的分界。
接地故障的暂态电流是故障相电容放电以及非故障相电压升高、电容充电产生的。实际配电网中，暂态电流的峰值是稳态电容电流幅值的十几倍。在分界开关的上游与下游发生接地故障时，除了幅值不同外，流过分界开关的暂态零序电流的变化特征与稳态工频电流是类似的。
暂态零序电流法检测暂态零序电流的峰值，在其大于整定值时判断为接地点在用户侧，暂态电流定值按躲过系统侧故障时用户系统暂态零序电流的最大值来整定。由于电流定值是根据用户系统暂态零序电流的最大值来整定的，因此不会在系统侧发生间歇性接地故障时误动。在用户系统发生接地故障时，流过分界开关的暂态零序电流近似等于故障点的接地电流，其峰值一般远大于分界开关的暂态零序电流定值，能够可靠地判断出接地点的方向。由于暂态零序电流不受消弧线圈的影响，因此，克服了稳态零序电流法因补偿后的接地残流小而拒动的问题。
接地故障产生的暂态零模电流幅值受多种因素影响，如故障初相角、系统结构和参数、故障点过渡电阻等，因此，难以准确地计算出系统侧故障时用户系统暂态零序电流的最大值。本着保证分界开关不误动的原则，可把电流定值选得大一些，但这样会降低反应下游用户系统接地故障的灵敏度。
为验证暂态法的有效性，国网山东省电力公司调控中心组织有关厂家开发了采用暂态零序电流法检测接地故障的分界开关，在山东省电力科学研究院的RTDS（电力系统实时仿真系统）上进行了验证测试并在枣庄供电公司110kV龙潭变电站的线路上进行了人工接地测试。测试过程中，采用稳态法的分界开关出现了误动与拒动现象，而采用暂态法的分界开关正确动作。
4 结语
目前现场运行的分界开关采用直接跳闸或失压隔离两种方式实现短路故障分界，存在整定以及与上下级保护配合不合理的问题，通过调整变电站出口断路器电流I段保护的定值、出口断路器采用二次重合闸以及分界开关采用一次重合闸等措施，可以解决上述问题，充分发挥出分界开关减少用户短路故障停电次数与停电范围的作用。
现有的分界开关一般都采用稳态零序电流法检测接地故障，存在误动与拒动现象。一部分“误动”的原因是由于分界开关电流定值过低，其反应接地电阻的灵敏度远高于变电站绝缘监察装置；另一部分误动的原因，则是因为间歇性接地故障时暂态分量造成计算出的工频零序电流远大于实际值。拒动现象主要出现在谐振接地系统中，原因是受消弧线圈补偿电流的影响，用户侧故障时流过分界开关的零序电流小于整定值。通过适当提高零序电流定值以及检测零序电流的畸变程度，可以解决稳态零序电流法误动的问题。而采用暂态零序电流法，则既可以克服稳态法的误动问题，又能解决其受消弧线圈影响拒动的问题。
致谢：本文写作得到了中国石油大学（华东）薛永端教授的帮助，在此表示感谢！
引文信息
刘伟生，刘远龙，王安宁，徐丙垠.配电网故障分界技术应用情况分析与改进措施[J].
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