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（廣東電網(wǎng)有限責任公司佛山供電局，廣東 佛山 528000）

0 引言

10 kV配電網(wǎng)繼電保護是電力系統(tǒng)專業(yè)的重要內(nèi)容。隨著配網(wǎng)自動化建設的不斷推進，10 kV配電網(wǎng)繼電保護的配置和動作需求與傳統(tǒng)模式有了較大區(qū)別。以往傳統(tǒng)配電網(wǎng)繼電保護的研究僅限于對10 kV出線開關的討論，而10 kV智能配電網(wǎng)的繼電保護則涉及站外大批的10 kV自動化開關。10 kV保護定值的設置是配電網(wǎng)繼電保護的重要環(huán)節(jié)。保護定值的合理設置，可以有效保證保護動作的選擇性，減少開關動作的次數(shù)，避免越級跳閘擴大停電范圍，降低線路變電站側(cè)斷路器故障跳閘率。下面主要對10 kV線路保護定值的設置展開討論。

1 10 kV配電網(wǎng)繼電保護設置的基本原則

（1）10 kV配電網(wǎng)的電力設備和線路，應裝設符合要求的繼電保護和安全自動裝置，滿足可靠性、選擇性、靈敏性、速動性方面的要求。

（2）10 kV配電線路上的主干線斷路器、分支線斷路器等線路保護，因定值、時間限額等原因需降低時間級差時，允許適當失去部分選擇性。

（3）電力設備由一種運行方式轉(zhuǎn)為另一種運行方式的過程中，被操作的有關設備均應在保護范圍以內(nèi)，允許部分保護裝置在操作過程中失去部分選擇性。

（4）繼電保護配合的時間級差應充分考慮斷路器跳閘的分閘時間、整套保護動作的返回時間，保護配合的時間級差可取0.3 s。因定值時間限額等原因存在配合困難時，可適當降低時間級差。

（5）10 kV配電線路應根據(jù)線路長度、負荷密度、繼電保護配合合理設置分段斷路器，每回饋線干線上投入保護跳閘功能的關鍵節(jié)點分段開關不宜超過2級。自愈線路的關鍵節(jié)點分段開關必須具備三遙功能。

2 10 kV配電網(wǎng)繼電保護的具體配置要求

（1）對于供電半徑比較長，沿線短路電流差異比較明顯的10 kV線路，具備三段式過電流保護配合條件的，可在適當?shù)攸c配置三段式過電流保護，并與變電站10 kV出線開關的三段式過電流保護配合[1]。

（2）通過對延時時間級差的合理設置，使線路上各級開關實現(xiàn)2～3級電流保護的配合。延時時間級差取決于繼電保護裝置的故障檢測時間、保護出口的驅(qū)動時間、斷路器的動作時間。

（3）對于變電站出線斷路器必須配置瞬時速斷保護的情況，線路上出線斷路器瞬時速斷保護范圍以外的部分仍然可以配置三段式電流保護。通過合理設置時間級差實現(xiàn)2～3級的電流保護配合。

（4）對于配置三級級差電流保護的線路，變電站出線開關延時速斷保護的延時時間可以設置為2ΔT。具備條件的分支線、次分支可配置斷路器和電流保護，延時時間可設置為ΔT、0 s，以實現(xiàn)分支線故障不影響主干線供電，次分支故障不影響分支線供電的方式。

（5）對于架空線和架空-電纜混合線路，可配置自動重合閘功能，全電纜線路一般不配置重合閘。對于分布式電源接入容量較高的情況，線路重合閘的延時時間應設置得比接入容量較低的情況要長一點，目的是保證重合閘之前，線路上的所有分布式電源能夠可靠脫網(wǎng)。

（6）10 kV配電線路上配置繼電保護功能的開關應該采用斷路器，其余10 kV線路開關可采用負荷開關。

（7）對于采用繼電保護配合后仍不能滿足供電可靠性要求的，可建設一定數(shù)量的“二遙”“三遙”配電自動化終端、通信網(wǎng)絡及自動化主站，實現(xiàn)配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)和繼電保護的協(xié)調(diào)配合，以便在故障處理過程中，實現(xiàn)更精細的故障定位、隔離和非故障區(qū)的供電恢復。

