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摘 要：配电网作为电网的重要组成部分，直接面向终端用户，与广大人民群众的生产生活息息相关，是服务民生的重要基础设施。文章结合江门地区配电网的运行情况，对该地区的配网继电保护进行了探讨，合理选择配网开关保护配置，并在这基础上提出了配网继保整定原则，提高故障隔离能力，切实提高实用化水平，从而提高电网稳定运行水平，具有重要的借鉴意义。
关键词：配电网;继电保护;定值整定
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）26-0085-03
1 概 述
继电保护的正确可靠动作对保证电网安全稳定有着极其重要的作用，整定计算是决定继电保护能否正确动作的关键环节之一，配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护及自动重合闸装置是电网继电保护的物质基础;正确的运行整定是保证电网稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。
2 配网馈线保护整定原则
2.1 10 kV馈线保护
2.1.1 相间电流保护
①限时速断保护：考虑躲过配变低压侧三相故障短路电流。一般情况下可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取3 000 A（一次值），动作时间取0.3 s。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。
②定时限过流保护：按对线路末端故障有不小于1.5的灵敏系数或按躲负荷电流可靠系数1.3整定。
一般情况下，可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取800 A（一次值），动作时间取0.6 s。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。
2.1.2 后加速保护
有可独立整定及可独立投入的后加速保护段的，可投入后加速保护，后加速保护段的动作值必须可靠躲过合闸及重合闸时的涌流，否则退出后加速保护。
2.1.3 过负荷保护发信
有需求时可投入过负荷保护发信，动作值建议取1In（In可取CT二次额定值1 A或5 A），动作时间取5 s。一般不投过负荷保护。
2.1.4 馈线重合闸
①无小电源并网的线路投非同期重合闸方式，重合时间建议取1 s。
②有小电源并网的线路应装设线路PT，取相间电压，重合闸投检无压重合闸方式。如未装设线路PT，用户专线建议退出重合闸，公用线路建议临时将重合闸时间整定为不小于3 s。
③如投入二次重合闸，一般可整定为：第一次重合时间5s（确保馈线上各中途开关均跳闸）;第二次重合闭锁时间应小于第一个中途开关动作时间，可取同第一次重合时间;第二次重合时间需考虑开关两次重合闸的间歇时间，可取60 s;重合闸充电时间则按照柱上开关的数目整定，9个以内的柱上开关可整定为65 s。
2.1.5 低电阻接地系统10 kV馈线零序电流保护
①接地电阻为10 Ω的系统：动作值取50 A（一次值），动作时间0.6 s。
②接地电阻为16 Ω的系统：动作值取30A（一次值），动作时间0.6 s。
2.2 10 kV配电线路中途开关保护的整定原则
2.2.1 相间电流保护
①速断保护：考虑躲过配变低压侧三相故障短路电流和开关所带负荷的涌流，并应尽量保证在最大运行方式下对线路末端三相短路故障有不小于1.2的灵敏系数。
一般情况下可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取2 000 A（一次值），动作时间取0～0.1秒。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。
过流保护：按保证在最小运行方式下对线路末端两相故障有不小于1.5的灵敏系数或按躲负荷电流可靠系数1.3整定。
一般情况下可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取600 A（一次值），动作时间取0.3 s。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。
2.2.2 重合闸时间
主干线分段开关重合闸时间取45 s（确保变电站出线开关储能及重合闸充电），分支线开关（无论在线路何处）在主干线开关重合后按7 s的重合闸时间级差逐级重合。
2.2.3 低电阻接地系统10 kV配电线路中途开关零序电流保护
接地电阻为10 Ω的系统：动作值取50 A（一次值），动作时间0.3 s。
接地电阻为16 Ω的系统：动作值取30 A（一次值），动作时间0.3 s。
2.3 配网分段开关保护配置原则
