10kV配電線路保護配置方法研究

郭 亮，安 義，鄧才波，劉 蓓，陳 琛

（國網(wǎng)江西省電力有限公司電力科學(xué)研究院，江西 南昌 330096）

0 引言

10 kV線路的保護，主要由變電站開關(guān)保護、柱上開關(guān)保護、環(huán)網(wǎng)柜開關(guān)保護、熔斷器等裝置或設(shè)備實現(xiàn)，現(xiàn)有標準[1-3]缺乏對變電站上下游開關(guān)保護配置的規(guī)定，往往只對線路變電站開關(guān)保護進行了原則性規(guī)定。這一方面是由于配網(wǎng)線路比主網(wǎng)線路接線更復(fù)雜，配網(wǎng)保護配置相比主網(wǎng)更具有難度；另一方面因為配網(wǎng)線路長期處于被忽視弱化的地位，研究力度和深度不夠[4]?，F(xiàn)有標準不能滿足配網(wǎng)線路保護的配置需求。

目前，各地對10 kV線路保護執(zhí)行的配置方法不盡相同，特別是線路上存在各類開關(guān)設(shè)備，其設(shè)置位置及定值整定方式更是亂象迭出，保護失配的問題較為突出，現(xiàn)場運維實踐表明，10 kV線路保護失配最顯著的表現(xiàn)是上下游開關(guān)在故障時出現(xiàn)的同時跳閘現(xiàn)象。

為了解對10 kV線路保護失配的原因，本文對一起存在此問題的實際線路進行詳細分析，找到其保護配置存在的問題，并開展改進措施研究。

1 保護配置原則

1.1 配網(wǎng)線路保護的原則

為了對配網(wǎng)線路的保護配置進行改進優(yōu)化，以實現(xiàn)線路各開關(guān)保護的有序跳閘，本文依照以下原則和限制條件。

1）開關(guān)下游的故障必須僅由該開關(guān)隔離。10 kV線路故障必須由線路上的開關(guān)隔離，即變電站出線開關(guān)的電流定值必須小于10 kV母線處的最小短路電流；其末段保護的時間定值必須比主變低壓側(cè)后備末段保護縮短至少0.2 s。線路上開關(guān)的電流定值必須小于開關(guān)所在位置的最小短路電流，末段保護的時間定值必須比上級開關(guān)末段保護時間定值縮短至少0.2 s。

2）線路近區(qū)故障短路電流大，必須以最快速度切除。即出線開關(guān)的速斷或過流I段保護時間定值必須為0 s；現(xiàn)有保護配置存在退出速斷保護的現(xiàn)象，以通過延時實現(xiàn)下游開關(guān)先行跳閘，這種方式在某種程度上可實現(xiàn)下游開關(guān)先跳，以確保用戶用電可靠性，但是存在近區(qū)故障大電流短路時上級設(shè)備需承受更長時間短路電流的風(fēng)險。

3）線路上各開關(guān)保護不失配。出線開關(guān)末段保護能保護全線金屬短路故障。上下級開關(guān)末段保護之間應(yīng)通過定值和時間實現(xiàn)級差配合，即在線路末端故障時下級開關(guān)能先動作，上級開關(guān)作后備。

4）時間限制條件。國家標準規(guī)定[5-6]，220 kV主變后備保護的動作時間應(yīng)小于2 s，上下級保護級差時間不小于0.2 s。電網(wǎng)接線網(wǎng)絡(luò)現(xiàn)狀，延伸至35 kV變電站的10 kV線路保護時，最末段保護動作時間只有0.5~0.7 s，可設(shè)置兩級保護；110 kV、220 kV變電站則有0.9 s-1.2 s，可設(shè)置三級保護。

1.2 線路保護配置方法

按照以上原則和限制條件，在時限足夠時，以配置三級保護為例，按照以下方法配置整定。

1）變電站開關(guān)作為第一級保護。

過流I段：時間0 s，電流定值按躲第二級開關(guān)設(shè)置處的最大短路電流整定，以最小方式下10 kV母線處的最小短路電流校核。

過流II段：時間0.2 s，按躲第三級開關(guān)設(shè)置處的最大短路電流整定，以第二級開關(guān)處的最小短路電流校核。

過流III段：時間0.7～1.0 s，電流定值按躲過上年度最大負荷并考慮導(dǎo)線載流及CT額定電流整定。

2）第二級保護定值整定。

過流I段：時間0 s，電流定值應(yīng)按照不大于第三級開關(guān)處最小短路電流0.9倍整定。若后側(cè)無第三級開關(guān)，則按不大于第二級開關(guān)所在通道末端的最小短路電流整定。

