呼和浩特配网保护配合研究

内蒙古呼和浩特供电局 白利军

呼和浩特10千伏配电网现状

内蒙古呼和浩特地区10千伏配网属于低压配电网，该配网线路多采用放射状或树形供电方式，具有线路多、供电半径长、覆盖范围广、运行自然条件复杂等特点。随着经济的发展，当地10千伏配网负荷激增，线路故障也频繁出现，并且在出现故障时，经常会造成全线停电，影响极为恶劣，也带来巨大损失。要提升当地配电线路可靠性，保障供电质量，必须在配网线路关键节点投入保护，这样在发生故障时可以减小停电范围，缩短停电时间。

当地配电网保护应用情况

受经济和技术等方面影响，呼和浩特地区配电网系统10千伏线路主要采用速断保护、过流保护以及重合闸投入等保护方式，从而实现三段保护相互配合，提升系统的可靠性。

以黑河变10千伏951根堡线为例，黑河变主变为18000 千伏安，高低短路压降为25%。根据呼和浩特地区电网运行方式可以确定，黑河变10 千伏侧短路容量为291兆伏安，短路电流为16千安。

10 千伏根堡线路全长约为63 千米，主线路长14.56 千米。分支线路最小短路电流线路长度为17 千米，10 千伏线路每千米电抗平均值取0.35 欧姆。IkLLL=Ur/√3ZL，ZL=√R2L+X2L，IkLL=0.87IkLLL，线路末端两相最小短路电流约为885安。

10千伏根堡线路共有25台分界开关、135台变压器，其中主线路6台柱上断路器，分别装设在10号、54号、82号、115号、144号、194号。各断路器侧两相短路电流分别为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，10千伏根堡线路存在问题如下。

1.变电站出口速断设置为1800安，0秒。过流设置为450 安，0.6 秒。如果8.75 千米内发生三相短路或7.43 千米内发生两相短路，短路电流均会超过1800安，发生越级跳闸导致变电站出口短路保护动作。

2.线路负载135 台变压器，总容量为21650 千伏安，重合闸时会产生5～8倍空载电流的励磁涌流，会导致重合闸不成功。

整改后变电站出口速断整定值调整为7 号杆处短路电流为8.88千安，过流延时整定为990安，0.3秒。过流保护三段设置为300 安，0.6 秒，为实现选择性保护配合留出整定空间。

主线路分段断路器及各分支分界断路器速断保护设置为线路长度70%处短路电流，过流设置为线路全长加下一段线路15%处短路电流（考虑后备保护），延时0.04 秒。传动试验测试速断保护总动作时间为80 毫秒，过流动作时间为120毫秒，通过通讯实现过流保护区域选择性，保证下级断路器优先保护动作（分支分界开关与主线路分段开关电流与时间设置值相同，仍然下级断路器先动作）。过流保护三段根据实际负载电流情况及线路载流量进行设置，设置原则为Ib≤In≤Iz，并验证短路时断路器允通能量小于线缆允通能量。配电网保护一般包括如下三种情况。

（一）速断保护

1.传统速断保护作用于线路短路时，瞬时动作切除故障，整定电流值最大，延时最短为保护装置的响应时间。其保护范围约为线路全长的70%。必须考虑变压器励磁涌流导致的保护动作。

2.过去很长一段时间，内蒙古地区配电网架空线路保护装置装设有限，柱上断路器配置较少，为了保护主变，变电站10千伏出口断路器速断保护整条线路的70%。

3.随着配网自动化的发展，架空及电缆线路装设了很多带有保护装置的智能断路器及智能环网柜。通过交接及预防性试验测得这些保护装置与变电站保护装置响应时间一致。柱上断路器、环网柜断路器分闸时间也是≤50毫秒，机械特性参数与变电站10 千伏断路器基本一致，而且部分重要断路器互感器装设为罗氏线圈互感器，不会产生磁饱和，保证保护采集故障电流的可靠性。

根据试验结果，配网线路保护水平与主网10 千伏侧出口保护相差无几， 所以提出变电站出口速断保护无需保护整条线路全长的70%，只需保护至下一台断路器线路全长的70%即可。

（二）过流保护

过流保护作为线路的后备保护，增加动作时限，与速断保护配合，可保护到下一台断路器之间的线路全长，直至不超过这台断路器速断保护范围。

主线路分段开关保护设置情况表

（三）投运重合闸装置

经统计，配网线路80%～90%的故障为瞬时性故障，且架空线路故障较多，故采用重合闸装置以快速恢复瞬时性故障。重合闸需要考虑多台变压器同时通电产生的励磁涌流。

由于配网自动化及边缘计算终端的发展，每个边缘计算保护装置均通过通讯将一个闭锁信号发送至其上级保护装置（即靠近电源侧沿电流方向）。不需设置时限差，就可以通过闭锁信号保证下级断路器保护动作。