①由于保护动作时间受系统限制，只可以实现2级保护配合，配网线路主干线上最多只可投入一个分段开关的保护与变电站保护实现配合，且该开关必须带有重合器并正常投入运行。如图1所示。
②无联络的分支线可配置开关和保护，用于隔离分支线故障，减少故障对主干线的影响，但此时各分支线也只能投入一个开关的保护及开关重合功能，建议分支线的保护和重合器配置在分支线的第一个开关。如图2所示。
③主干线配置了分段开关且投入了保护和重合器的线路，由于其主干线分段开关后的各分支线保护已无法与主干线分段开关的保护实现配合，若分支线投入开关重合功能，当分支线发生永久性故障时，将会导致主干线分段开关在重合后再次跳闸，从而造成主干线分段开关后的线路停电，配网运维部门应对此制定相关预案。如图3所示。 2.4 配网中途分段断路器保护整定原则
2.4.1 保护动作时间与变电站出线开关保护动作时间配合
变电站保护电流速断保护时间取0.3 s，过流时间取0.6 s;分段断路器保护速断时间取0～0.1 s，过流时间取0.3 s。如图4所示。
2.4.2 相间电流速断保护定值整定
①按躲开关所带负荷的涌流整定：I1zd≥Kk×IeΣ
式中：Kk为考虑涌流的可靠系数，可根据计算、试验或实际运行经验确定。
IeΣ为该分段开关带配变总额定电流：IeΣ=SΣ/■Ue
Ue为平均额定电压10.5 kV。
注意事项：
其一，对用电性质为居民用电的公用线路Kk一般取2.5～5，配变数量越多，取值越小;
其二，对有较多大型配变或电动机的线路，因为空载配变投入时涌流较大，大型电机投入时自启动电流较大持续时间较长，Kk可取5～10;
其三，定值应躲过单台大型配变投入时最大涌流：对
6 300 kVA及以下变压器I1zd≥（7～12）×Ie变压器容量越大，系数越小。
其四，定值应躲过单台或多台大型电机同时投入时最大启动电流Iqd：I1zd≥Kk×Iqd，Kk取值1.5，Iqd参考值如下：单鼠笼电动机5.5～7 Ie;双鼠笼电动机3.5～4 Ie;
绕线式电动机2.0～2.5 Ie 。
②计算出的速断定值过小或能可靠躲过涌流时，可取推荐值一次动作值：2 000 A。
2.4.3 配网中途分段断路器重合时间整定
主干线分段断路器重合闸时间取45 s（确保变电站出线开关储能及重合闸充电），位于主干线分段断路器后的分支线断路器在主干线开关重合后按7秒的重合闸时间级差逐级重合。如图5所示。
动作逻辑：如FB1之后线路发生永久性故障，FB1与CB1同时跳闸，CB1重合成功，约20 s后完成弹簧储能，约40 s后完成重合闸充电，准备再次重合;45 s后FB1重合于故障点，FB1和CB1同时分闸，CB1再次重合成功，恢复CB1- FB1区间供电。
3 变电站开关重合时间与配网自动化开关动作时间 的配合
3.1 变电站开关保护二次重合闸功能介绍
变电站开关保护二次重合闸，如图6所示。
TCH1：第一次重合延时，取5 s（确保馈线上各中途开关均跳闸）;
TCH2：第二次重合延时，需考虑开关两次重合闸的间歇时间，可取60 s;
TBS：二次重合闸闭锁延时，应小于第一个中途开关动作时间，可取同第一次重合时间5 s;
TCD：重合闸充电时间，按照柱上开关的数目整定，9个以内的柱上开关可整定为65 s。
3.2 变电站开关二次重合闸与配网自动化开关动作时间 配合
①通过就地重合方式实现配电自动化时，一般可分为电压-电流-时间型、电压-时间型两种类型，下面以电压-时间型为例子：
②负荷开关具备的功能：失压瞬时分闸、有压延时合闸、若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸功能、脉动闭锁功能。
③按故障点不同，分两种情况开关动作情况进行介绍，如图7、图8所示。
其一，当永久性相间故障发生在CB1与FS1之间时：
动作逻辑： CB1保护动作分闸 、FS1/2/3失压分闸;CB1重合于故障点，重合不成功再次分闸;CB1闭锁二次重合闸，不再重合。
其二，当永久性相间故障发生在CB1与FS1之间时：
动作逻辑：CB1保护动作分闸、FS1/2/3失压分闸;CB1第一次重合闸，重合成功，二次重合开始充电计时（充电时间28 s）;FS1有压后7 s合闸，合闸成功;FS2有压后7 s顺序合闸，合闸成功;FS3有压后7 s顺序合闸，合于故障点;CB1保护动作再次分闸，FS1、2失压分闸，FS3合闸后短时间内失压，自动分闸并闭锁合闸功能;CB1第二次重合成功;FS1有压后7 s第二次合闸，合闸成功;FS2有压后7 s第二次合闸，合闸成功，恢复CB1-FS3区间段供电。
4 结 语
今年以来，经济下行压力较大，经济回稳的任务较重，加快配电网建设改造，提高电网稳定运行水平越来越重要，在地区电网的规划、设计、运行阶段，必须做好稳定性水平分析，为推进转型升级，服务经济社会发展，促使我国经济、社会各方面稳定健康发展扎实重要保障。
参考文献：
[1] 崔家佩，孟庆炎，陈永芳，等.电力系统继电保护与安全自动装置整定计 算[M].北京：中国电力出版社，2006
[2] 袁钦成.配电系统故障处理自动化技术[M].北京：中国电力出版社，
2007.
