配电网继电保护特点及配置原则

1.背景
配电网继电保护的配置原则与输电网是有差异的，在进行继电保护设备开发以及定值配置时对此要有深入的研究。

本文对配电网继电保护的特点以及相关回路的配置原则进行了分析，以期对相关工作有一定的帮助。

2.配电网继电保护特点
(1) 保护的作用
输电网保护的作用主要是防止故障破坏系统稳定性，保证电网的安全运行，而配电网主要是防止短路电流烧毁配电设备或者严重影响其寿命，例如短路电流损坏配电变压器。

因此，允许部分牺牲配电网保护的选择性以换取保护的快速动作。

(2) 保护原理与配置相对简单
相对输电网保护，配电网保护不追求超高速动作，并且一般采用放射式供电或者开环供电，不需要考虑对侧电源影响，因此基本都是电流型保护，保护原理，配置和整定都比较简单。

(3) 保护配置和整定需要考虑对电能质量影响
配电网直接面向用户，其故障一般会导致用户停电，故障期间的电压暂降直接威胁敏感用电设备的正常运行；而保护的配置和整定直接影响停电的范围以及电压暂降的持续时间。

（4）熔断器的配置
为了减少投资，配电网大量的采用熔断器，而且熔断器是反时限特性的，与电气设备的发热特性是匹配的，但是上下级保护的配合会更加复杂。

( 5 ) 有源配电网保护
大量分布式电源的接入使得配电网成为故障电流双向流动的有源网络，这个使得配电网的短路电流水平和分布特征都发生了变化，需要分析分布式电源对配电网的影响，保证其正确动作。

3.配电网继电保护配置
3.1 变电站线路出口断路器保护
3.1.1 电流I段保护
线路出口的电流I段保护应该与变压器二次侧的保护配合，并且在线路出口附近短路时，防止短路电流产生的电动力和发热损坏变压器；此保护同时要与本线路的分支线路的保护配合，提高选择性。

通过计算分析，按照与变压器二次电流II段保护电流定值的配合原则，就可以满足上述要求。

假设母线发生三相短路的短路电流为I k3，母线的最小短路电流为两相短路电流，为三相短路电流的0.866倍，则I k2为0.866三相短路电流，将保护的动作灵敏度设置为1.5,则变压器二次的电流II段保护的电流定值为：
根据配合要求，变压器二次的电流II段保护定值应该是线路出口电流I段保护的1.1倍，则线路出口的电流I段保护的电流定值为：
一般工程中，取线路出口的电流I段保护电流定值设置为母线三相短路电流的0.6倍，变压器二次电流II段保护的电流定值设置为母线三相短路电流的0.5倍。

针对实际的10kV配电线路，主变压器(40MVA，110/10kV)母线处的额定短路电流为15kA左右，则线路出口的电流I段定值设置为8kA，而配电变压器容量不超过2000kVA，则配电变压器二次侧出口故障时，一次短路电流不超过2.3kA，满足选择性要求。

