10kV配电系统综合继电保护配置

黄菁

摘要：智能电力网架中的继电保护配置是目前数字化变电站发展的关键，本文主要对数字化变电站中配电系统的继电保护装置进行研究，在分析已有的两种继电保护配置方案的基础上，对某电网10kV配电系统的继电保护配置现状加以分析，对于其存在的一系列问题提出一种新的解决方案，并具体探讨了方案中主变保护、间隔保护以及电子式互感器保护配置方案的实现过程。

关键词：数字化变电站;10kV配电系统;繼电保护;配置方案

1.城市电网10kV配电系统中继电保护的简介

继电保护是对电力系统中发生的故障或异常情况进行监测，在有异常情况时发出报警信号，或直接将故障部分隔离、切除的一种重要措施。

在10kV配电系统中，通过安装继电保护装置，对相关元件的运行质量进行实时的监测，一旦电路出现异常状态时，要求继电保护装置及时做出反映，防止电气事故的波及范围扩大。城市电网10kV配电系统中的继电保护装置在技术上一般应满足四个基本要求，即可靠性、选择性、灵敏性和速动性。由于城市电力系统容量的持续扩大，同时要求继电保护装置拥有合格的通信技术，确保各继电保护装置间的高效配合。

2. 城市电网10kV配电系统继电保护配置的分析

2.1数字化配电系统继电保护优势

母线承担着变电站内各级电压配电装置和各种电气设备的连接任务，分布式母线保护在信息的一致性与通信功能上均提出了严格的标准，但常规变电站体系的构造无法实现这个标准。数字化变电站中母线的保护在设计上清理了出口继电器与复压闭锁式单元等设备，精简了母线的保护逻辑。针对主变压器的智能保护，其采用双套保护的配置和直接采样的模式，通过GOOSE网络将分段断路器及闭锁备用自投进行连接，接受失灵保护的跳阐命令，实现失灵保护各侧断路器的跳闸功能。在线路保护方面，GOOSE网络还能实现启动断路器后完成断路器失灵保护及重合闸等功能。

2.2配电系统继电保护方案的选择

2.2.1常规数字化保护配置

常规保护方案中的装置通常以互感器为核心在间隔层中进行装配和组装，其在结构上主要分为变压器保护、母线保护等逻辑结构，有的保护装置中需要对交流插件进行替换，通过GOOSE等数据采集光纤实现接口插件的替换，包括模拟量等接口插件也需要经由CPU插件实现替换。

常规的数字化保护配置方案作为向系统数字化保护的过渡方案，其以单个元件的保护作为基础，具有丰富的运行经验，但是其技术缺陷在于具有相对复杂的网络结构和设备，一定程度上减弱了数字化变电站的技术优势，但其在实际中拥有较为广泛的应用场景，具体布置见下图2-1。

2.2.2系统数字化保护配置

智能变电站技术在IEC61850通信规约得以使用后有了重大突破和进展，许多变电站的内部元件借助该规约可以实现信息互通与共享，从而变成了系统的数字化保护。系统数字化保护配置方案要求各设备的组装遵循双重化原则，不同设备的继电保护均需配备保护屏和测控屏，且在线路保护和变电器保护中还增加了A、B两套保护方案，彼此均可独立发挥相应逻辑保护功能。因此该继电保护配置方案在不同设备的网络构建上更加简单，而且可以实现信息共享，实现更高的可靠性。具体部署结构如下图2-2所示。

下面将重点以某城市电网中采用的系统数字化保护配置方案进行论述，说明该方案的配置实现和技术特点。

3.某电网10kV配电系统继电保护方案及优化实现

3.1某电网10kV配电系统继电保护现状分析

3.1.1某电网继电保护配置情况

某电网10kV配电系统采用的是阶段式保护方式，由于该电网的负荷多为一类负荷，对供电的可靠性要求很高，为了避免因瞬时故障导致输电线路停电，某电网采用了阶段式保护的II、III段，具体配置情况如下：

（1）一般出线保护配置为：

1）电流II、III段保护;2）带后加速的三相一次重合闸;3）过负荷保护;

（2）双侧电源线路和站与站之间的互为备用线路保护配置为：

1）方向闭锁电流II、III段保护;2）低电压方向闭锁电流III段保护;3）过负荷保护;

（3）变电站之间的联络线保护配置为：

1）线路纵联差动保护;2）方向闭锁电流III段保护;3）过负荷保护。

某电网采用阶段式电流II段保护作为线路的主保护，电网发生故障时，故障切除时间最短0.3秒，最长0.6秒，继电保护的快速性能尚有可以完善的空间。

3.1.2某电网配电系统继电保护存在的故障与问题

某电网10kV配电系统所遇到的故障及存在的问题主要包括如下几点：

1）10kV配电系统中的稳态短路电流，很容易导致电流互感器的变比误差出现持续增大，进而使得二次侧电流难以反映配电系统中的真实故障电流;