关键词：配电网;继电保护;定值整定
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）26-0085-03
1 概 述
继电保护的正确可靠动作对保证电网安全稳定有着极其重要的作用，整定计算是决定继电保护能否正确动作的关键环节之一，配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护及自动重合闸装置是电网继电保护的物质基础;正确的运行整定是保证电网稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。
2 配网馈线保护整定原则
2.1 10 kV馈线保护
2.1.1 相间电流保护
①限时速断保护：考虑躲过配变低压侧三相故障短路电流。一般情况下可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取3 000 A（一次值），动作时间取0.3 s。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。
②定时限过流保护：按对线路末端故障有不小于1.5的灵敏系数或按躲负荷电流可靠系数1.3整定。
一般情况下，可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取800 A（一次值），动作时间取0.6 s。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。
2.1.2 后加速保护
有可独立整定及可独立投入的后加速保护段的，可投入后加速保护，后加速保护段的动作值必须可靠躲过合闸及重合闸时的涌流，否则退出后加速保护。
2.1.3 过负荷保护发信
有需求时可投入过负荷保护发信，动作值建议取1In（In可取CT二次额定值1 A或5 A），动作时间取5 s。一般不投过负荷保护。
2.1.4 馈线重合闸
①无小电源并网的线路投非同期重合闸方式，重合时间建议取1 s。
②有小电源并网的线路应装设线路PT，取相间电压，重合闸投检无压重合闸方式。如未装设线路PT，用户专线建议退出重合闸，公用线路建议临时将重合闸时间整定为不小于3 s。
③如投入二次重合闸，一般可整定为：第一次重合时间5s（确保馈线上各中途开关均跳闸）;第二次重合闭锁时间应小于第一个中途开关动作时间，可取同第一次重合时间;第二次重合时间需考虑开关两次重合闸的间歇时间，可取60 s;重合闸充电时间则按照柱上开关的数目整定，9个以内的柱上开关可整定为65 s。
2.1.5 低电阻接地系统10 kV馈线零序电流保护
①接地电阻为10 Ω的系统：动作值取50 A（一次值），动作时间0.6 s。
②接地电阻为16 Ω的系统：动作值取30A（一次值），动作时间0.6 s。
2.2 10 kV配电线路中途开关保护的整定原则
2.2.1 相间电流保护
①速断保护：考虑躲过配变低压侧三相故障短路电流和开关所带负荷的涌流，并应尽量保证在最大运行方式下对线路末端三相短路故障有不小于1.2的灵敏系数。
一般情况下可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取2 000 A（一次值），动作时间取0～0.1秒。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。
过流保护：按保证在最小运行方式下对线路末端两相故障有不小于1.5的灵敏系数或按躲负荷电流可靠系数1.3整定。
一般情况下可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取600 A（一次值），动作时间取0.3 s。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。
2.2.2 重合闸时间
主干线分段开关重合闸时间取45 s（确保变电站出线开关储能及重合闸充电），分支线开关（无论在线路何处）在主干线开关重合后按7 s的重合闸时间级差逐级重合。
2.2.3 低电阻接地系统10 kV配电线路中途开关零序电流保护
接地电阻为10 Ω的系统：动作值取50 A（一次值），动作时间0.3 s。
接地电阻为16 Ω的系统：动作值取30 A（一次值），动作时间0.3 s。
2.3 配网分段开关保护配置原则
①由于保护动作时间受系统限制，只可以实现2级保护配合，配网线路主干线上最多只可投入一个分段开关的保护与变电站保护实现配合，且该开关必须带有重合器并正常投入运行。如图1所示。
②无联络的分支线可配置开关和保护，用于隔离分支线故障，减少故障对主干线的影响，但此时各分支线也只能投入一个开关的保护及开关重合功能，建议分支线的保护和重合器配置在分支线的第一个开关。如图2所示。