過流II段：時間0.5～0.8 s，電流定值按不大于第一級過流III段的0.9倍整定。

3）第三級保護定值整定。

過流I段：時間0 s，電流定值按不大于線路末端的最小短路電流整定。

過流II段：時間0.3～0.5 s，電流定值按不大于第二級過流II段的0.9倍整定。

三級保護配置時序圖如圖1所示。

圖1 某10 kV線路三級保護時序示意圖

2 線路基本情況

某10 kV線路接于110 kV某變電站10 kV母線，該線路多次發(fā)生故障柱上開關(guān)與變電站出線開關(guān)同時跳閘的現(xiàn)象。

該線路主干線共64基桿，總長3 840 m，1-64號桿導(dǎo)線型號均為線徑240絕緣導(dǎo)線，導(dǎo)線成三角形排布，線間距1.0 m。

該線路在主干線上接有3條大支線：

1）中棚支線，接于主干線38號桿，共19基桿，長1 140 m，導(dǎo)線型號為線徑120的絕緣導(dǎo)線，導(dǎo)線間距為1.0 m；

2）源頭支線，接于主干線57號桿，共158基桿，導(dǎo)線間距為1.0 m，其中01號-100號桿共6 000 m，導(dǎo)線型號為線徑120絕緣導(dǎo)線，100-158號桿共3 480 m，導(dǎo)線型號為BLV-70；

3）和尚坡支線，接于主干線64號桿，共7基桿，導(dǎo)線間距為1.0 m，長度為420 m，導(dǎo)線型號線徑70絕緣導(dǎo)線；

其中主干線和各支線上還有許多長度較小的支線，不一一列出。

線路出線開關(guān)的互感器變比為400/5。

某10 kV線路的變電站出線開關(guān)保護定值設(shè)置了兩段過流保護：過流I段為

2 400 A/0 s，過流II段為480 A/0.3 s。該線路在主干線的4號桿及中棚分支線1號桿、源頭支線1號桿和22號桿以及和尚坡1號桿上共安裝了5臺真空開關(guān)。各開關(guān)位置及其定值設(shè)置如圖2所示。

圖2 某10 kV線路接線及開關(guān)設(shè)置示意圖

各開關(guān)位置及整定定值如表1所示。

表1 某10 kV線路開關(guān)位置及定值表

3 線路保護存在問題

3.1 第一個柱上開關(guān)缺乏選擇性

導(dǎo)線在主干線4號桿開關(guān)設(shè)置了D01開關(guān)，該開關(guān)距離變電站僅僅200 m左右，這200 m的導(dǎo)線上沒有接帶配變及負荷。D01設(shè)置的定值為400 A/0 s，該開關(guān)設(shè)置在此處設(shè)置距離變電站過近，后側(cè)故障時，只要變電站開關(guān)過流I段動作跳閘，D01也會跳閘。當電流故障較小，大于400 A而小于2 400 A，D01跳閘，但對于本線路用戶而言，該開關(guān)跳閘與變電站出線開關(guān)跳閘是等效的，都會導(dǎo)致所有用戶停電，因此該開關(guān)設(shè)置不合理，可以取消。

3.2 下游各開關(guān)安裝位置不合理

從前面線路信息可知，線路最長的線路總長度超過10 km，而所有柱上開關(guān)基本都在5 km范圍之內(nèi)，開關(guān)設(shè)置沒有考慮到線路的長度和負荷分布，且部分柱上開關(guān)相互之間設(shè)置過近，如F02和F03之間只有1.2 km左右。

開關(guān)集中分布在前半部，對于中部線路及負荷而言，由于后側(cè)線路較多，發(fā)生故障概率更大，這部分負荷將因末端故障引發(fā)更多停電。開關(guān)之間距離過短，短路電流差別不大，無法形成有效的保護區(qū)段，將使各開關(guān)保護配合起來存在困難，難以形成有效配合。

3.3 保護定值設(shè)置不合理

上下級開關(guān)之間的配合有完全配合和不完全配合兩種方式[1]，均須滿足基本原則是：上級開關(guān)電流定值和時間定值不小于下級開關(guān)。

而本線路各柱上開關(guān)保護全部僅配置0 s的過流I段保護，且電流定值大小設(shè)置不合理，存在上下游開關(guān)定值相等的現(xiàn)象，這將導(dǎo)致下游開關(guān)動作時上游開關(guān)也會動作，開關(guān)之間無法實現(xiàn)上下級配合。