对于时间定值，可以采用前加速的方式纠正无选择动作，则时间定值只需要40ms（防止保护因避雷器放电误动作）。

如果实现和配电变压器一次侧保护的配合，时间至少需要0.15s的延时。

如果与分支线路的保护配合存在问题，为了保证选择性，可以考虑将线路出口电流I段保护退出，采用电流II段进行保护。

根据变压器的技术标准，变压器要能够承受25倍，持续时间为2s的额定电流。

例如对于40MVA的110/10kV变压器，其10kV侧的短路电流为14.8kA，只有6.4倍的额定电流，采用电流II段的时限是完全能够保证安全的。

线路出口如果采用电流II段，那么变压器二次的动作时限需要进一步加长。

为中压母线配置电流差动可以解决这一问题，但是投资比较大，并且复杂。

一个简单的方法是线路出口电流II段保护启动后马上给变压器二次的电流II段发闭锁信号，这样两个的动作时限可以近似相同。

3.1.2 电流II段保护
线路出口的电流II段保护的电流定值应该躲过线路的冷启动电流以及下级配电变压器的二次侧最大短路电流。

配电线路冷启动电流峰值最大会达到5倍的最大负荷电流，如果要躲过此电流，则需要按照6倍的最大负荷电流来整定。

配电线路的最大负荷电流为200A~600A，那么要求电流定值为1.2kA~3.6kA。

一般配电变压器的二次侧短路电流不过超过额定电流的20倍，而配电变压器的额定电流不超过145A（2MVA），则要求电流定值为3kA。

综上，可以选择6倍的最大负荷电流和20倍下级配电变压器额定电流中的一个较大值作为电流II段的电流定值，实际工程中，一般设置为3kA。

如果线路出口配置电流I段保护，则将配电变压器一次侧电流I段保护的动作时限设置为40ms，分支线路电流I段保护电流定值设置为0.3s，线路出口的电流II段设置为0.5s。

如果线路出口没有配置电流I段，线路出口的故障也是由电流II段来切除，则动作时限不宜写的太长，减少对主变压器冲击，一般设置为0.3s.
3.1.3 电流III段保护
线路出口的电流III段保护为线路出口电流I段和II段的近后备保护，以及下级分支线路或者配电变压器的远后备保护，而且在配电线路比较长的情况下，电流II段也无法保护线路全长，那么电流III也作为线路的主保护。

因为冷启动电流的存在，电流III段保护需要按照躲过冷启动电流的原则整定。

一般电流III段保护的电流定值不小于1.5s，而冷启动电流在1.5s后降低为2到3倍的最大负荷电流，因此宜将线路出口电流III段电流定值设置为2.5到4倍最大负荷电流，10kV配电线路的最大负荷电流不超过500A，则可以将线路出口电流III段设置为1.2kA。

对于动作时限，可以按照变电站变压器二次的电流III段保护动作时限减去0.3s，一般设置为1.7s。

对于配电线路，由于冷启动电流的存在，电流III段不能作为过负荷的保护。

对于可能出现过负荷的电缆线路，需要配置过负荷保护，电流定值按照1.2倍的最大负荷电流整定，一般设置为600A，动作时限设置为15~20s。

3.1.4 反时限过流保护
反时限过电流保护用于中压配电线路时，在兼顾选择性与速动性方面不如三段式电流保护。

这主要是因为中压配电线路的远距离故障的短路电流接近负荷电流，而且下级配电变压器保护与分支线路保护沿线路分布。

反时限过电流保护的整定计算也比较复杂。

反时限过电流保护适用于距离较长，中间没有下级配电变压器保护和分支线路接入的配电线路，如由变电站直接引至配电所的线路。

3.1.5 接地保护
在小电阻接地配电网中，线路出口需要配置零序电流保护作为接地保护。

一般10kV小电阻接地系统的接地电阻为5到10欧姆，而配电线路的零序阻抗比较小，因此线路上不同地点发生单相接地故障时零序电流差别不大，因此一般只配置零序电流III段保护，上下级的配合通过动作时限实现。

零序电流III段保护的电流定值要躲过本线路的最大电容电流，防止其他同母线线路发生单相接地时误动。

配电线路的电容电流一般不大于20A，如果采用零序电流互感器取零序电流，则定值取30A，如果采用零序电流过滤器，则需要躲过三相电流互感器角差和比差不一致引起的不平衡电流，定值取60A。

时间定值考虑到接地电流不大（不超过1000A），一般取2到3s。

按照上面原则将电流定值设置为30A，存在高阻接地情况下，零序电流小于30A，比如20A，此种情况下长期运行，会导致接地电阻持续发热损坏，因此需要配置高灵敏接地保护，减少这种风险。

高灵敏接地保护的电流定值采用零序电流互感器时取12A，零序电流过滤器时取25A，动作时限取15s到20s。

3.3 分支线路保护
配电网架空线路的分支线路经熔断器，线上断路器或者柱上负荷开关引出，电缆环网的分支线路从环网柜引出，还有采用T接线方式，中间不经过任何开关设备。