③主干线配置了分段开关且投入了保护和重合器的线路，由于其主干线分段开关后的各分支线保护已无法与主干线分段开关的保护实现配合，若分支线投入开关重合功能，当分支线发生永久性故障时，将会导致主干线分段开关在重合后再次跳闸，从而造成主干线分段开关后的线路停电，配网运维部门应对此制定相关预案。如图3所示。 2.4 配网中途分段断路器保护整定原则
2.4.1 保护动作时间与变电站出线开关保护动作时间配合
变电站保护电流速断保护时间取0.3 s，过流时间取0.6 s;分段断路器保护速断时间取0～0.1 s，过流时间取0.3 s。如图4所示。
2.4.2 相间电流速断保护定值整定
①按躲开关所带负荷的涌流整定：I1zd≥Kk×IeΣ
式中：Kk为考虑涌流的可靠系数，可根据计算、试验或实际运行经验确定。
IeΣ为该分段开关带配变总额定电流：IeΣ=SΣ/■Ue
Ue为平均额定电压10.5 kV。
注意事项：
其一，对用电性质为居民用电的公用线路Kk一般取2.5～5，配变数量越多，取值越小;
其二，对有较多大型配变或电动机的线路，因为空载配变投入时涌流较大，大型电机投入时自启动电流较大持续时间较长，Kk可取5～10;
其三，定值应躲过单台大型配变投入时最大涌流：对
6 300 kVA及以下变压器I1zd≥（7～12）×Ie变压器容量越大，系数越小。
其四，定值应躲过单台或多台大型电机同时投入时最大启动电流Iqd：I1zd≥Kk×Iqd，Kk取值1.5，Iqd参考值如下：单鼠笼电动机5.5～7 Ie;双鼠笼电动机3.5～4 Ie;
绕线式电动机2.0～2.5 Ie 。
②计算出的速断定值过小或能可靠躲过涌流时，可取推荐值一次动作值：2 000 A。
2.4.3 配网中途分段断路器重合时间整定
主干线分段断路器重合闸时间取45 s（确保变电站出线开关储能及重合闸充电），位于主干线分段断路器后的分支线断路器在主干线开关重合后按7秒的重合闸时间级差逐级重合。如图5所示。
动作逻辑：如FB1之后线路发生永久性故障，FB1与CB1同时跳闸，CB1重合成功，约20 s后完成弹簧储能，约40 s后完成重合闸充电，准备再次重合;45 s后FB1重合于故障点，FB1和CB1同时分闸，CB1再次重合成功，恢复CB1- FB1区间供电。
3 变电站开关重合时间与配网自动化开关动作时间 的配合
3.1 变电站开关保护二次重合闸功能介绍
变电站开关保护二次重合闸，如图6所示。
TCH1：第一次重合延时，取5 s（确保馈线上各中途开关均跳闸）;
TCH2：第二次重合延时，需考虑开关两次重合闸的间歇时间，可取60 s;
TBS：二次重合闸闭锁延时，应小于第一个中途开关动作时间，可取同第一次重合时间5 s;
TCD：重合闸充电时间，按照柱上开关的数目整定，9个以内的柱上开关可整定为65 s。
3.2 变电站开关二次重合闸与配网自动化开关动作时间 配合
①通过就地重合方式实现配电自动化时，一般可分为电压-电流-时间型、电压-时间型两种类型，下面以电压-时间型为例子：
②负荷开关具备的功能：失压瞬时分闸、有压延时合闸、若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸功能、脉动闭锁功能。
③按故障点不同，分两种情况开关动作情况进行介绍，如图7、图8所示。
其一，当永久性相间故障发生在CB1与FS1之间时：
动作逻辑： CB1保护动作分闸 、FS1/2/3失压分闸;CB1重合于故障点，重合不成功再次分闸;CB1闭锁二次重合闸，不再重合。
其二，当永久性相间故障发生在CB1与FS1之间时：
动作逻辑：CB1保护动作分闸、FS1/2/3失压分闸;CB1第一次重合闸，重合成功，二次重合开始充电计时（充电时间28 s）;FS1有压后7 s合闸，合闸成功;FS2有压后7 s顺序合闸，合闸成功;FS3有压后7 s顺序合闸，合于故障点;CB1保护动作再次分闸，FS1、2失压分闸，FS3合闸后短时间内失压，自动分闸并闭锁合闸功能;CB1第二次重合成功;FS1有压后7 s第二次合闸，合闸成功;FS2有压后7 s第二次合闸，合闸成功，恢复CB1-FS3区间段供电。
4 结 语
今年以来，经济下行压力较大，经济回稳的任务较重，加快配电网建设改造，提高电网稳定运行水平越来越重要，在地区电网的规划、设计、运行阶段，必须做好稳定性水平分析，为推进转型升级，服务经济社会发展，促使我国经济、社会各方面稳定健康发展扎实重要保障。
参考文献：
[1] 崔家佩，孟庆炎，陈永芳，等.电力系统继电保护与安全自动装置整定计 算[M].北京：中国电力出版社，2006
[2] 袁钦成.配电系统故障处理自动化技术[M].北京：中国电力出版社，
2007.