3 10 kV配電線路保護配置情況和定值的整定原則

目前，10 kV配電網(wǎng)普遍采用三段式過電流保護，包括過流Ⅰ段保護、過流Ⅱ段保護、過流Ⅲ段保護（站外10 kV自動化開關過流Ⅲ段一般不投）。

3.1 變電站內(nèi)10 kV線路保護

3.1.1 過流Ⅰ段（速斷保護）

保護的動作電流按躲過線路末端最大短路電流或配變低壓側(cè)三相故障短路電流整定。根據(jù)網(wǎng)內(nèi)短路電流水平簡化整定，推薦取值3 600 A。若保護只配置兩段電流保護則電纜線路本段推薦取值3 000 A，架空線路本段推薦取值2 400 A。動作時限≤0.3 s。

3.1.2 過流Ⅱ段（過流保護）

要求對線路末端故障有足夠的靈敏度，靈敏度≥1.5。要求小于變電站10 kV母聯(lián)斷路器的過流定值，可靠系數(shù)≥1.3，推薦取值1 800 A（若保護只配置2段電流保護則本段推薦取值1200A），動作時限≤0.5s。

3.1.3 過流Ⅲ段

動作電流按躲過最大負荷電流整定，同時考慮線路的載流量。推薦取值900 A，動作時限≤1.2 s，動作于跳閘。

3.1.4 零序電流保護

10 kV系統(tǒng)為中性點不接地系統(tǒng)或經(jīng)消弧線圈接地系統(tǒng)時，零序電流保護宜退出運行。10 kV電網(wǎng)為小電阻接地或消弧線圈并小電阻接地，零序過流保護應投入運行[2]。整定站外10 kV線路保護定值時必須與站內(nèi)10 kV線路的保護定值進行配合，避免失配。

零序電流保護的動作值按躲過三相短路時可能出現(xiàn)的最大不平衡電流整定。對于10 Ω小電阻接地系統(tǒng)，零序跳閘動作值取60 A，動作時限可取1.2 s。

3.1.5 重合閘

一般投非同期重合閘方式和一次重合閘。重合閘延時時間還應與下級饋線自動化開關的“分閘延時時間”配合，取5 s。接有小電源的10 kV線路應采用解列重合閘方式[2]。

3.2 站外10 kV線路第一級斷路器保護

3.2.1 過流Ⅰ段保護

過流Ⅰ段定值按不大于所在變電站線路保護過流Ⅰ段定值的90%整定，推薦取一次值2 700 A或2 400 A。主干線上各分段斷路器的保護電流定值應以變電站電流保護定值為基礎，按照與距離成反比的規(guī)律依次遞減。動作時限可取0.15 s。

3.2.2 過流Ⅱ段保護

動作電流與變電站出線開關過流Ⅱ段的電流定值配合，以變電站出線斷路器過流Ⅱ段保護定值為基礎，按照依次遞減的原則整定，可取1 200 A。動作時間與站內(nèi)饋線過流Ⅱ段保護時間配合，按階梯時限原則整定，時間級差不低于0.15 s，可取0.3 s。

3.2.3 零序過流保護

與變電站出線線路保護零序過流定值配合整定，推薦值40 A。動作時限與站內(nèi)出線零序過流保護時間配合，時間級差不低于0.2 s，動作時間可取1 s或0.8 s。

投一次重合閘，采用非同期重合閘方式，重合閘動作時間取5 s。

3.3 站外10 kV線路第二級斷路器保護

3.3.1 過流Ⅰ段保護

電流定值與上一級斷路器過流Ⅰ段保護定值配合，按不大于上一級斷路器過流Ⅰ段電流定值的90%整定，可取1 800 A。

動作時限與上一級斷路器過流Ⅰ段保護動作時間配合，時間級差不低于0.2 s，可取0 s。

3.3.2 過流Ⅱ段保護

電流定值與上一級斷路器過流Ⅱ段保護定值配合，可取1 200 A。動作時間與上一級斷路器過流Ⅱ段時間配合，動作延時≤0.3 s。

3.3.3 零序過流保護

與上一級斷路器零序過流定值配合整定，推薦值40 A。動作時限與上一級零序過流保護時間配合，時間級差不低于0.2 s，可取0.5 s。

投一次重合閘，采用非同期重合閘方式，重合閘動作時間取5 s。

3.4 分界斷路器或用戶進線斷路器

3.4.1 過流Ⅰ段保護

動作電流取配電房內(nèi)單臺最大容量配變的速斷保護電流定值，如果配電房內(nèi)最大容量配變?yōu)?00 kVA及以下時，建議取值1 000 A。動作時限與上一級斷路器速斷保護時限配合，時間級差不低于0.2 s。動作時限不大于0.15 s，可取0 s，動作于跳閘。

