（无锡供电公司 江苏无锡 214171）
摘要：随着配网自动化建设和改造的不断地推进深入，继电保护技术在配网自动化系统中的作用越来越重要，有效地保障着配网供电可靠性。该文通过配网10kV公配所内、10kV开闭所内线路的并列运行过程中，对应用相应继电保护技术进行详细分析。
关键词:继电保护；配网自动化；合环运行；并列运行；
1概况
1.1 配网自动化的要求、达到的目的及采取的措施。
配电自动化是以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电系统的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。
实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电 SCADA、馈线自动化、电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电主站、 配电终端、配电子站和通信通道等部分组成。
配网自化系统是根据实际网架结构、设备状况和应用需求合理选用“三遥”自动化终端。对网架中的关键性节点采用“三遥”配置；对网架中的一般性节点采用“两遥”配置。
1.2配网中继电保护技术的应用
在配电系统中的变电站、开闭所内，只要间隔配置采用断路器的，一般都相应在开关柜内配置相应保护测控装置，完善相关的二次回路。根据运行实际要求，保护测控装置当要启用保护时，通过设定保护定值，主要启用过电流保护、零序电流保护（小电阻接地系统），保护相应的线路、元件设备正常运行。当不用保护时，保护测控装置仅作为该间隔的测控控制单元应用，保证间隔内断路器的正常操作，间隔内各个信号的采集。
配网中继电保护主要整定原则：
图1 10kV BH#3站主接线示意图
（1）配电网继电保护整定应满足选择性、灵敏性、可靠性、速动性的要求。上下级保护在动作时限原则上按阶梯配合，上下级的每一段保护时限的级差△t。
图2 10kV线路并列运行主接线示意图
（2）配电网保护应满足上级地区主网边界定值限额要求，低电压等级的故障必须严格限制在本电压等级切除，不得造成高电压等级保护越级跳闸。
2 配网中继电保护的应用情况
2.1 配网公配所内分界开关控制器的应用
随着电缆化率的应用提高，城市配电网大量采用公配所对区域用户供电。为提高配电网线路的供电可靠性，就要对由用户引起的故障进行快速诊断和切除。在出线柜上配置1套分界开关控制器，与出线开关柜一起构成智能一体化设备，实现用户侧故障自动诊断并根据不同故障类型分别处理。分界开关控制器能自动切除由用户引起的单相接地故障和其他各种类型的短路故障。在无锡配网自动化改造工程中，具体选择在10kV BH#3站内进行分界开关控制器的应用。
1）配置分析：10kV BH#3站主接线图见图1所示，该站为单母线分段接线，均采用负荷开关，10kV进线对侧的系统站内为小电阻接地系统，本次改造选择BH#3站内的出线1~2间隔应用分界开关控制器，线出1~2间隔配置两个次级（10P20/0.5）三相式电流互感器，在电缆出线端配置1个零序电流互感器。该站主接线图见图1所示。
2）回路分析：在交流回路中，分界控制器接入出线间隔的保护级三相电流量及零序电流量，电压量取母线PT的交流220V。间隔内的测量级三相电流量接至DTU装置。在控制回路中，分界控制器分、合闸分别与DTU的分、合闸并接后接入负荷开关的分、合闸接触器回路。
3）动作分析：分界控制器的过流保护（可整定三段）主要反映大电流故障，当发生三相短路、相间短路、两相接地等大电流故障时，过流保护动作。在相间故障时：公配所内当分界控制器检测到本线路发生故障，此时系统站内的10kV出线保护动作先跳开出线开关，并尚未重合时，分界控制器判定线路处于无压无流状态下才将负荷开关跳闸。由于故障点被成功隔离，系统变电站的出线的重合闸能够重合成功，保证该出线上其它用户仍正常供电。当单相接地故障时：由于系统站10kV为小电阻接地系统，分界控制器的零序电流保护应与系统站出线的零序电流保护的时限应有配合（保证有1个时限级差），分界控制器的零序电流保护必须先动作跳闸负荷开关，系统站出线的零序保护后动作，更好地保证系统站内线路的正常运行。
