呼和浩特配網保護配合研究

內蒙古呼和浩特供電局 白利軍

呼和浩特10千伏配電網現狀

內蒙古呼和浩特地區10千伏配網屬于低壓配電網，該配網線路多采用放射狀或樹形供電方式，具有線路多、供電半徑長、覆蓋范圍廣、運行自然條件復雜等特點。隨著經濟的發展，當地10千伏配網負荷激增，線路故障也頻繁出現，并且在出現故障時，經常會造成全線停電，影響極為惡劣，也帶來巨大損失。要提升當地配電線路可靠性，保障供電質量，必須在配網線路關鍵節點投入保護，這樣在發生故障時可以減小停電范圍，縮短停電時間。

當地配電網保護應用情況

受經濟和技術等方面影響，呼和浩特地區配電網系統10千伏線路主要采用速斷保護、過流保護以及重合閘投入等保護方式，從而實現三段保護相互配合，提升系統的可靠性。

以黑河變10千伏951根堡線為例，黑河變主變為18000 千伏安，高低短路壓降為25%。根據呼和浩特地區電網運行方式可以確定，黑河變10 千伏側短路容量為291兆伏安，短路電流為16千安。

10 千伏根堡線路全長約為63 千米，主線路長14.56 千米。分支線路最小短路電流線路長度為17 千米，10 千伏線路每千米電抗平均值取0.35 歐姆。IkLLL=Ur/√3ZL，ZL=√R2L+X2L，IkLL=0.87IkLLL，線路末端兩相最小短路電流約為885安。

10千伏根堡線路共有25臺分界開關、135臺變壓器，其中主線路6臺柱上斷路器，分別裝設在10號、54號、82號、115號、144號、194號。各斷路器側兩相短路電流分別為7.9 千安、3.02 千安、2.17 千安、1.63千安、1.34千安、1.02千安。

目前，10千伏根堡線路存在問題如下。

1.變電站出口速斷設置為1800安，0秒。過流設置為450 安，0.6 秒。如果8.75 千米內發生三相短路或7.43 千米內發生兩相短路，短路電流均會超過1800安，發生越級跳閘導致變電站出口短路保護動作。

2.線路負載135 臺變壓器，總容量為21650 千伏安，重合閘時會產生5～8倍空載電流的勵磁涌流，會導致重合閘不成功。

整改后變電站出口速斷整定值調整為7 號桿處短路電流為8.88千安，過流延時整定為990安，0.3秒。過流保護三段設置為300 安，0.6 秒，為實現選擇性保護配合留出整定空間。

主線路分段斷路器及各分支分界斷路器速斷保護設置為線路長度70%處短路電流，過流設置為線路全長加下一段線路15%處短路電流（考慮后備保護），延時0.04 秒。傳動試驗測試速斷保護總動作時間為80 毫秒，過流動作時間為120毫秒，通過通訊實現過流保護區域選擇性，保證下級斷路器優先保護動作（分支分界開關與主線路分段開關電流與時間設置值相同，仍然下級斷路器先動作）。過流保護三段根據實際負載電流情況及線路載流量進行設置，設置原則為Ib≤In≤Iz，并驗證短路時斷路器允通能量小于線纜允通能量。配電網保護一般包括如下三種情況。

（一）速斷保護

1.傳統速斷保護作用于線路短路時，瞬時動作切除故障，整定電流值最大，延時最短為保護裝置的響應時間。其保護范圍約為線路全長的70%。必須考慮變壓器勵磁涌流導致的保護動作。

2.過去很長一段時間，內蒙古地區配電網架空線路保護裝置裝設有限，柱上斷路器配置較少，為了保護主變，變電站10千伏出口斷路器速斷保護整條線路的70%。

3.隨著配網自動化的發展，架空及電纜線路裝設了很多帶有保護裝置的智能斷路器及智能環網柜。通過交接及預防性試驗測得這些保護裝置與變電站保護裝置響應時間一致。柱上斷路器、環網柜斷路器分閘時間也是≤50毫秒，機械特性參數與變電站10 千伏斷路器基本一致，而且部分重要斷路器互感器裝設為羅氏線圈互感器，不會產生磁飽和，保證保護采集故障電流的可靠性。

根據試驗結果，配網線路保護水平與主網10 千伏側出口保護相差無幾， 所以提出變電站出口速斷保護無需保護整條線路全長的70%，只需保護至下一臺斷路器線路全長的70%即可。

（二）過流保護

過流保護作為線路的后備保護，增加動作時限，與速斷保護配合，可保護到下一臺斷路器之間的線路全長，直至不超過這臺斷路器速斷保護范圍。

主線路分段開關保護設置情況表

（三）投運重合閘裝置

經統計，配網線路80%～90%的故障為瞬時性故障，且架空線路故障較多，故采用重合閘裝置以快速恢復瞬時性故障。重合閘需要考慮多臺變壓器同時通電產生的勵磁涌流。

由于配網自動化及邊緣計算終端的發展，每個邊緣計算保護裝置均通過通訊將一個閉鎖信號發送至其上級保護裝置（即靠近電源側沿電流方向）。不需設置時限差，就可以通過閉鎖信號保證下級斷路器保護動作。