3.4.2 過流Ⅱ段保護

動作電流與上一級斷路器過流Ⅱ段保護定值配合，取配電房內(nèi)所有配變過流保護定值之和。動作時限與上一級斷路器過流Ⅱ段保護時限配合，時間級差不低于0.15 s，動作時限不大于0.3 s。

3.4.3 零序過流保護

與上一級斷路器零序過流定值配合整定，推薦值40 A。動作時限與上一級零序過流保護時間配合，時間級差不低于0.2 s，動作時間應不大于0.5 s。

退出重合閘功能，確保用戶側(cè)故障時能可靠隔離。

3.5 聯(lián)絡斷路器（環(huán)網(wǎng)開關）

電流定值與上一級自動化開關保護的電流定值配合整定。過流Ⅰ段延時0 s，過流Ⅱ段上下級延時時間級差不小于0.15 s，零序電流保護上下級延時時間級差為0.3 s。如果無法和上一級自動化開關保護配合，允許失去部分選擇性。聯(lián)絡開關重合閘應退出，確保故障可靠隔離[2]。

以上保護定值的設置均為推薦值，各單位應跟據(jù)當?shù)嘏渚W(wǎng)的實際情況，適當調(diào)整和優(yōu)化保護定值的設置。當線路的結構發(fā)生變化時，或10 kV線路實施了長期方式的轉(zhuǎn)供電后，也需要對線路的保護定值作出相應的調(diào)整。

4 實際應用情況分析

從目前本單位10 kV配電網(wǎng)的實際運行情況來看，大部分自動化開關都能可靠動作，就近隔離故障，符合選擇性的原則。但是，也出現(xiàn)了部分自動化開關越級跳閘，或兩個自動化開關同時動作的情況。

例如，2021年金本站10 kV 731中達線干線10T3、23T2開關跳閘，動作類型均是過流動作，重合成功。查保護定值單發(fā)現(xiàn)，10T3、23T2開關的過流Ⅱ段動作電流均為1 200 A、動作時限均為0.3 s。兩個開關的保護定值設為同一級，動作時限均為0.3 s，因此，兩開關同時動作，并且重合成功。2021年5月，君榮站10 kV 708葉崗線跳閘，23T1、56T1開關過流動作，重合成功。兩開關的過流Ⅱ段保護定值分別為：23T1，1 200 A，0.3 s；56T1，600 A，0.3 s。因動作時限均為0.3 s，所以兩開關同時動作，并且重合成功。

目前，同一線路上的兩個自動化開關在同一時間點附近同時跳閘并且重合成功的情況比較普遍，每月一般會有兩三單甚至幾單，在保護正確動作的情況下，主要原因是兩個開關的保護定值設為了同一級（如上所述）。另外，也不排除是因為兩個開關的后段都出現(xiàn)了故障點，因為是瞬時故障，所以都重合成功，這種情況在雨天比較容易發(fā)生。此外，兩個開關同時動作跳閘的情況可能還和時間級差設置不足以及開關（斷路器）的機械動作時間、保護的固有響應時間有關。

2021年5月，市委站10 kV 705榮山線同濟公園公用配電站（下一級電房）604開關、同濟中學公用配電站（上一級電房）601開關跳閘，零序動作，沒有重合（開關后段線路為電纜線路）。查定值單發(fā)現(xiàn)，604開關零序保護的動作時限為0.8 s，601開關零序保護的動作時限為0.9 s；查線發(fā)現(xiàn)故障點位于604開關后段線路。彈簧儲能操動機構的斷路器機械動作時間一般為60～80 ms，保護的固有響應時間為30 ms，而兩個開關的零序保護動作時間級差僅為0.1 s。從保護定值的角度分析，最大的可能性就是604開關的機械動作時間和保護固有響應時間大于0.1 s，超過兩個開關的動作時間級差，以至于604開關未能先于601開關動作，及早隔離故障，造成兩個開關同時動作這種情況的發(fā)生。

最后，兩個開關或者多個開關同時動作的情況還與饋線自動化方案的配置有一定關系，與現(xiàn)場的自動化終端通過網(wǎng)絡發(fā)送和接收故障及動作信息的及時性有關，在此不再一一討論。

5 結束語

在日后配網(wǎng)自動化和自愈線路的建設當中，應該更加重視10 kV線路保護定值的配置，以免因保護定值無法配合造成多級跳閘等情況的發(fā)生。另外，可以考慮利用技術手段（如運用電流、電壓聯(lián)鎖速斷保護原理）[3]，減少自動化斷路器的越級跳閘，合理設置保護定值，合理規(guī)劃配網(wǎng)線路，合理利用技術手段，保證10 kV配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行和對用戶的可靠供電。