分支线路一般采用熔断器保护，但是随着断路器成本的降低以及可靠性提高，应该优先采用断路器保护，本节介绍断路器相关保护的配置。

3.3.1 三段式电流保护
如果线路出口配置的电流I段保护，那么其保护范围内的分支线路都不能配置电流I段。

采用电流II段，电流II段的电流定值选择为线路出口电流II段定值的0.9倍，时间定值设置为0.3s。

如果线路出口没有配置电流I段保护，则分支线路的电流I段保护的电流定值设置为线路出口电流II段的0.9倍，时间定值设置为0.15s(与配电变压器一次侧的保护配合，防止越级跳闸)。

采用上面原则设置的电流I段或者电流II段保护，其电流定值是比较高的，分支线路距离母线比较远时（实际短路电流比较小），电流I段和II段不能覆盖到分支线路末端，需要配置电路III段。

电流III段的电流定值需要躲过分支线路的冷启动电流，设置为2.5到4倍的最大负荷电流，分支线路最大负荷电流按照150A考虑，可以统一设置为400A。

时间定值比线路出口电流III段保护低一个时间差（0.2s到0.3s），例如设置为1.4s。

3.3.2 接地保护
在小电阻接地配电网中，采用零序电流III段作为接地保护。

对于电流定值，如果采用零序电流过滤器，则设置为15A，采用零序电流互感器，则设置为8A，时间定值一般设置为2.7s。

（对比配电变压器的定值，变压器容量不超过800kVA，额定电流为46A，其零序III 段的电流定值，采用零序电流过滤器为9A，零序电流互感器为4.6A，是可以配合的）
3.4 配电变压器保护
3.4.1 熔断器保护
按照标准的要求，小容量配电变压器采用熔断器保护，大容量采用断路器保护。

例如南方电网的企业标准规定，油浸式800kVA以上，干式1000kVA以上采用断路器保护，以下
采用熔断器保护。

而一般杆架式，户外台式配电变压器容量一般不大于500kVA，箱式变电站内配电变压器容量一般不大于800kVA，因此配电变压器大多数采用熔断器保护。

为了保证熔断器在配电变压器出现过负荷（正常运行允许的过负荷），励磁涌流，冷启动电流，以及二次侧短路时不误动，其额定电流一般为配电变压器额定电流的2倍。

励磁涌流的峰值最大可以到30倍额定电流，持续时间为0.1s，相关研究表明，熔断器的额定电流为配电变压器额定电流2倍时，可以可靠躲过励磁涌流。

对于二次侧短路电流，在考虑系统阻抗的情况下，二次侧短路时，流过一次的短路电流不超过15倍额定电流，如果熔断器额定电流选择为2倍，则熔断器的熔断时间不小于
0.5s，完全可以和二次侧的熔断器配合。

熔断器的最小熔化电流一般为额定电流的1.3到2倍，那么最小熔化电流应该为配电变压器的2.6到4倍，是不能作为过负荷保护用的。

这种情况下，一般采用负荷开关-熔断器组作为开关电器，并配置过电流保护，过负荷时负荷开关动作。

一般过电流定值为1.3到1.5倍的配电变压器额定电流，时间定值设置为10s。

3.4.2 电流I段保护
电流I段保护主要是躲过配电变压器二次侧的短路电流，而考虑系统阻抗的条件下，一次侧的短路电流不超过15倍的额定电流，因此可以将电流I段保护的定值设置为15倍额定电流。

时间定值需要考虑防止避雷器动作引起保护误动作，延时需要设置为40ms。

3.4.3 电流III段保护
配电变压器位于中压配电网的末端，不需要配置电流II段保护，需要配置电流III段保护作为后备保护。

动作定值主要是躲过冷启动电流，在负荷中的电动机比例很小时，冷启动电流不大，可以将定值设置为2.5倍的配电变压器额定电流，当负荷是以电动机为主时，将定值设置为7倍的额定电流。

