10kV配电线路保护配置方法研究

2018-10-30邓才波

江西电力 2018年10期

郭亮，安义，邓才波，刘蓓，陈琛

（国网江西省电力有限公司电力科学研究院，江西南昌 330096）

0 引言

10 kV线路的保护，主要由变电站开关保护、柱上开关保护、环网柜开关保护、熔断器等装置或设备实现，现有标准[1-3]缺乏对变电站上下游开关保护配置的规定，往往只对线路变电站开关保护进行了原则性规定。这一方面是由于配网线路比主网线路接线更复杂，配网保护配置相比主网更具有难度；另一方面因为配网线路长期处于被忽视弱化的地位，研究力度和深度不够[4]。现有标准不能满足配网线路保护的配置需求。

目前，各地对10 kV线路保护执行的配置方法不尽相同，特别是线路上存在各类开关设备，其设置位置及定值整定方式更是乱象迭出，保护失配的问题较为突出，现场运维实践表明，10 kV线路保护失配最显著的表现是上下游开关在故障时出现的同时跳闸现象。

为了解对10 kV线路保护失配的原因，本文对一起存在此问题的实际线路进行详细分析，找到其保护配置存在的问题，并开展改进措施研究。

1 保护配置原则

1.1 配网线路保护的原则

为了对配网线路的保护配置进行改进优化，以实现线路各开关保护的有序跳闸，本文依照以下原则和限制条件。

1）开关下游的故障必须仅由该开关隔离。10 kV线路故障必须由线路上的开关隔离，即变电站出线开关的电流定值必须小于10 kV母线处的最小短路电流；其末段保护的时间定值必须比主变低压侧后备末段保护缩短至少0.2 s。线路上开关的电流定值必须小于开关所在位置的最小短路电流，末段保护的时间定值必须比上级开关末段保护时间定值缩短至少0.2 s。

2）线路近区故障短路电流大，必须以最快速度切除。即出线开关的速断或过流I段保护时间定值必须为0 s；现有保护配置存在退出速断保护的现象，以通过延时实现下游开关先行跳闸，这种方式在某种程度上可实现下游开关先跳，以确保用户用电可靠性，但是存在近区故障大电流短路时上级设备需承受更长时间短路电流的风险。

3）线路上各开关保护不失配。出线开关末段保护能保护全线金属短路故障。上下级开关末段保护之间应通过定值和时间实现级差配合，即在线路末端故障时下级开关能先动作，上级开关作后备。

4）时间限制条件。国家标准规定[5-6]，220 kV主变后备保护的动作时间应小于2 s，上下级保护级差时间不小于0.2 s。电网接线网络现状，延伸至35 kV变电站的10 kV线路保护时，最末段保护动作时间只有0.5~0.7 s，可设置两级保护；110 kV、220 kV变电站则有0.9 s-1.2 s，可设置三级保护。

1.2 线路保护配置方法

按照以上原则和限制条件，在时限足够时，以配置三级保护为例，按照以下方法配置整定。

1）变电站开关作为第一级保护。

过流I段：时间0 s，电流定值按躲第二级开关设置处的最大短路电流整定，以最小方式下10 kV母线处的最小短路电流校核。

过流II段：时间0.2 s，按躲第三级开关设置处的最大短路电流整定，以第二级开关处的最小短路电流校核。

过流III段：时间0.7～1.0 s，电流定值按躲过上年度最大负荷并考虑导线载流及CT额定电流整定。

2）第二级保护定值整定。

过流I段：时间0 s，电流定值应按照不大于第三级开关处最小短路电流0.9倍整定。若后侧无第三级开关，则按不大于第二级开关所在通道末端的最小短路电流整定。

过流II段：时间0.5～0.8 s，电流定值按不大于第一级过流III段的0.9倍整定。

3）第三级保护定值整定。

过流I段：时间0 s，电流定值按不大于线路末端的最小短路电流整定。

过流II段：时间0.3～0.5 s，电流定值按不大于第二级过流II段的0.9倍整定。

三级保护配置时序图如图1所示。

图1 某10 kV线路三级保护时序示意图

2 线路基本情况

某10 kV线路接于110 kV某变电站10 kV母线，该线路多次发生故障柱上开关与变电站出线开关同时跳闸的现象。

该线路主干线共64基杆，总长3 840 m，1-64号杆导线型号均为线径240绝缘导线，导线成三角形排布，线间距1.0 m。

该线路在主干线上接有3条大支线：

1）中棚支线，接于主干线38号杆，共19基杆，长1 140 m，导线型号为线径120的绝缘导线，导线间距为1.0 m；

2）源头支线，接于主干线57号杆，共158基杆，导线间距为1.0 m，其中01号-100号杆共6 000 m，导线型号为线径120绝缘导线，100-158号杆共3 480 m，导线型号为BLV-70；

