合肥配网继电保护优化方案的研究与应用

张 鲁， 黄云龙， 陈福全， 苏 涛， 唐小平， 胡 泊， 陈 璐， 汪晓彤

(国网合肥供电公司， 安徽 合肥 230022)

0 引言

为解决国网合肥供电公司部分配网线路频繁跳闸影响供电可靠性和客户满意度的问题，落实公司“两个提升”工作要求，安全可靠、有选择性地切除故障。电力调控中心针对公司自身配网继电保护运行现状，并根据国网安徽省电力有限公司相关技术要求，开展了配网继电保护优化配置研究。通过运行数据、网架结构、保护配置、一次设备配置等因素的综合分析，提出了配网继电保护优化配置的技术方案并试点应用。

1 现状描述

1.1 变电站10 kV出线开关保护配置现状

如图1所示，变电站10 kV出线开关设置了三段式过流保护，部分线路配置重合闸。过流Ⅰ段保护，保证近端短路能够快速切除故障，时间0秒；过流Ⅱ段保护，时间0.3秒，保护10 kV线路全长；过流Ⅲ段保护，按照躲过最大负荷电流整定，时间1秒，做下一级保护的远后备。对于架空线、架空电缆混合线路，重合闸投入，时间整定2秒；全电缆线路(变电站至第一座开闭所或环网柜如全部为电缆则视为全电缆)，重合闸不投。

变电站主变低压侧总开关设置了两段式过流保护。过流Ⅰ段保护，按照母线短路有1.5以上的灵敏度整定，时间0.6秒；过流Ⅱ段保护，按照躲过最大负荷电流整定，时间1.5秒。

变电站10 kV出线开关严格和主变保护配合，10 kV出线开关过流Ⅰ段、过流Ⅱ段和主变过流Ⅰ段配合；10 kV出线过流Ⅲ段保护和主变过流Ⅱ段配合[1]。

图1 变电站10 kV出线开关保护配置示意图

1.2 配网开闭所(环网柜)开关保护配置现状

如图2所示，10 kV开闭所出线开关配置了两段式过流保护，整定原则和变电站的相同，时间分别整定为0秒、0.3秒；进线开关配置了两段式过流保护，时间分别整定为0.3秒、0.6秒；母联开关保护退出；重合闸不投。

配网环网柜保护配置及整定原则与开闭所相同。

图2 开闭所(环网柜)10 kV开关保护配置示意图

1.3 配网柱上开关保护配置现状

如图3所示，配网柱上开关保护的一次电流值按照TA的一次额定电流设置(合肥配网为600 A)，时间整定为0秒。

为满足分隔负荷需求，部分配网10 kV主干线路、变电站10 kV出口处配置了单台乃至多台柱上开关。

图3 柱上开关保护配置示意图

2 问题分析

2.1 整定值无法分级配合

电流定值整定无法实现变电站10 kV出线开关保护和开闭所保护分级配合。合肥地区配网线路平均长度在6公里左右，对于变电站10 kV开关或开闭所开关在故障时感受到的故障电流差距较小，无法通过电流定值大小躲开。现有变电站10 kV出线开关电流Ⅰ段保护一般整定为3000 A左右，其最小保护范围是对于全架空线路4公里左右，对于全电缆线路20公里左右，架空混合线路在4至20公里之间，在此范围内故障变电站出线开关和开闭所开关均过流Ⅰ段保护动作跳闸。

同时，现有的变电站10 kV出线开关电流Ⅰ段保护动作时间均为0秒，对下一级开闭所乃至后级开闭所线路、客户自管线路故障，均无选择性跳闸，部分架空线路或架空电缆混合线路依靠重合闸进行补救；而未投入重合闸的线路则无法补救，导致变电站和开闭所(环网柜、柱上开关)同时跳闸，失去全部负荷。

2.2 重合闸投入受限

开闭所(环网柜)全电缆的接入，限制了变电站10 kV出线开关重合闸的投入。对于全电缆线路，由于电缆故障多为永久性故障，整定规程规定“不宜投入重合闸”[2]，因此开闭所(环网柜)全电缆接入变电站10 kV出线间隔后，变电站10 kV重合闸退出，对于开闭所出线开关的客户自管设备故障，变电站出线开关及开闭所出线开关均跳闸，变电站出线开关因重合闸不投而无法补救，降低了供电可靠性。