时间定值需要与配电变压器二次侧电流II段与上级变电站线路出口电流III段保护配合，一般整定为1s。

3.4.4 接地保护
小电阻接地配电网中，配电变压器的绕组一般一次侧为三角形或者星形，二次侧为TN 系统，在二次侧出现接地短路时，一次侧没有零序电流流过，因此此接地保护的保护范围是配电变压器的一次绕组及其进线。

零序I段保护的电流定值设置，如果采用零序电流过滤器，则需要躲过励磁涌流以及变压器二次侧短路产生的不平衡电流，一般设置为40%配电变压器额定电流。

如果采用零序电流互感器，则可以设置为20%的额定电流。

时间定值，可以设置为0.1s.
零序III段保护的时间定值一般设置为1s；对于电流定值，没有励磁涌流的影响，只需要躲过冷启动的不平衡电流。

如果采用零序电流过滤器，设置为20%额定电流，采用零序电
流互感器，则设置为10%额定电流。

4.有源配电网继电保护配置
4.1 有源配电网故障特点与要求
4.1.1 有源配电网故障特点
有源配电网发生故障时，流入故障点的短路电流除了系统提供的短路电流外，还包括分布式电源提供的短路电流。

分布式电源包括同步和异步发电机（异步主要用在水电以及小型电站），以及逆变器；同步发电机输出的最大短路电流可达额定电流的8倍，逆变器可以任务是恒流源，输出的最大短路电流为额定电流的1.5倍。

(1) 线路短路时本线路外分布电源影响
以下面的接线图为例，IDER是本线路外的分布式电源提供的短路电流，等效为电路源，Zs为系统阻抗，Z L为短路点到母线的线路阻抗，QF是线路出口的断路器.
则因为分布式电源的影响，导致流经QF处保护的短路电流变化量如下,可以看出，如果短路点靠近母线，也就是线路阻抗近似为0，短路电流的变化量为分布式电源提供的全部短路电流，短路电流变大；而如果线路阻抗远大于系统阻抗，也就是故障点离母线比较远，分布电源对短路电流近似没有影响。

(2)线路短路时本线路分布电源影响
系统等效电路如下图：
对保护有影响的是故障点前的分布电源（以逆变器为例），其短路电流的一部分会流向系统，导致流经QF的短路电流变小；流经QF的短路电流变化量为：
从上式可以看出，如果Z L1为0，也就是分布电源靠近母线，故障在线路末端，则Z L2远大于Zs,则引起流经QF的短路电流变化最大，近似等于分布电源提供的短路电流，短路电流减小影响保护灵敏度。

（3）相邻线路故障时，本线路的分布电源会提供短路电流，因此本线路的出口断路器会流过反向的短路电流。

对于接地保护，一般分布式电源是中性点不接地的，不会对接地保护产生影响。

4.2 有源配电网的保护
从上面的分析可以看出，分布式电源可能会造成短路电流的增大，甚至超过断路器的遮断容量，并造成越级跳闸，也可能会造成短路电流变小，使得保护区变小，因此采用传统的三段式电流保护，需要根据实际接线图做验算和分析，对定值进行调整，或者增加方向元件，防止反方向的短路电流造成保护误动。

如果对定值调整无法达到要求，那就需要采用电流差动保护，例如相量电流差动，相位比较式差动，满足速动性和选择性。

4.3 分布式电源并网与反孤岛保护
一般来说，容量小于250kVA的分布式电源接入低压配电网，容量为
250kVA~10MVA的分布式电源接入中压配电网，直接接入或者通过升压变压器接入。

分布式电源经过并网开关（断路器）接入配电网，如下图的QFA和QFC。

此并网开关需要配置保护，主要的保护是外部故障保护，内部故障保护，以及反孤岛保护，下面分别进行介绍。

4.3.1 小型发电机外部相间短路保护
一般配置电流III段保护作为发电机外部相间短路故障的保护，电流定值按照发电机额定电流的1.2倍到1.5倍整定，动作实现考虑两个因素：
（1）比上一级保护的相邻保护大一个时间级差，防止再相邻保护区发生故障时误动。