3）和尚坡支线，接于主干线64号杆，共7基杆，导线间距为1.0 m，长度为420 m，导线型号线径70绝缘导线；

其中主干线和各支线上还有许多长度较小的支线，不一一列出。

线路出线开关的互感器变比为400/5。

某10 kV线路的变电站出线开关保护定值设置了两段过流保护：过流I段为

2 400 A/0 s，过流II段为480 A/0.3 s。该线路在主干线的4号杆及中棚分支线1号杆、源头支线1号杆和22号杆以及和尚坡1号杆上共安装了5台真空开关。各开关位置及其定值设置如图2所示。

图2 某10 kV线路接线及开关设置示意图

各开关位置及整定定值如表1所示。

表1 某10 kV线路开关位置及定值表

3 线路保护存在问题

3.1 第一个柱上开关缺乏选择性

导线在主干线4号杆开关设置了D01开关，该开关距离变电站仅仅200 m左右，这200 m的导线上没有接带配变及负荷。D01设置的定值为400 A/0 s，该开关设置在此处设置距离变电站过近，后侧故障时，只要变电站开关过流I段动作跳闸，D01也会跳闸。当电流故障较小，大于400 A而小于2 400 A，D01跳闸，但对于本线路用户而言，该开关跳闸与变电站出线开关跳闸是等效的，都会导致所有用户停电，因此该开关设置不合理，可以取消。

3.2 下游各开关安装位置不合理

从前面线路信息可知，线路最长的线路总长度超过10 km，而所有柱上开关基本都在5 km范围之内，开关设置没有考虑到线路的长度和负荷分布，且部分柱上开关相互之间设置过近，如F02和F03之间只有1.2 km左右。

开关集中分布在前半部，对于中部线路及负荷而言，由于后侧线路较多，发生故障概率更大，这部分负荷将因末端故障引发更多停电。开关之间距离过短，短路电流差别不大，无法形成有效的保护区段，将使各开关保护配合起来存在困难，难以形成有效配合。

3.3 保护定值设置不合理

上下级开关之间的配合有完全配合和不完全配合两种方式[1]，均须满足基本原则是：上级开关电流定值和时间定值不小于下级开关。

而本线路各柱上开关保护全部仅配置0 s的过流I段保护，且电流定值大小设置不合理，存在上下游开关定值相等的现象，这将导致下游开关动作时上游开关也会动作，开关之间无法实现上下级配合。

3.4 变电站出线开关末段保护时间定值偏小

本线路的变电站开关末端保护定值设置为480 A/0.3 s，该线路由110 kV变电站供电，配变较多，线路合闸送电时大量配变产生的叠加暂态励磁涌流在0.3 s时间内容易持续超过该末端定值[7]，增加线路误跳闸的概率。

由于该线路的保护设置存在以上多项问题，各保护之间无法实现有效配合，在线路发生故障时，各开关同时跳闸的现象非常严重，使后端故障引起上游开关甚至整条线路跳闸，扩大了故障停电范围，降低了线路的供电可靠性。

4 阻抗分布保护配置改进措施

4.1 各开关所在位置的阻抗要求

根据第1节的分析，第一级开关过流I段电流定值必须小于10 kV母线处的最小短路电流而大于1.3倍第二级开关处的最大短路电流，即

式中，Kk为可靠系数，取1.3，I2·max（3）为第二级开关处的最大短路电流，I11为第一级开关过流I段电流定值，IM·max（2）为母线处最小短路电流。

10 kV母线处的最小短路电流为[8]