保護裝置與斷路器是電力系統的重要組成部分，它們在系統發生故障時將故障設備切除，使非故障設備能安全運行。

當地配電網保護實際情況

（一）保護級數太多，分級時限難以配合

從變電站出口到10千伏變壓器進線處需經多臺環網柜、數級斷路器，而斷路器分閘時間是50～70毫秒，變電站出口短路保護時間常規設定為0.0～0.3秒。實際應用中按時間配合，分級時限極短，難以實現選擇性，尤其0.1秒以下不能考慮時間—電流選擇性。

1.速斷保護（電流選擇性）。

短路發生點離變電站越近，短路電流就越大。所以，保護定值至保護門限值，就可以隔離故障發生點，因為負載側短路點的故障電流一般低于電源側保護定值，從而不會導致負載側發生故障時電源側保護裝置立即保護動作。

2.過流保護（時間—電流選擇性）。

過流保護是由時間和電流進行配合的，也就是說時間—電流選擇性由電流選擇性發展過來。使用該保護配合時，保護裝置的動作既取決于電流也取決于電流持續時間：經過設定的延遲時間，故障電流值將使保護裝置動作，但僅允許故障點的保護設備跳閘，隔離故障點。所以，時間—電流配合采用的整定方法是逐級增大電流設定門限值和靠近主電源程度延長跳閘時間。上下級的保護裝置整定時間延時級差需考慮用于檢測和消除故障的時間和電源側裝置過沖的時間（即使故障已經結束，保護設備仍會跳閘的時間）之和。

3.區域選擇性。

區域選擇性由時間—電流選擇性發展而來，可分為直接保護型或間接保護型。通常通過電流測量裝置之間的對話實現，當檢測到超出設定門限的電流值時，能夠正確識別故障區域，并切斷故障區域的供電。

當電流值超出設定門限值時，每個保護裝置均通過通訊將一個閉鎖信號發送至上級保護裝置（即靠近電源側沿電流方向）。同時，斷路器脫扣動作的前提是其負載側保護裝置未發出類似閉鎖信號。因此，只有最靠近故障點電源側的保護裝置才會動作。

與時間—電流選擇性相比較，愈靠近電源愈增加延遲的必要性有所降低。因延時時間只需大于負載側保護裝置閉鎖信號的存續時間即可（指已檢測出的非正常狀態存續時間加信號傳輸所需時間）。

無需在靠近電源的過程中逐步增大延時時間。因延時時間只需大于負載側的保護裝置閉鎖信號的存續時間即可（指已檢測出的非正常狀態存續時間加信號傳輸所需的時間）。

與時間—電流選擇性相比，區域選擇性的優點在于：減少脫扣時間，提高安全裕度，脫扣時間約為100 毫秒；減少故障和干擾對電網造成的損壞；減少斷路器上的熱應力和電動力；允許更多的選擇性層面。

主線路分段斷路器及各分支分界斷路器速斷保護設置為線路長度的70%處短路電流，過流設置為線路全長短路電流（考慮后備保護），延時0.04秒。傳動試驗測試速斷保護總動作時間為80 毫秒，過流動作時間為120 毫秒，通過通訊實現過流保護區域選擇性，保證下級斷路器優先保護動作（分支分界開關與主線路分段開關電流與時間設置值相同仍然下級斷路器先動作）。過流保護三段根據實際負載電流情況及線路載流量進行設置，設置原則為Ib≤In≤Iz，并驗證短路時斷路器允通能量小于線纜允通能量。

（二）線路保護裝置與限流熔斷器的配合

保護裝置依靠時間級差實現保護的選擇性，會導致故障的切除時間過長而影響設備壽命和恢復供電時間，此時限流熔斷器在配網選擇性配合與設備保護中起到至關重要的作用。

1.熔斷器作為一種重要且經濟有效的系統與設備保護方式已經存在上百年了，連同其他保護設備，如斷路器等一起在電力系統中發揮著重要的保護作用。

所有的中壓熔斷器在熔體熔斷后都會通過一定周期的故障電流，限流熔斷器一般是內置一個很長的高熔點熔體（銀或銅），纏繞在一個絕緣支撐芯上，熔體上設置有多個鏤空點，全部密封于高強度纖維外殼內，使得總體尺寸較為緊湊，在其內填充石英砂材料。

當較高的故障電流（千安級）發生時，熔體在多個斷點開始熔斷，會形成一個高阻抗并主動導入到故障回路中，從而迫使電流迅速回到零點，阻止了故障電流有機會達到可能的峰值點，這也是為何稱其為“限流”的原因。

2.選擇使用限流熔斷器主要考慮以下幾個因素。

可以顯著降低流過的故障能量；

在較短時間內（四分之一周波內）清除故障；

較高的開斷電流（可達50千安）；

隔離故障設備從而保護系統；

所以在一些必要分支線路和變壓器高壓側加裝限流熔斷器可以在5 毫秒內熔斷，從而實現線路保護的選擇性保護配合，更能使變壓器免受長時間短路電流沖擊造成繞組絕緣老化或損壞。

總結

呼和浩特地區10 千伏配電網設備保護配合，一直備受關注。清楚了解設備現狀，分析處理問題，可使各級保護達到更加完美的配合。通過理論和現場設備運行分析對比，更能不斷提升保護配合的精度，再結合近幾年大力發展的配網自動化系統，能充分發揮繼電保護在10千伏配網的作用。

呼和浩特地區配電網設備大面積投入保護，能有效減小故障停電范圍，縮短故障巡線時間，節約人力、物力、財力，極大提高配網供電可靠性。