龙田广

（广东电网有限责任公司佛山供电局，广东 佛山 528000）

0 引言

10 kV配电网继电保护是电力系统专业的重要内容。随着配网自动化建设的不断推进，10 kV配电网继电保护的配置和动作需求与传统模式有了较大区别。以往传统配电网继电保护的研究仅限于对10 kV出线开关的讨论，而10 kV智能配电网的继电保护则涉及站外大批的10 kV自动化开关。10 kV保护定值的设置是配电网继电保护的重要环节。保护定值的合理设置，可以有效保证保护动作的选择性，减少开关动作的次数，避免越级跳闸扩大停电范围，降低线路变电站侧断路器故障跳闸率。下面主要对10 kV线路保护定值的设置展开讨论。

1 10 kV配电网继电保护设置的基本原则

（1）10 kV配电网的电力设备和线路，应装设符合要求的继电保护和安全自动装置，满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性方面的要求。

（2）10 kV配电线路上的主干线断路器、分支线断路器等线路保护，因定值、时间限额等原因需降低时间级差时，允许适当失去部分选择性。

（3）电力设备由一种运行方式转为另一种运行方式的过程中，被操作的有关设备均应在保护范围以内，允许部分保护装置在操作过程中失去部分选择性。

（4）继电保护配合的时间级差应充分考虑断路器跳闸的分闸时间、整套保护动作的返回时间，保护配合的时间级差可取0.3 s。因定值时间限额等原因存在配合困难时，可适当降低时间级差。

（5）10 kV配电线路应根据线路长度、负荷密度、继电保护配合合理设置分段断路器，每回馈线干线上投入保护跳闸功能的关键节点分段开关不宜超过2级。自愈线路的关键节点分段开关必须具备三遥功能。

2 10 kV配电网继电保护的具体配置要求

（1）对于供电半径比较长，沿线短路电流差异比较明显的10 kV线路，具备三段式过电流保护配合条件的，可在适当地点配置三段式过电流保护，并与变电站10 kV出线开关的三段式过电流保护配合[1]。

（2）通过对延时时间级差的合理设置，使线路上各级开关实现2～3级电流保护的配合。延时时间级差取决于继电保护装置的故障检测时间、保护出口的驱动时间、断路器的动作时间。

（3）对于变电站出线断路器必须配置瞬时速断保护的情况，线路上出线断路器瞬时速断保护范围以外的部分仍然可以配置三段式电流保护。通过合理设置时间级差实现2～3级的电流保护配合。

（4）对于配置三级级差电流保护的线路，变电站出线开关延时速断保护的延时时间可以设置为2ΔT。具备条件的分支线、次分支可配置断路器和电流保护，延时时间可设置为ΔT、0 s，以实现分支线故障不影响主干线供电，次分支故障不影响分支线供电的方式。

（5）对于架空线和架空-电缆混合线路，可配置自动重合闸功能，全电缆线路一般不配置重合闸。对于分布式电源接入容量较高的情况，线路重合闸的延时时间应设置得比接入容量较低的情况要长一点，目的是保证重合闸之前，线路上的所有分布式电源能够可靠脱网。

（6）10 kV配电线路上配置继电保护功能的开关应该采用断路器，其余10 kV线路开关可采用负荷开关。

（7）对于采用继电保护配合后仍不能满足供电可靠性要求的，可建设一定数量的“二遥”“三遥”配电自动化终端、通信网络及自动化主站，实现配电网自动化系统和继电保护的协调配合，以便在故障处理过程中，实现更精细的故障定位、隔离和非故障区的供电恢复。

3 10 kV配电线路保护配置情况和定值的整定原则

目前，10 kV配电网普遍采用三段式过电流保护，包括过流Ⅰ段保护、过流Ⅱ段保护、过流Ⅲ段保护（站外10 kV自动化开关过流Ⅲ段一般不投）。

3.1 变电站内10 kV线路保护

3.1.1 过流Ⅰ段（速断保护）

保护的动作电流按躲过线路末端最大短路电流或配变低压侧三相故障短路电流整定。根据网内短路电流水平简化整定，推荐取值3 600 A。若保护只配置两段电流保护则电缆线路本段推荐取值3 000 A，架空线路本段推荐取值2 400 A。动作时限≤0.3 s。