3.4 變電站出線開關(guān)末段保護時間定值偏小

本線路的變電站開關(guān)末端保護定值設(shè)置為480 A/0.3 s，該線路由110 kV變電站供電，配變較多，線路合閘送電時大量配變產(chǎn)生的疊加暫態(tài)勵磁涌流在0.3 s時間內(nèi)容易持續(xù)超過該末端定值[7]，增加線路誤跳閘的概率。

由于該線路的保護設(shè)置存在以上多項問題，各保護之間無法實現(xiàn)有效配合，在線路發(fā)生故障時，各開關(guān)同時跳閘的現(xiàn)象非常嚴重，使后端故障引起上游開關(guān)甚至整條線路跳閘，擴大了故障停電范圍，降低了線路的供電可靠性。

4 阻抗分布保護配置改進措施

4.1 各開關(guān)所在位置的阻抗要求

根據(jù)第1節(jié)的分析，第一級開關(guān)過流I段電流定值必須小于10 kV母線處的最小短路電流而大于1.3倍第二級開關(guān)處的最大短路電流，即

式中，Kk為可靠系數(shù)，取1.3，I2·max（3）為第二級開關(guān)處的最大短路電流，I11為第一級開關(guān)過流I段電流定值，IM·max（2）為母線處最小短路電流。

10 kV母線處的最小短路電流為[8]

式中，Z小為最小方式下母線處的阻抗，Uφ為系統(tǒng)額定相電壓，UN為系統(tǒng)額定線電壓。

第二級開關(guān)處的最大短路電流為

式中，Z2大為最大方式下第二級開關(guān)處的阻抗。式（2）、（3）代入式（1），得

即

即線路保護配置要求最大方式下第二級開關(guān)處的系統(tǒng)阻抗應(yīng)不小于最小方式下母線處系統(tǒng)阻抗的1.5倍。同理，最大方式下第三級開關(guān)處的系統(tǒng)阻抗不小于最小方式下的第二級開關(guān)處系統(tǒng)阻抗的1.5倍。

利用上述第二、三開關(guān)與母線處阻抗需滿足的關(guān)系，就可以大致確定第二、三級開關(guān)的位置。

4.2 線路阻抗分布情況

10 kV二七路線所在110 kV某變電站的10 kV母線上的最大、最小方式下的系統(tǒng)阻抗標幺值分別為0.396 36、0.407 87，基準容量 100 MVA，基準電壓10.5 kV，取阻抗角為88度，化為有名值，變電站出口處的最大方式和最小方式下的阻抗分別為

選取線路的最長線路通道為主干線1-57號串接源頭支線01-158號，總長為：3420+6000+3480=12900m，該通道導(dǎo)線型號及長度如表2.

表2 某10 kV線路沿線導(dǎo)線型號及參數(shù)表

根據(jù)線路信息，可求最大方式下阻抗沿線路分布關(guān)系式。

當3.42≤l≤9.42時

當9.42≤l≤12.9時

將阻抗變化關(guān)系繪制成圖，如圖3所示，圖中橫坐標為線路長度，縱坐標為大方式下阻抗值。

4.3 方法1：平分阻抗確定開關(guān)位置

從圖3可知，線路末端處大方式下阻抗為6.14 Ω，綜合考慮4.1節(jié)的結(jié)論，即下一級開關(guān)大方式下阻抗不小于上一級開關(guān)小方式下阻抗的1.5倍，按照平分阻抗的方法，第二、三級開關(guān)處大方式下阻抗可為2 Ω和4 Ω，顯然滿足阻抗要求。此時，第二、三級開關(guān)處距離分別為4.5 km和9.4 km，如圖3。第二級開關(guān)設(shè)置位置距離變電站4.5 km對應(yīng)的位置在源頭支線18號桿附近，該位置與F02位置很接近，因此可將F02作為第二級開關(guān)（4.58 km）；第三級開關(guān)設(shè)置位置距離變電站9.40 km，對應(yīng)的位置在源頭支線上100號桿附近，該處沒有開關(guān)，可將線路上其他開關(guān)移至此處充當。

圖3 某10 kV線路開關(guān)阻抗設(shè)置圖（平分法）

4.4 方法2：最近大分支處設(shè)立第二級開關(guān)