保护装置与断路器是电力系统的重要组成部分，它们在系统发生故障时将故障设备切除，使非故障设备能安全运行。

当地配电网保护实际情况

（一）保护级数太多，分级时限难以配合

从变电站出口到10千伏变压器进线处需经多台环网柜、数级断路器，而断路器分闸时间是50～70毫秒，变电站出口短路保护时间常规设定为0.0～0.3秒。实际应用中按时间配合，分级时限极短，难以实现选择性，尤其0.1秒以下不能考虑时间—电流选择性。

1.速断保护（电流选择性）。

短路发生点离变电站越近，短路电流就越大。所以，保护定值至保护门限值，就可以隔离故障发生点，因为负载侧短路点的故障电流一般低于电源侧保护定值，从而不会导致负载侧发生故障时电源侧保护装置立即保护动作。

2.过流保护（时间—电流选择性）。

过流保护是由时间和电流进行配合的，也就是说时间—电流选择性由电流选择性发展过来。使用该保护配合时，保护装置的动作既取决于电流也取决于电流持续时间：经过设定的延迟时间，故障电流值将使保护装置动作，但仅允许故障点的保护设备跳闸，隔离故障点。所以，时间—电流配合采用的整定方法是逐级增大电流设定门限值和靠近主电源程度延长跳闸时间。上下级的保护装置整定时间延时级差需考虑用于检测和消除故障的时间和电源侧装置过冲的时间（即使故障已经结束，保护设备仍会跳闸的时间）之和。

3.区域选择性。

区域选择性由时间—电流选择性发展而来，可分为直接保护型或间接保护型。通常通过电流测量装置之间的对话实现，当检测到超出设定门限的电流值时，能够正确识别故障区域，并切断故障区域的供电。

当电流值超出设定门限值时，每个保护装置均通过通讯将一个闭锁信号发送至上级保护装置（即靠近电源侧沿电流方向）。同时，断路器脱扣动作的前提是其负载侧保护装置未发出类似闭锁信号。因此，只有最靠近故障点电源侧的保护装置才会动作。

与时间—电流选择性相比较，愈靠近电源愈增加延迟的必要性有所降低。因延时时间只需大于负载侧保护装置闭锁信号的存续时间即可（指已检测出的非正常状态存续时间加信号传输所需时间）。

无需在靠近电源的过程中逐步增大延时时间。因延时时间只需大于负载侧的保护装置闭锁信号的存续时间即可（指已检测出的非正常状态存续时间加信号传输所需的时间）。

与时间—电流选择性相比，区域选择性的优点在于：减少脱扣时间，提高安全裕度，脱扣时间约为100 毫秒；减少故障和干扰对电网造成的损坏；减少断路器上的热应力和电动力；允许更多的选择性层面。

主线路分段断路器及各分支分界断路器速断保护设置为线路长度的70%处短路电流，过流设置为线路全长短路电流（考虑后备保护），延时0.04秒。传动试验测试速断保护总动作时间为80 毫秒，过流动作时间为120 毫秒，通过通讯实现过流保护区域选择性，保证下级断路器优先保护动作（分支分界开关与主线路分段开关电流与时间设置值相同仍然下级断路器先动作）。过流保护三段根据实际负载电流情况及线路载流量进行设置，设置原则为Ib≤In≤Iz，并验证短路时断路器允通能量小于线缆允通能量。

（二）线路保护装置与限流熔断器的配合

保护装置依靠时间级差实现保护的选择性，会导致故障的切除时间过长而影响设备寿命和恢复供电时间，此时限流熔断器在配网选择性配合与设备保护中起到至关重要的作用。

1.熔断器作为一种重要且经济有效的系统与设备保护方式已经存在上百年了，连同其他保护设备，如断路器等一起在电力系统中发挥着重要的保护作用。

所有的中压熔断器在熔体熔断后都会通过一定周期的故障电流，限流熔断器一般是内置一个很长的高熔点熔体（银或铜），缠绕在一个绝缘支撑芯上，熔体上设置有多个镂空点，全部密封于高强度纤维外壳内，使得总体尺寸较为紧凑，在其内填充石英砂材料。

当较高的故障电流（千安级）发生时，熔体在多个断点开始熔断，会形成一个高阻抗并主动导入到故障回路中，从而迫使电流迅速回到零点，阻止了故障电流有机会达到可能的峰值点，这也是为何称其为“限流”的原因。

2.选择使用限流熔断器主要考虑以下几个因素。

可以显著降低流过的故障能量；

在较短时间内（四分之一周波内）清除故障；

较高的开断电流（可达50千安）；

隔离故障设备从而保护系统；

所以在一些必要分支线路和变压器高压侧加装限流熔断器可以在5 毫秒内熔断，从而实现线路保护的选择性保护配合，更能使变压器免受长时间短路电流冲击造成绕组绝缘老化或损坏。

总结

呼和浩特地区10 千伏配电网设备保护配合，一直备受关注。清楚了解设备现状，分析处理问题，可使各级保护达到更加完美的配合。通过理论和现场设备运行分析对比，更能不断提升保护配合的精度，再结合近几年大力发展的配网自动化系统，能充分发挥继电保护在10千伏配网的作用。

呼和浩特地区配电网设备大面积投入保护，能有效减小故障停电范围，缩短故障巡线时间，节约人力、物力、财力，极大提高配网供电可靠性。