3.1.2 过流Ⅱ段（过流保护）

要求对线路末端故障有足够的灵敏度，灵敏度≥1.5。要求小于变电站10 kV母联断路器的过流定值，可靠系数≥1.3，推荐取值1 800 A（若保护只配置2段电流保护则本段推荐取值1200A），动作时限≤0.5s。

3.1.3 过流Ⅲ段

动作电流按躲过最大负荷电流整定，同时考虑线路的载流量。推荐取值900 A，动作时限≤1.2 s，动作于跳闸。

3.1.4 零序电流保护

10 kV系统为中性点不接地系统或经消弧线圈接地系统时，零序电流保护宜退出运行。10 kV电网为小电阻接地或消弧线圈并小电阻接地，零序过流保护应投入运行[2]。整定站外10 kV线路保护定值时必须与站内10 kV线路的保护定值进行配合，避免失配。

零序电流保护的动作值按躲过三相短路时可能出现的最大不平衡电流整定。对于10 Ω小电阻接地系统，零序跳闸动作值取60 A，动作时限可取1.2 s。

3.1.5 重合闸

一般投非同期重合闸方式和一次重合闸。重合闸延时时间还应与下级馈线自动化开关的“分闸延时时间”配合，取5 s。接有小电源的10 kV线路应采用解列重合闸方式[2]。

3.2 站外10 kV线路第一级断路器保护

3.2.1 过流Ⅰ段保护

过流Ⅰ段定值按不大于所在变电站线路保护过流Ⅰ段定值的90%整定，推荐取一次值2 700 A或2 400 A。主干线上各分段断路器的保护电流定值应以变电站电流保护定值为基础，按照与距离成反比的规律依次递减。动作时限可取0.15 s。

3.2.2 过流Ⅱ段保护

动作电流与变电站出线开关过流Ⅱ段的电流定值配合，以变电站出线断路器过流Ⅱ段保护定值为基础，按照依次递减的原则整定，可取1 200 A。动作时间与站内馈线过流Ⅱ段保护时间配合，按阶梯时限原则整定，时间级差不低于0.15 s，可取0.3 s。

3.2.3 零序过流保护

与变电站出线线路保护零序过流定值配合整定，推荐值40 A。动作时限与站内出线零序过流保护时间配合，时间级差不低于0.2 s，动作时间可取1 s或0.8 s。

投一次重合闸，采用非同期重合闸方式，重合闸动作时间取5 s。

3.3 站外10 kV线路第二级断路器保护

3.3.1 过流Ⅰ段保护

电流定值与上一级断路器过流Ⅰ段保护定值配合，按不大于上一级断路器过流Ⅰ段电流定值的90%整定，可取1 800 A。

动作时限与上一级断路器过流Ⅰ段保护动作时间配合，时间级差不低于0.2 s，可取0 s。

3.3.2 过流Ⅱ段保护

电流定值与上一级断路器过流Ⅱ段保护定值配合，可取1 200 A。动作时间与上一级断路器过流Ⅱ段时间配合，动作延时≤0.3 s。

3.3.3 零序过流保护

与上一级断路器零序过流定值配合整定，推荐值40 A。动作时限与上一级零序过流保护时间配合，时间级差不低于0.2 s，可取0.5 s。

投一次重合闸，采用非同期重合闸方式，重合闸动作时间取5 s。

3.4 分界断路器或用户进线断路器

3.4.1 过流Ⅰ段保护

动作电流取配电房内单台最大容量配变的速断保护电流定值，如果配电房内最大容量配变为800 kVA及以下时，建议取值1 000 A。动作时限与上一级断路器速断保护时限配合，时间级差不低于0.2 s。动作时限不大于0.15 s，可取0 s，动作于跳闸。