2.3 短路电流冲击主变

按照继电保护整定规程，0.3秒为保护定值级差要求[2]。如按一级级差考虑，将变电站10 kV出线开关电流Ⅰ段保护时间全部整定为0.3秒，意味着每一次10 kV出线开关跳闸，都将对主变低压侧绕组进行0.3秒的冲击。而据合肥电网所辖变电站跳闸统计显示，97.3%的变电站10 kV开关跳闸为电流Ⅰ段0秒跳闸，若全部改成0.3秒，频繁的大电流对主网尤其是主变冲击太大。

3 保护优化配置方案

(1) 对于全电缆接入的开闭所，变电站10 kV出线开关重合闸不能投入的，若该开闭所或下级开闭所、配网公网线路上有重要客户的线路，或对于下级开闭所虽没有重要客户，但是开闭所出线多送较长的架空线路，且运行环境较差的，将变电站出线开关电流Ⅰ段保护时间由0秒调至0.2秒，提高保护的选择性，确保对客户安全可靠供电。

(2) 0.2秒虽然不能满足继电保护整定规程规定级差，但从目前现场实际的保护配置和开关固有动作时间考虑，因开闭所配置均为微机型保护，保护装置启动加出口时间约为0.05至0.08秒，开关固有动作时间约为0.04至0.06秒。若故障发生在一级开闭所后段，开闭所保护可在0.2秒以内切除后段故障，而此时变电站出线开关保护尚未启动或出口，可有效避免越级跳闸。此外，0.2秒的延时也相对0.3秒降低了对主变压器的冲击。

(3)为避免变电站10 kV出线开关均0.2秒跳闸给电网主设备尤其是主变压器带来过度冲击，每座变电站每段10 kV母线仅调整2至3条出线开关保护，同时对220/110/10 kV的三绕组变压器不作考虑，防止由于低压故障对220 kV主变压器造成冲击。

(4)对于架空线路或架空电缆混合线路，重合闸投入的，维持现状，变电站10 kV出线开关电流Ⅰ段保护时间不调整。同时，将配网部分主干线路的柱开保护、变电站出口柱开保护停用，使重合闸真正能够发挥作用。

4 应用效果

基于上述配网保护优化配置方案，同时考虑变电站开关未能快速切除故障可能对主变压器安全运行带来威胁，为慎重起见，从公司频繁跳闸6次以上的线路开关中选取了110 kV芙蓉变21开关与110 kV望湖变15开关作为方案试点，将变电站出线开关电流Ⅰ段保护时间由0秒调至0.2秒。

电力调控中心下达定值单后现场进行调整，从2018年至今，已有效避免变电站6次出口动作，如表1所示。

表1 避免变电站出线开关跳闸统计

由表1可知，6次故障点均为下级开闭所线路故障，开闭所出线开关正确跳闸，变电站10 kV出线开关未跳闸，未对变电站主变设备造成威胁，优化效果较为明显。

5 结语

(1)该方案的试点应用达到了配网继电保护优化的预期效果，可有效避免下一级开闭所乃至后级开闭所线路、用户故障导致的变电站10 kV出线开关跳闸。从而保证供电可靠性，提升客户满意度。

(2)依据前文分析，配网保护优化的理想状态是将变电站出线开关过流Ⅰ段保护时间由0秒调至0.2秒。但是，全面调整后给主变等主网设备安全带来威胁，每跳闸一次就意味着主变多承受一次0.2秒短路电流的冲击。需进一步商讨研究主变承受短路电流的次数以及油化验试验周期，寻找平衡点，最终形成既能保障电网主设备安全，又能兼顾解决配网线路频跳的良好局面。

(3)下一步，将结合公司配网自动化系统的全面建设，在有光纤通道的开闭所与变电站之间、开闭所与开闭所之间试行安装线路光纤差动保护，彻底解决局部地区配网保护配合难题。