基于分层结构的配电线路开关继电保护整定计算研究

基于分层结构的配电线路开关继电保护整定计算研究

王玉姬

王玉姬

（汕头金平供电局生产计划部配网自动化助理专责）

摘要：随着经济社会的持续发展，负荷增长需求日益加快，对配电网的可靠性要求也不断提升。中压配电线路常以负荷开关为主，断路器开关数量不多，且应用在分支线用户分界，而配电网在继电保护方面的管理较为未形成流程，分支线路的继电保护整定简单而粗犷，较少涉及与上级保护的配合。

随着配网自动化的发展，及加强对用户管理，中压配电网继电保护的整定计算，如何与变电站开关配合；如何解决多级定值的冲突；如何适应配网自动化的要求等问题，都是配电网继电保护及整定计算的工作重点。

关键词：分段开关；分支开关；配网自动化；继电保护

引言

我国电网建设长期在“重主网、轻配网”思路指导下，配电网发展水平相对滞后。配电网是直接为各类用户提供电力能源，随着经济社会的持续发展，负荷增长需求日益加快，对配电网的可靠性要求也不断提升。资料表明用户停电80%以上由配电网引起，而其中近一半又是由于故障跳闸引起的。合理配置配电网保护，是可靠切除故障，缩小停电范围，提高故障处理能力的重要手段[1-3]。

配电网网络结构复杂，设备类型多样，配电网的开关设备以负荷开关为主，断路器的应用除了变电站10kV母线及出线间隔，多用于10kV线路分支用户分界开关及容量较大的配电变压器开关。配电网继电保护在保证规定灵敏系数的前提下，遵循“下一级电网服从上一级电网”及适度简化的原则合理取舍。为保障灵敏性，一般变电站出线断路器保护配置时间定值较小，留给下级保护定值、时间配置冗余有限。特别对于长度较长或分段分支较多的配电线路，常常面临着多级保护定值、时间级差配合困难的问题，也难以满足保护装置的精度。因此，配电线路的部分分段、分支保护应有选择性的投入或退出，或考虑牺牲部分选择性，优先满足上级电网的继电保护要求。

1基于分层结构的配电网接线模式

配电网的接线模式根据馈线间的连接关系可分为单回馈线的放射式、树干式结构，以及多回线的环网式结构。多回馈线连接的环网式配电网结构中，连接馈线之间起线路分段作用的开关即为分段开关。其中，在馈线连接节点处使各馈线开环运行的分段开关即为联络开关。联络开关的位置并不是固定不变的，在环网结构中适当地选择分段开关在断开状态，使所有负荷在同一时刻有且仅由一条馈线供电，则该开关为联络开关。联络开关位置的变换影响着各馈线的中压供电范围，也是实现配电网运行方式转换的重要手段。分支开关指的是在环网结构中位于馈线之间的连接路径以外，用于传送分配电能至用户的开关。分界开关，简称看门狗，安装在配电线路分支线所在各用户入口处，能够自动隔开所辖用户侧单相接地故障或相间短路故障，并保证所属配电线主干线路和相关用户不受故障波及停电的高压开关设备，包含分界负荷开关和分界断路器。

为了准确定位并隔离故障点，快速切换配电网运行方式，常把分段、联络开关所在的线路路径称为主（干）线，即主（干）线层，从主线引至用户的线路路径称为支线，即支线层。在不考虑分布式负荷接入配电网的情况下，以下几种常见的典型配电网接线方式都具备网架结构分层、主干线潮流方向简单的特点。

配电网结构进行分层优化，有利于配电网经济运行和负荷转供。特别对于多级串供的配电线路，按照配电线路主干线三分段的原则，应根据线路实际长度、负荷密度合理设置分段断路器。对于原有配电变压器“挂灯笼”、用户设备“串接”挂接在主干线等不合理网架结构，应逐步改造为“并接”、同一分支节点“自环”等方式改为分支层供电，用户配电变压器应设置支线分界开关接入主干线路，对于分支线路过长、装变容量较大、装变数较多，应加装自动化分支[5]。

2配电线路的分段、分支开关保护及自动化配置原则

对于配置断路器继电保护的配电线路分段、分支开关，应综合考虑电网结构、负荷密度、负荷重要性、保护配合等因素，按照配电网继电保护整定原则，选择性投入或退出部分保护。

对于同时配置常规保护功能、电压-电流（时间）逻辑功能及智能分布式逻辑功能的配网自动化终端，应按照配网自动化规划指导原则及配电网一次接线方式，合理设置配网自动化终端的功能模式。一般配电线路自动化开关按照“主干联络线投同种逻辑功能，负荷分支线投常规保护”的模式设置。