3.4.2 过流Ⅱ段保护

动作电流与上一级断路器过流Ⅱ段保护定值配合，取配电房内所有配变过流保护定值之和。动作时限与上一级断路器过流Ⅱ段保护时限配合，时间级差不低于0.15 s，动作时限不大于0.3 s。

3.4.3 零序过流保护

与上一级断路器零序过流定值配合整定，推荐值40 A。动作时限与上一级零序过流保护时间配合，时间级差不低于0.2 s，动作时间应不大于0.5 s。

退出重合闸功能，确保用户侧故障时能可靠隔离。

3.5 联络断路器（环网开关）

电流定值与上一级自动化开关保护的电流定值配合整定。过流Ⅰ段延时0 s，过流Ⅱ段上下级延时时间级差不小于0.15 s，零序电流保护上下级延时时间级差为0.3 s。如果无法和上一级自动化开关保护配合，允许失去部分选择性。联络开关重合闸应退出，确保故障可靠隔离[2]。

以上保护定值的设置均为推荐值，各单位应跟据当地配网的实际情况，适当调整和优化保护定值的设置。当线路的结构发生变化时，或10 kV线路实施了长期方式的转供电后，也需要对线路的保护定值作出相应的调整。

4 实际应用情况分析

从目前本单位10 kV配电网的实际运行情况来看，大部分自动化开关都能可靠动作，就近隔离故障，符合选择性的原则。但是，也出现了部分自动化开关越级跳闸，或两个自动化开关同时动作的情况。

例如，2021年金本站10 kV 731中达线干线10T3、23T2开关跳闸，动作类型均是过流动作，重合成功。查保护定值单发现，10T3、23T2开关的过流Ⅱ段动作电流均为1 200 A、动作时限均为0.3 s。两个开关的保护定值设为同一级，动作时限均为0.3 s，因此，两开关同时动作，并且重合成功。2021年5月，君荣站10 kV 708叶岗线跳闸，23T1、56T1开关过流动作，重合成功。两开关的过流Ⅱ段保护定值分别为：23T1，1 200 A，0.3 s；56T1，600 A，0.3 s。因动作时限均为0.3 s，所以两开关同时动作，并且重合成功。

目前，同一线路上的两个自动化开关在同一时间点附近同时跳闸并且重合成功的情况比较普遍，每月一般会有两三单甚至几单，在保护正确动作的情况下，主要原因是两个开关的保护定值设为了同一级（如上所述）。另外，也不排除是因为两个开关的后段都出现了故障点，因为是瞬时故障，所以都重合成功，这种情况在雨天比较容易发生。此外，两个开关同时动作跳闸的情况可能还和时间级差设置不足以及开关（断路器）的机械动作时间、保护的固有响应时间有关。

2021年5月，市委站10 kV 705荣山线同济公园公用配电站（下一级电房）604开关、同济中学公用配电站（上一级电房）601开关跳闸，零序动作，没有重合（开关后段线路为电缆线路）。查定值单发现，604开关零序保护的动作时限为0.8 s，601开关零序保护的动作时限为0.9 s；查线发现故障点位于604开关后段线路。弹簧储能操动机构的断路器机械动作时间一般为60～80 ms，保护的固有响应时间为30 ms，而两个开关的零序保护动作时间级差仅为0.1 s。从保护定值的角度分析，最大的可能性就是604开关的机械动作时间和保护固有响应时间大于0.1 s，超过两个开关的动作时间级差，以至于604开关未能先于601开关动作，及早隔离故障，造成两个开关同时动作这种情况的发生。

最后，两个开关或者多个开关同时动作的情况还与馈线自动化方案的配置有一定关系，与现场的自动化终端通过网络发送和接收故障及动作信息的及时性有关，在此不再一一讨论。

5 结束语

在日后配网自动化和自愈线路的建设当中，应该更加重视10 kV线路保护定值的配置，以免因保护定值无法配合造成多级跳闸等情况的发生。另外，可以考虑利用技术手段（如运用电流、电压联锁速断保护原理）[3]，减少自动化断路器的越级跳闸，合理设置保护定值，合理规划配网线路，合理利用技术手段，保证10 kV配电网的安全稳定运行和对用户的可靠供电。