2.2 10kV线路的并列运行的应用
根据无锡一流配网建设规划，为保证城中区配网供电可靠性，在城中区将建设双环网结构配网系统。本期选择城中区10kV SQX站和NSQ站开闭所作为配网建设的应用示例，进行10kV线路并列运行应用。10kV NSQ站均为负荷开关，不配置保护装置。10kV SQX站均采用断路器，配置保护装置
合环、并列运行线路的选择标准：1）、两线路必须属于同一分区；2）、两线路相位、相序必须一致；3）、主变及线路相对负荷较轻；4）尽量选择无柱上设备线路。
经计算验证，市区10kV线路合环运行均会导致短路电流超标，不建议采用10kV的合环运行方式；并列运行的方式采用从110kV变电站同一母线上的两条10kV线路进行并列运行，在此方式下，所有变电站内短路电流不变化，上级运行方式调整也不影响并列运行。本工程选择110kV SF变中10kV L5线、L6线和L4线并列，110kV XQ变中10kV L1线、L2线和L3线并列，10kV SQX站和NSQ站分段热备用的运行方式。主接线图见图3所示。
1）保护配置：SQX站的DL1、DL2配置两段式、带方向的过流保护，方向指向线路；II母上其他出线配置两段式过流保护。保护动作时间与XQ变侧应有配合，NSQ站内不配置保护（负荷开关）。
2）定值整定：XQ变122、123及其他线路保护动作时间整定0.5秒。SQX站的DL1、DL2的保护定值 I段过流640A、0.1秒，方向指向本线路,；II段过流640A、0.3秒，不带方向。YL#1站II母其他线路定值同上，不带方向。SQX站内的其他线路保护定值同上，不带方向。
3）动作分析：
当L1线路发生故障时，SQX站DL2经0.1秒动作跳闸，XQ变断路器123经0.5秒动作跳闸，保证NSQ站、SQX站均不失电。若SQX站DL2拒动，则DL1不带方向段保护经0.3秒动作跳闸，NSQ站不失电失电，SQX站II母失电。
当L2、L3发生故障时，SQX站DL2经0.1秒动作跳闸，XQ变断路器122经0.5秒动作跳闸， SQX站不失电，NSQ站I母失电；若DL2拒动，则DL1不带方向段保护经0.3秒动作跳闸，SQX站I母失电,NSQ站I母失电。
当YL#1站II母的其他线路故障，故障线路的断路器经0.1秒动作跳闸，YL#1站、SM#1站都不失电；若故障线路断路器拒动，则DL13、DL14不带方向段经0.3秒动作跳闸，SM#1站不失电失电，YL#1站II母失电。
当L4、L5、L6线路发生故障时，保护动作情况类同上面所述。
3 结论
为了提高配网供电可靠性，我国正在进行大规模的配网自动化建设和改造。配网自动化工程是一项面广量大的复杂工程，随着工程的不断地推进深入，二次技术在配网自动化系统中的应用也越来越多，作用也越来越重要。本文通过在配电网系统的三个实例应用分析，共同探讨继电保护技术在配网自动化中的应用。
参考文献
[1] 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定 国家电网公司企业标准, Q/GDW 625-2011.
[2] 继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T-14285-2006）.
[3] 3kV-110kV电网继电保护装置运行整定规程（DL/T584-2007）.
作者简介：
是晨光（1974-），男，江苏无锡人，高级工程师，注册电气师，注册造价师，主要从事电力系统二次设计。
王 勇（1963-），男，江苏无锡人，高级工程师，注册电气师，注册监理师，主要从事电力系统设计及管理工作。
论文作者:是晨光,王勇
论文发表刊物:《电力设备》2016年第3期
论文发表时间:2016/6/1
标签：线路论文; 分界论文; 故障论文; 动作论文; 系统论文; 控制器论文; 站内论文; 《电力设备》2016年第3期论文;