式中，Z小为最小方式下母线处的阻抗，Uφ为系统额定相电压，UN为系统额定线电压。

第二级开关处的最大短路电流为

式中，Z2大为最大方式下第二级开关处的阻抗。式（2）、（3）代入式（1），得

即

即线路保护配置要求最大方式下第二级开关处的系统阻抗应不小于最小方式下母线处系统阻抗的1.5倍。同理，最大方式下第三级开关处的系统阻抗不小于最小方式下的第二级开关处系统阻抗的1.5倍。

利用上述第二、三开关与母线处阻抗需满足的关系，就可以大致确定第二、三级开关的位置。

4.2 线路阻抗分布情况

10 kV二七路线所在110 kV某变电站的10 kV母线上的最大、最小方式下的系统阻抗标幺值分别为0.396 36、0.407 87，基准容量 100 MVA，基准电压10.5 kV，取阻抗角为88度，化为有名值，变电站出口处的最大方式和最小方式下的阻抗分别为

选取线路的最长线路通道为主干线1-57号串接源头支线01-158号，总长为：3420+6000+3480=12900m，该通道导线型号及长度如表2.

表2 某10 kV线路沿线导线型号及参数表

根据线路信息，可求最大方式下阻抗沿线路分布关系式。

当3.42≤l≤9.42时

当9.42≤l≤12.9时

将阻抗变化关系绘制成图，如图3所示，图中横坐标为线路长度，纵坐标为大方式下阻抗值。

4.3 方法1：平分阻抗确定开关位置

从图3可知，线路末端处大方式下阻抗为6.14 Ω，综合考虑4.1节的结论，即下一级开关大方式下阻抗不小于上一级开关小方式下阻抗的1.5倍，按照平分阻抗的方法，第二、三级开关处大方式下阻抗可为2 Ω和4 Ω，显然满足阻抗要求。此时，第二、三级开关处距离分别为4.5 km和9.4 km，如图3。第二级开关设置位置距离变电站4.5 km对应的位置在源头支线18号杆附近，该位置与F02位置很接近，因此可将F02作为第二级开关（4.58 km）；第三级开关设置位置距离变电站9.40 km，对应的位置在源头支线上100号杆附近，该处没有开关，可将线路上其他开关移至此处充当。

图3 某10 kV线路开关阻抗设置图（平分法）

4.4 方法2：最近大分支处设立第二级开关

图1 表明线路在38号杆的中棚分支始端已经设置了F01，出线开关附近D01开关设置过近，可以移动到38号杆后侧处，移动后两开关与变电站距离几乎相同（2.28 km），大方式下阻抗为1.19 Ω >1.5*0.45 Ω，满足开关位置阻抗要求，因此可将这两个开关设为第二级开关。此处的大方式下阻抗为1.19 Ω和小方式下阻抗为1.20 Ω。则第三级开关的最大方式下阻抗应不小于1.20*1.5=1.80 Ω，对应的距离为4.0 km，源头分支线22号杆距离变电站4.74 km，大方式下阻抗为2.12 Ω，满足阻抗要求，可设为第三级开关。如图4所示。

图4 某10 kV线路开关阻抗设置图（考虑负荷及分支情况）

此方法充分利用中棚分支线上已有的开关作为第二级开关，且D01开关本身设置不合理，可以移动该开关至合适位置作为第二级开关，且第三级开关也可以利用已有开关，此时源头支线前端的开关F02可以退出。

4.5 两种保护方式的比较

为了比较这两种保护配置方式的优劣，对两种保护配置方式在故障处理时的线路供电可靠性进行评价。供电可靠性主要体现为用户平均停电时间，即线路总停电时户数与总用户数之比，线路的总用户数是一定的，因此只需对停电时户数进行比较[10-11]。用户数与配变容量成正比，因此用户数可以用配变总容量等效。

因此对两种保护配置方式下各种故障发生时，线路停电的配变容量与停电时间的乘积之比进行分析计算和比较。计算时假设单位长度线路的发生故障的概率相同，记为，故障发生时的平均停电时间为h。根据故障发生的地点不同，可以求得两种方式下的可靠性影响的时户数，首先对线路在两种保护方式下的用户进行统计，统计时上下级开关之间的用户总数可用配变总容量等效。如表3，表中，线路长度为两级开关之间所有10 kV线路总和，包括分支线长度。