10kV配電線路保護配置方法研究

2018-10-30 06:35:02鄧才波

江西電力 2018年10期

郭亮，安義，鄧才波，劉蓓，陳琛

（國網江西省電力有限公司電力科學研究院，江西南昌 330096）

0 引言

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

目前，各地對10 kV線路保護執行的配置方法不盡相同，特別是線路上存在各類開關設備，其設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，現場運維實踐表明，10 kV線路保護失配最顯著的表現是上下游開關在故障時出現的同時跳閘現象。

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 配網線路保護的原則

為了對配網線路的保護配置進行改進優化，以實現線路各開關保護的有序跳閘，本文依照以下原則和限制條件。

1）開關下游的故障必須僅由該開關隔離。10 kV線路故障必須由線路上的開關隔離，即變電站出線開關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后備末段保護縮短至少0.2 s。線路上開關的電流定值必須小于開關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末段保護時間定值縮短至少0.2 s。

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

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

4）時間限制條件。國家標準規定[5-6]，220 kV主變后備保護的動作時間應小于2 s，上下級保護級差時間不小于0.2 s。電網接線網絡現狀，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，可設置兩級保護；110 kV、220 kV變電站則有0.9 s-1.2 s，可設置三級保護。

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設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，按躲第三級開關設置處的最大短路電流整定，以第二級開關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，電流定值應按照不大于第三級開關處最小短路電流0.9倍整定。若后側無第三級開關，則按不大于第二級開關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，該線路多次發生故障柱上開關與變電站出線開關同時跳閘的現象。

該線路主干線共64基桿，總長3 840 m，1-64號桿導線型號均為線徑240絕緣導線，導線成三角形排布，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，導線型號為線徑120的絕緣導線，導線間距為1.0 m；

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

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

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。

線路出線開關的互感器變比為400/5。

某10 kV線路的變電站出線開關保護定值設置了兩段過流保護：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。各開關位置及其定值設置如圖2所示。

圖2 某10 kV線路接線及開關設置示意圖

各開關位置及整定定值如表1所示。

表1 某10 kV線路開關位置及定值表

3 線路保護存在問題

3.1 第一個柱上開關缺乏選擇性

導線在主干線4號桿開關設置了D01開關，該開關距離變電站僅僅200 m左右，這200 m的導線上沒有接帶配變及負荷。D01設置的定值為400 A/0 s，該開關設置在此處設置距離變電站過近，后側故障時，只要變電站開關過流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，該開關跳閘與變電站出線開關跳閘是等效的，都會導致所有用戶停電，因此該開關設置不合理，可以取消。

3.2 下游各開關安裝位置不合理

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

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

3.3 保護定值設置不合理

上下級開關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：上級開關電流定值和時間定值不小于下級開關。

而本線路各柱上開關保護全部僅配置0 s的過流I段保護，且電流定值大小設置不合理，存在上下游開關定值相等的現象，這將導致下游開關動作時上游開關也會動作，開關之間無法實現上下級配合。

3.4 變電站出線開關末段保護時間定值偏小

本線路的變電站開關末端保護定值設置為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生的疊加暫態勵磁涌流在0.3 s時間內容易持續超過該末端定值[7]，增加線路誤跳閘的概率。

由于該線路的保護設置存在以上多項問題，各保護之間無法實現有效配合，在線路發生故障時，各開關同時跳閘的現象非常嚴重，使后端故障引起上游開關甚至整條線路跳閘，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 各開關所在位置的阻抗要求

根據第1節的分析，第一級開關過流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倍第二級開關處的最大短路電流，即

式中，Kk為可靠系數，取1.3，I2·max（3）為第二級開關處的最大短路電流，I11為第一級開關過流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為系統額定相電壓，UN為系統額定線電壓。

第二級開關處的最大短路電流為

式中，Z2大為最大方式下第二級開關處的阻抗。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處的系統阻抗應不小于最小方式下母線處系統阻抗的1.5倍。同理，最大方式下第三級開關處的系統阻抗不小于最小方式下的第二級開關處系統阻抗的1.5倍。

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

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，該通道導線型號及長度如表2.

表2 某10 kV線路沿線導線型號及參數表

根據線路信息，可求最大方式下阻抗沿線路分布關系式。

當3.42≤l≤9.42時

當9.42≤l≤12.9時

將阻抗變化關系繪制成圖，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節的結論，即下一級開關大方式下阻抗不小于上一級開關小方式下阻抗的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、三級開關處距離分別為4.5 km和9.4 km，如圖3。第二級開關設置位置距離變電站4.5 km對應的位置在源頭支線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（4.58 km）；第三級開關設置位置距離變電站9.40 km，對應的位置在源頭支線上100號桿附近，該處沒有開關，可將線路上其他開關移至此處充當。

圖3 某10 kV線路開關阻抗設置圖（平分法）

4.4 方法2：最近大分支處設立第二級開關

圖1 表明線路在38號桿的中棚分支始端已經設置了F01，出線開關附近D01開關設置過近，可以移動到38號桿后側處，移動后兩開關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，滿足開關位置阻抗要求，因此可將這兩個開關設為第二級開關。此處的大方式下阻抗為1.19 Ω和小方式下阻抗為1.20 Ω。則第三級開關的最大方式下阻抗應不小于1.20*1.5=1.80 Ω，對應的距離為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，可設為第三級開關。如圖4所示。

圖4 某10 kV線路開關阻抗設置圖（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作為第二級開關，且D01開關本身設置不合理，可以移動該開關至合適位置作為第二級開關，且第三級開關也可以利用已有開關，此時源頭支線前端的開關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為用戶平均停電時間，即線路總停電時戶數與總用戶數之比，線路的總用戶數是一定的，因此只需對停電時戶數進行比較[10-11]。用戶數與配變容量成正比，因此用戶數可以用配變總容量等效。

因此對兩種保護配置方式下各種故障發生時，線路停電的配變容量與停電時間的乘積之比進行分析計算和比較。計算時假設單位長度線路的發生故障的概率相同，記為，故障發生時的平均停電時間為h。根據故障發生的地點不同，可以求得兩種方式下的可靠性影響的時戶數，首先對線路在兩種保護方式下的用戶進行統計，統計時上下級開關之間的用戶總數可用配變總容量等效。如表3，表中，線路長度為兩級開關之間所有10 kV線路總和，包括分支線長度。