对于既配置继电保护装置，又配置配网自动化终端的配电线路分段、分支开关，优先采用“保护装置的常规保护功能动作于跳闸，自动化终端的常规保护功能动作于告警”的保护及自动化整定方案。

2.1配电线路常规保护功能整定原则

1.配电线路的分段开关常规保护的整定原则

配电网分段断路器退出常规保护（即退出过流Ⅰ段保护、过流Ⅱ段保护、零序过流保护保护、过负荷保护及重合闸功能）。若主干线距离过长，可选取某一分段断路器配一级常规保护，具体整定原则可参考分支断路器。

2.配电线路的分支开关常规保护的整定原则

A.过流Ⅰ段保护（电流速断/限时电流速断护）

与所在变电站馈线线路保护过流Ⅰ段保护配合，按不大于所在变电站馈线线路保护过流Ⅰ段定值的90%整定，推荐取一次值2700A。动作时间与上级过流Ⅰ段配合，时间级差不小于0.15S，时间推荐取值0.15S。

B.过流Ⅱ段保护（过流保护/定时限过流）

分段开关或第一级分支，一般考虑与所在变电站馈线线路保护过流Ⅱ段定值配合，不大于所在变电站馈线线路保护过流II段定值的90%整定，推荐取一次值810A。也可按1.0倍CT一次额定电流值整定，且按躲断路器负荷侧线路最大允许负荷电流整（参见表1、表2）。动作时间与上级过流Ⅱ段配合，时间级差不小于0.25S，时间推荐取值0.65S。

C.零序过流保护

与所在变电站馈线线路保护零序过流定值配合，推荐取一次值40A。动作时间与上级零序过流配合，时间级差不低于0.25S，时间推荐取值0.75S。

D.过负荷保护

可根据需求投入过负荷保护，按本断路器保护中过流Ⅱ段定值的0.9倍整定。动作时间取5秒，只动作于发信，不投跳闸。

E.重合闸

全电缆线路，重合闸退出；架空电缆混合线路，只投一次重合闸，重合时间可取5S。

3.配电分界开关常规保护的整定原则

A.过流Ⅰ段保护（电流速断/限时电流速断护）

与上一级分支线开关过流Ⅰ段保护配合，取电房内最大容量配变的速断保护段定值。若电房内最大容量配变为800kVA以下时，可取一次值1000A。动作时间与上级过流Ⅰ段配合，时间级差不小于0.15S，时间推荐取值0S。

B.过流Ⅱ段保护

与上一级分支线开关过流Ⅱ段保护配合，取电房内所有配变过流定值之和。动作时间与上级过流Ⅱ段配合，时间级差不小于0.25S，时间推荐取值0.4S。

C.零序过流保护

与上一级分支线开关零序过流定值配合，推荐取一次值32A。动作时间与上级零序过流配合，时间级差不低于0.25S，时间推荐取值0.5S。

D.过负荷保护

可根据需求投入过负荷保护，取电房内所有配变额定电流之和。动作时间取5秒，只动作于发信，不投跳闸。

为了使配网自动化终端全面及时地采集开关的遥信告警信息，建议配电线路分段、分支及分界开关（包括负荷开关及断路器）的自动化终端均可参照常规保护整定原则投入常规保护功能，但动作于告警。

3.2配电线路电压-电流（时间）型逻辑功能整定原则

10kV（20kV）配电网原则上应开环运行，不宜出现环形网络的运行方式。为了防止变电站手切时馈线上配电网自动化联络开关误合，实际运行时应退出联络开关功能。

一般在站外10kV线路分段开关的自动化终端投入电压-电流（时间）型逻辑功能，负荷分支线投入常规保护功能。若某段分支线所带负荷较重，也可在该分支开关投入电压-电流（时间）型逻辑功能。

1.X时间参数

考虑变电站内10kV馈线只投一次重合闸，同时需与站内断路器储能时间及重合闸充电时间配合，按照站外出线的第一级电压-时间型配网自动化开关的关合延时时间（X时间）整定取42秒，往后各级自动化开关的X时间整定可取7秒。对于分支线装设有自动化开关（分界断路器）的，参照主干线的自动化分段开关时间整定。