例如对于分布式电源DER1, 其上一级保护为QF1，上一级保护的相邻保护为QF2，当L2上发生故障时，DER1会提供短路电流，因此需要保证QF2先切除故障。

DER2的上一级保护为QFB，上一级保护的相邻保护为QF1，因此QFC的动作时限要比QF1大一个时间级差。

（2）小于上一级保护的重合闸动作时限，以便在接入线路上发生故障时能够在重合闸之前断开电网的连接，防止重合闸对分布式电源的冲击。

一般重合闸时间1s，因此可以将动作时限设置为0.7s。

应用时不为发电机配置外部相间短路电流I段保护。

例如对于DER2的保护QFC，其电流I段需要躲过相邻线路QFA处的短路电流，而如果QFC和QFA的距离很近，则定值无法选择。

4.3.2 小型发电机内部相间短路保护
发电机内部相间短路一般采用电流I段快速切除故障，防止上级保护越级动作，其定值需要躲过并网开关处发生相间短路时的发电机输出最大短路电流，防止其他分支短路时误切发电机。

一般发电机提供的短路电流不超过8倍的发电机额定电流，可以将电流I段定值设置为10倍的发电机额定电流，时限为40ms（注意此保护是安装在并网开关处，反映系统提供的短路电流而动作）。

配置电流III段保护作为内部短路的后备保护，电流定值按照发电机额定电流的1.5倍到2倍整定，动作时限比上一级电流III段保护小一个时间差。

从上面可以看出，外部短路时发电机输出的短路电流大于内部短路电流III段的电流定值（8倍一定大于2倍），需要为内部相间短路保护加装一个方向闭锁元件，防止在外部短路时误动。

4.3.3 大型发电机相间短路保护
大型发电机（500kVA以上）一般配置相电流差动保护作为发电机内部故障的主保护。

对于以发电机-变压器组形式并网的中型发电机，为减少投资，可以把发电机和变压器作为一个元件对待。

4.3.4 逆变器内部相间短路保护
逆变器本身有完备的短路保护，因此逆变器的并网开关只配置反映内部相间短路的保护。

一般配置电流I段保护，需要躲过逆变器的最大输出电流，可以设置为1.5倍逆变器额定电流，时间定值设置为40ms。

4.3.5 反孤岛保护
“孤岛”是指配电网与大电网的连接断开后形成的一个由分布式电源供电的配电子系统，例如图中的线路出口断路器QF1断开后，分布式电源DER1/DER2以及线路负荷就成为一个孤岛，这种运行状态是不允许的：第一是孤岛内的电源功率和负荷很暖取得平衡，电压和频率的稳定性得不到保证；第二是线路出口断路器重合闸时，不同期合闸造成冲击电流;第三是如果孤岛运行是配电网保护动作造成的，那么分布式电源继续供电会影响故障电弧熄灭，因此需要在并网开关处配置反孤岛保护。

反孤岛保护主要有基于电压和频率的被动检测，逆变器主动扰动保护法，基于通讯的反孤岛保护等。

电压反孤岛保护主要是利用孤岛运行状态时，电源的无功与负载无功不平衡，导致电压下降或者上升。

欠电压与过电压保护的定值需要躲过正常运行时的电压下限于上限，动作时限比上一级保护的动作时限大一个时间差。

根据Q/GDW 480-2010的要求，电压保护定值需要满足以下条件：
频率反孤岛保护类似，主要是利用电源有功和负载不平衡而引起的频率上升或者下降，定值需要满足下表：
逆变器的主动扰动保护法是逆变器主动的调整期输出电压的幅值或频率，在孤岛运行状态下，会破坏孤岛的平衡（大电网本身是具备自适应调节能力的），造成孤岛电压和频率明显变动，引起电压和频率保护动作，不过这个对逆变器输出的电能质量有一定的影响。

基于通讯的反孤岛保护有在美国有广泛应用的直接远方跳闸，其实现方式为，安装在变电站内的保护装置或者智能终端在检测到线路出口断路器跳闸后，通过通讯信道直接给分布电源的并网开关发出跳闸命令。