圖1 表明線路在38號桿的中棚分支始端已經(jīng)設(shè)置了F01，出線開關(guān)附近D01開關(guān)設(shè)置過近，可以移動到38號桿后側(cè)處，移動后兩開關(guān)與變電站距離幾乎相同（2.28 km），大方式下阻抗為1.19 Ω >1.5*0.45 Ω，滿足開關(guān)位置阻抗要求，因此可將這兩個開關(guān)設(shè)為第二級開關(guān)。此處的大方式下阻抗為1.19 Ω和小方式下阻抗為1.20 Ω。則第三級開關(guān)的最大方式下阻抗應(yīng)不小于1.20*1.5=1.80 Ω，對應(yīng)的距離為4.0 km，源頭分支線22號桿距離變電站4.74 km，大方式下阻抗為2.12 Ω，滿足阻抗要求，可設(shè)為第三級開關(guān)。如圖4所示。

圖4 某10 kV線路開關(guān)阻抗設(shè)置圖（考慮負荷及分支情況）

此方法充分利用中棚分支線上已有的開關(guān)作為第二級開關(guān)，且D01開關(guān)本身設(shè)置不合理，可以移動該開關(guān)至合適位置作為第二級開關(guān)，且第三級開關(guān)也可以利用已有開關(guān)，此時源頭支線前端的開關(guān)F02可以退出。

4.5 兩種保護方式的比較

為了比較這兩種保護配置方式的優(yōu)劣，對兩種保護配置方式在故障處理時的線路供電可靠性進行評價。供電可靠性主要體現(xiàn)為用戶平均停電時間，即線路總停電時戶數(shù)與總用戶數(shù)之比，線路的總用戶數(shù)是一定的，因此只需對停電時戶數(shù)進行比較[10-11]。用戶數(shù)與配變?nèi)萘砍烧?，因此用戶?shù)可以用配變總?cè)萘康刃А?/p>

因此對兩種保護配置方式下各種故障發(fā)生時，線路停電的配變?nèi)萘颗c停電時間的乘積之比進行分析計算和比較。計算時假設(shè)單位長度線路的發(fā)生故障的概率相同，記為，故障發(fā)生時的平均停電時間為h。根據(jù)故障發(fā)生的地點不同，可以求得兩種方式下的可靠性影響的時戶數(shù)，首先對線路在兩種保護方式下的用戶進行統(tǒng)計，統(tǒng)計時上下級開關(guān)之間的用戶總數(shù)可用配變總?cè)萘康刃?。如?，表中，線路長度為兩級開關(guān)之間所有10 kV線路總和，包括分支線長度。

表3 某10 kV線路兩種方式下可靠性數(shù)據(jù)

根據(jù)以上數(shù)據(jù)，兩種配置方法在平均故障概率下的停電時戶數(shù)分別為

顯然

TD2

由此可見，第二種方法故障處理時的停電時戶數(shù)更低，因此第二種方法配置更優(yōu)。

4.6 保護定值設(shè)置

配置方法2是在主干線38號桿及中棚分支線設(shè)置兩個開關(guān)作為第二級保護，在源頭分支線的22桿設(shè)置第三級保護，其他開關(guān)可以取消。根據(jù)3.2節(jié)整定原則及4.4節(jié)中的阻抗值，可以求得各級保護的定值大小，如表4所示。

線路開關(guān)配置示意圖如圖5。

表4 某10 kV線路各級開關(guān)定值整定值

圖5 某10 kV線路保護配置整改前后示意圖

本線路經(jīng)過整治后，未再發(fā)生各開關(guān)同時跳閘的現(xiàn)象。且整治前幾乎任何地點的故障都會引發(fā)出線開關(guān)附近的D01開關(guān)動作，因此整治前故障處理停電時戶數(shù)為

整治后與整治前的停電時戶數(shù)之比為

TD2/TD0=0.54

即線路保護配置改造后，故障處理停電時戶數(shù)降低到原來的54%。

5 結(jié)語

本文以一條實際線路為例，針對該線路常出現(xiàn)同時跳閘的問題，提出了一種保護配置原則，在此原則下，使用兩種方法對線路開關(guān)的保護進行了配置，并通過比較選擇了可靠性更高的方法作為最終方案。最后對保護定值進行了設(shè)置，方案實施之后線路未再發(fā)生同時跳閘現(xiàn)象，且線路故障處理可靠性大幅提升。

本文提出的保護配置原則和配置方法對于單電源供電的放射性配網(wǎng)線路具有較強的參考意義。