2.Y时间参数

考虑配网自动化开关合于故障后站内馈线断路器可靠切除故障时间，同时满足在下一级自动化开关合闸前本级自动化开关关合确认可靠返回，各级自动化开关的关合确认时间（Y时间）整定可取5秒。

3.Z时间参数

分段自动化负荷开关“分闸延时时间（Z时间）”考虑与上级110kV（35kV）电源线路重合闸时间配合，为保证线路失压时开关能正确动作，失压分闸延时时间（Z时间）可整定为3.5S，防止上级110kV（35kV）电源线路重合闸期间，分段自动化负荷开关误分闸。

3.3配电线路缓动型智能分布式逻辑功能整定原则

配电线路缓动型智能分布式策略，以对等通信及常规保护为基础，由变电站馈线开关切除故障，在不依赖主站的情况下，分段开关实现对配电线路中故障区段的判断、隔离故障、非故障区段的供电恢复。

一般配电线路分段开关的自动化终端投入智能分布式（缓动型）逻辑功能，负荷分支线投入常规保护。

1.“负荷开关故障隔离”功能

开环模式，通信正常状态下的故障隔离：开关合位→→通信正常，“故障脉冲”标志置位→→与相邻开关通信，相邻开关一侧有过流另一侧无过流→→自身失压失流→→开关自动分闸并闭锁→→“分闸闭锁”标志置位。对于缓动型智能分布式，该功能投入。

2.“联锁失电延时分闸闭锁”功能

网络通信正常（异常）→→自身失压失流，收到相邻开关“保护故障跳闸”（或者“负荷开关故障跳闸”）标志→→延时时间到→→开关自动分闸并闭锁，置“分闸闭锁”标志位。

该功能用于实现故障隔离，投入。

3.“失电延时分闸不闭锁”功能（失电延时分闸）

自身失压失流→→延时时间到→→开关自动分闸不闭锁。用于紧邻电源的开关（首开关），考虑考虑极端情况全站失压，且两站10kV线路互为转供，为避免转供后造成另一变电站过载，故建议该功能退出。部分负荷较轻的10kV线路且主变具备转供能力，可考虑投入该功能。

4.“检闭锁单侧失压延时合闸”功能

该功能要求确认故障已经隔离成功后转供：开关分位→→U1有压、U2无压（或者U1无压、U2有压），无“闭锁转供”标志，通信正常相邻开关无故障跳闸标志，延时内收到故障隔离信号→→延时时间到→开关自动合闸。适用于联络开关，该功能投入。

5.“容错方案”功能

投入此功能，则在通信异常情况下执行智能分布式的容错方案，按照“分段开关通信异常且检测到故障电流，在满足无压无流后跳闸”的逻辑进行故障处理。不投入此功能，在异常情况下闭锁保护逻辑。该功能投入。

6.“联络开关自判断”

该功能根据开关分位，双侧有压的条件，自动判断本开关为联络开关。“联络开关自判断”功能投入。“联络判断时间”一般为厂家内置，推荐取值2秒。

4结论

本文通过分析配电网的分层结构特点，总结梳理配电线路开关继电保护及自动化整定原则，提出相应的继电保护整定计算方案，并整理出基于配网自动化的继电保护整定计算的通用模板，使配网继电保护整定工作具有普适性和简易性，同时方便配网调度人员及配网运维人员更好地理解应用配网自动化策略。

致谢

本文中实验方案的制定和实验数据的测量记录工作是在汕头供电局电力调度控制中心黄力、吴子帆，汕头金平供电局生产计划部配网自动化专责房若季等工作人员的大力支持下完成的，在此向他们表示衷心的感谢。

参考文献：

[1]徐丙垠，李天友，薛永端．智能配电网建设中的继电保护问题［J］．供用电，2012，29（5）：16-26．

[2]陈树勇，宋书芳，李兰欣，等．智能电网技术综述［J］．电网技术，2009，33（8）：1-7．

[3]张良，徐丙垠．配电网分支线保护的配置与整定［J］．电网技术，2016，40（5）：1589-1594．

[4]朱志杰.深圳市龙华新区10千伏配网接线模式研究[D].华南理工大学，2013.

作者简介：

王玉姬，1988-08，女，汉，广东省汕头市，配网自动化助理专责，工程师，本科，研究方向：配网自动化。