2）由于没有采用自动化开关，且配电系统多使用负荷开关加熔断器组合实现对设备的开关保护，运行线路故障跳闸后会使得备用线路难以自动投入，最终导致用户侧停电时间过长;

3）配电系统中带时限速断保护的保护范围因为拓展至变电站变压器内部，使得动作开关跳闸后，难以对故障点的准确位置进行判断，进而使得运行人员对故障的处理难度增加，变电站供电时间的恢复时间也相应延长;

4）带时限的速断保护在配电系统的线路中作为主保护，其保护动作时间最长达到0.6s，难以实现继电保护的速动性，一旦电网出现断电故障，电网低压的时间过长，对电机正常运行转速有较大影响。

3.2某电网10kV配电系统继电保护方案的优化设计

为有效解决上述某电网10kV配电系统继电保护中存在的现实问题，本文认为在10kV配电系统中可通过系统数字化配置方案对其继电保护部分进行优化改进，具体实现如下：

3.2.1相关设备及选型

10kV配电系统继电保护配置方案的核心设备采用复合绝缘小型化智能开关柜，内装真空断路器，受电及分段回路额定电流3150A，额定短路开断电流31.5kA;其它回路额定电流1250A，额定短路开断电流25kA。

其中10kV限流電抗器选用干式空芯设备，户内安装，额定电流3000A，电抗率8%。

10kV旁路限流器选择10kV限流电抗器并接旁路限流器方式，额定电流3000A。

10kV限流电抗器前安装干式电流互感器，具体参数为6000/1A，精度为5P10，容量10VA。

10kV隔离开关选用户内型设备，额定电流6000A。

10kV电容器组选用成套框架式装置，采用单星形接线、不平衡。

10kV并联电抗器选用干式铁芯设备，户内安装，容量为10000kvar。

电压保护方案为：每台主变补偿3组，每组容量为8016kvar，2组串12%干式铁芯电抗器，另1组串5%干式铁芯电抗器。

3.2.2继电保护配置方案的实现

为了确保可靠性，将10kV及以上主变与线路的测控、保护功能分为两个装置来实现，继电保护配置方案示意图如图3-1。继电保护配置方案具体如下：

（1）主变保护配置方案

1）主变保护单套配置包括主保护独立配置和具有集成测控的后备保护独立配置，其中数字化电度表配置位于主变保护各侧，同时配备了设备组屏。

2）保护装置中，设置MMS以太网通讯接口实现同站控层之间的通讯过程。

3）保护直接采样和跳闸，其中保护装置接口应符合直采直跳技术要求，并通过9-2规约实现保护单元与合并单元之间的通信过程，其中GOOSE规约则用于完成同智能终端间的通信过程。

4）主变本体的端子箱中配置智能终端，在本体内实现主变的电量保护、档位遥控以及温度采集，非电量保护的跳闸则通过电缆直跳各侧断路器来完成。

（2）线路间隔保护配置方案

1）保护测控的一体化装置在10kv配电系统的线路、分段、站控层以及电容器中进行配置，而合并单元和终端各项智能功能则通过在间隔开关柜内进行安装完成集成，具体如下图3-2。

2）保护测控装置通过站控层网络结构，同各设备之间进行通信。

3）不同间隔处均配备有电度表，其支持小信号的模拟输入，在开关柜中负责显示。

（3）电子式互感器配置方案

由于运用调节信息接口的采集周期，电子式互感器可精确、实时的进行数据的分析和记录。

1）主变进线间隔GIS以及10kV线路均配置电子式电流互感器。电子式电流互感器为数字量输出模式;

2）10kV母线配置电子式电压互感器;电子式电压互感器为数字量输出模式。

3）10kV线路、分段、站用变和电容器间隔均配置电压电流一体化互感器，该互感器模拟小信号输出，各间隔开关柜内均安装该互感器，采集所需电气量。

4.结语

总体而言，在未来为了保障城市电网10kV配电系统的正常运行，必须正确设置继电保护装置，并准确整定各项相关定值，确保城市电网10kV配电系统的合理运行。

参考文献

[1]柏勇.10kV配电系统综合继电保护的实现[J].电子技术与软件工程，2019（13）：225.

[2]严筱丰.直流配电系统的继电保护改进方案分析[J].集成电路应用，2019，36（04）：119-120.

[3]宣俊楠，陈益，杨鹏杰.智能接地系统的设计[J].通信电源技术，2018，35（12）：90-91.