110 kV巖汪湖變電站繼電保護改造整定方案

鄧文慧

(湖南省電力公司常德電業局，湖南常德415000)

近年來，隨著電網事業的迅速發展，地區電業局各種技改項目不斷增多，一次設備的改造改變了原有的正常運行方式，隨之相應的保護定值也需要重新校核并根據實際計算結果做出調整，否則，就會引起保護裝置誤動或拒動。

1 運行方式改變前的保護定值及系統參數

巖汪湖110 kV變電站由太子廟220 kV主供，并可供蔣家嘴110 kV變電站，但正常方式下蔣家嘴由太子廟經太蔣迎線供電，巖蔣線在蔣家嘴變508開環。改造前運行方式見圖1。

圖1 改造前運行方式

1.1 改造前太子廟514及蔣家嘴508相間距離及零序電流定值 (均為二次值)

太子廟514太巖線，LGJ－185/22.64 km，TA:600/1，TV:110/0.1;相間距離Ⅰ段，4Ω，0 s;零序電流Ⅰ段，6A，0 s;相間距離Ⅱ段，10Ω，1.2 s;零序電流Ⅱ段，1A，1.2 s;相間距離Ⅲ段，60Ω，3.5 s;零序電流Ⅲ段，0.35A，2 s;零序電流Ⅳ段，0.35A，2 s。

蔣家嘴508巖蔣線，LGJ－150/14.5815 km，TA:600/5，TV:110/0.1;相 間 距 離 Ⅰ 段，0.5Ω，0 s;零序電流Ⅰ段，14A，0 s;相間距離Ⅱ段，2.6Ω，1 s;零序電流Ⅱ段，5A，1 s;相間距離Ⅲ段，6.2Ω，3.5 s;零序電流Ⅲ段，1.5A，1.5 s;零序電流Ⅳ段，1.5A，1.5 s。

2011年3月，巖汪湖變全站改造，巖汪湖1，2號主變轉冷備用后退出運行，太巖線71～72號桿與巖蔣線001～002號桿按相搭通，太巖線、巖蔣線退出運行，更名為太蔣線，蔣家嘴變正常由太蔣迎線供電，蔣變太蔣線508開環。改造后運行方式見圖2。

圖2 改造后運行方式

此種方式需核算太子廟514的保護定值，因其線路名稱、線路參數及所供變電站負荷情況均發生變化，同理蔣家嘴508的保護定值也需重新核算。

1.2 各種已知參數

(1)系統歸算至太子廟變110 kV母線大、小方式下的正序綜合阻抗值 (標幺值)為:Z1(大)=0.069 7，Z1(小)=0.139

(2)系統歸算至太子廟變110 kV母線大、小方式下的零序綜合阻抗值 (標幺值)為:Z0(大)=0.038 7，Z0(小)=0.042 1

(3)太蔣線線路正序阻抗值為16.987 Ω (標幺值為0.128)，零序阻抗值為50.962 Ω (標幺值為0.385)

(4)太蔣迎線線路正序阻抗值為18.659 Ω(標幺值為0.141)，零序阻抗值為55.475 Ω (標幺值為0.42)

(5)蔣家嘴2臺主變并列運行時變壓器歸算至中壓側母線的正序阻抗 ZB=19 Ω (標幺值為0.144)

(6)蔣家嘴單臺主變運行時變壓器歸算至低壓側母線的正序阻抗 ZB=71.6 Ω (標幺值為0.542 5)

(7)太蔣線最大負荷電流按350A考慮

(8)蔣家嘴1，2號主變110 kV復閉過流保護時間均為2.4 s

2 定值核算過程

2.1 太子廟變514太蔣線定值

2.1.1 相間距離Ⅰ段

按躲過線路末端故障整定

相間距離Ⅰ段整定結果:

Ⅰ段實際取值:7.85Ω，0 s

2.1.2 相間距離Ⅱ段

(1)按線路 (太蔣線)末端故障有靈敏度整定

(2)與相鄰線路 (蔣家嘴變太蔣迎線)距離保護Ⅰ段 (定值為6.875，延時為0 s)配合

此定值不能滿足靈敏度要求。

(3)與相鄰線路 (蔣家嘴變太蔣迎線)距離保護Ⅱ段 (定值為:45.8，延時為:0.3 s)配合

相間距離Ⅱ段原時限為1.2 s，故這里不做調整。

(4)躲變壓器其它側母線故障

躲相鄰變壓器蔣家嘴中壓側母線故障 (變壓器阻抗為:19Ω)

綜上，Ⅱ段 Zdz2取26.8Ω，1.2 s，折算二次值:

Ⅱ段實際取值:7.85Ω，1.2 s

2.1.3 相間距離Ⅲ段

(1)按躲最大負荷電流整定

(2)與相鄰線路 (蔣家嘴變太蔣迎線)506距離保護Ⅱ段 (定值為45.8，延時為0.3 s)配合

此定值不能滿足蔣家嘴變低壓側故障有足夠靈敏度的要求。

(3)與相鄰線路 (蔣家嘴變太蔣迎線)506距離保護Ⅲ段定值配合 (定值為:128.33 Ω，延時為:1.8 s)

(4)按遠后備有靈敏系數，與蔣家嘴1號變配合 (阻抗為:71.6Ω)

與蔣家嘴主變110 kV復閉過流保護時間 (2.4 s)配合

綜上Ⅲ段Zdz3取110 Ω，2.7 s，折算二次值:

因相間距離Ⅲ段現在的定值及時限 (60Ω，3.5 s)均滿足要求，故不做調整。

2.1.4 零序電流Ⅰ段

(1)躲線路末端故障最大零序電流

線路末端短路的最大零序電流為:611.75 A

零序Ⅰ段定值取Idz1=2 400A

零序Ⅰ段二次值 I'dz1=Idz1/TA=2400/(600.00/1.00)=4 A

零序電流Ⅰ段實際取值4A，0 s

2.1.5 零序電流Ⅱ段

(1)與相鄰線路 (蔣家嘴變太蔣迎線)506零序Ⅰ段定值配合(定值為1800 A，延時為0 s)

此定值不能滿足線路末端故障有靈敏度的要求。

(2)與相鄰線路 (蔣家嘴變太蔣迎線)506零序Ⅱ段定值配合 (定值為:420 A，延時為:0.6 s)

(3)按線路末端故障有靈敏度整定

小運行方式:在太蔣線的末端發生兩相接地短路

線路末端兩相短路最小零序電流為:447.1A

零序電流Ⅱ段整定結果:

零序Ⅱ段定值取Idz2=840A，0.90 s

零序Ⅱ段二次值I'dz2=Idz2/TA=840/(600.00/1.00)=1.4A

因零序電流Ⅱ段現在的定值及時限 (1A，1.2 s)均滿足要求，故這里不做調整。

2.1.6 零序電流Ⅲ段

(1)躲過變壓器其他側相間短路的最大不平衡電流

大運行方式:在蔣家嘴變35 kV母線發生三相相間短路

蔣家嘴變35 kV母線三相短路最大電流為:1 467A

(2)與相鄰線路 (蔣家嘴變太蔣迎線)506零序Ⅱ段定值配合

與相鄰線路 (蔣家嘴變太蔣迎線)506零序Ⅱ段定值配合 (定值為420 A，延時為0.6 s)

此定值不滿足小于300A的要求。

(3)與相鄰線路 (蔣家嘴變太蔣迎線)506零序Ⅲ段定值配合

與相鄰線路 (蔣家嘴變太蔣迎線)506零序Ⅲ段定值配合 (定值為96 A，延時為0.9 s)

零序Ⅲ段定值取Idz3=120.00 A，1.20 s

零序Ⅲ段二次值I'dz3=Idz3/TA=120.00/(600.00/1.00)=0.20 A

因零序電流Ⅲ段現在的定值及時限均滿足要求，故這里不做調整。

零序電流Ⅳ段同零序Ⅲ段定值取值相同。

注:太子廟變514太蔣線定值變化后，因太子廟帶有旁路500斷路器，故還需重新下達旁路500帶514運行時的保護定值。

2.2 蔣家嘴變508太蔣線定值

TA:600/5，TV:110/0.1

2.2.1 相間距離Ⅱ段

按線路 (太蔣線)末端故障有靈敏度整定

Ⅱ段二次值Z'dz=Zdz1×TA/TV

=26×(600.0/5.0)/(110 000.0/100.0)=2.836 Ω

因目前蔣家嘴變508相間距離Ⅱ定值能滿足靈敏度要求，故可不做調整。

2.2.2 零序電流Ⅱ段

按線路 (太蔣線)末端故障有靈敏度整定

小運行方式:在太蔣線的末端發生兩相接地短路

線路末端兩相短路最小零序電流為:238.6A

零序電流Ⅱ段整定結果:

零序Ⅱ段定值Idz2=450 A

零序Ⅱ段二次值I'dz2=Idz2/TA=450/(600.00/5.00)=3.75

因現蔣家嘴變508零序電流Ⅱ段定值滿足靈敏度要求，故可不做調整。

注:因蔣家嘴508向太蔣線充電的方式為不常用方式，所以其相間距離Ⅰ段及零序電流Ⅰ段定值經核算后不做調整。

2.3 太子廟變110 kV故障錄波裝置

因原太巖線改為太蔣線，其線路長度發生變化，故必須根據現有線路參數重新下達太子廟110 kV故障錄波，否則會出現測距不準的問題。

2.4 太子廟變110 kV母差保護

因太子廟110 kV母差回路無變更，故其110 kV母差保護定值不做調整。

2.5 蔣家嘴變110 kV備自投裝置

蔣家嘴變110 kV備自投因對應的電源側發生改變，故其備自投定值必須重新核算。

3 經核算巖汪湖變改造期間相關保護定值變更

(1)太子廟變514太蔣線定值 (TA:600/1，TV:110/0.1)

零序Ⅰ段定值由6A調整為4A;

相間距離Ⅰ段定值由4Ω調整為7.8Ω;

相間距離Ⅱ段定值由10Ω調整為14Ω;

其它定值均不變。

(2)改造期間若太子廟變旁路500代514運行，則太500定值按代514定值3.2(500 TA:600/1，TV:110/0.1)

零序Ⅰ段定值由6A調整為4A;

相間距離Ⅰ定值由4Ω調整為7.8Ω;

相間距離Ⅱ定值由10Ω調整為14Ω;

其它定值均不變。

(3)太子廟變110 kV故障錄波定值第二大項514線路參數

線路長度由22.64 km調整為37.66 km;

每公里正序電阻由0.17調整為0.185;

每公里零序電阻由0.51調整為0.55;

其它定值均不變。

(4)蔣家嘴變110 kV備自投定值

時間定值T7由4.5 s調整為5 s;

其它定值均不變。

備注:上述定值調整僅適用于巖汪湖變改造期間的臨時過渡方式，改造結束后相關保護定值的恢復或調整另行下達。

4 結論

在有關變電站改造、系統運行方式發生變化后，不僅要根據新的運行方式核算相關線路的相間距離、零序保護定值能否滿足配合及零敏度要求，還要特別注意相關的旁路保護、母差保護、故障錄波、備自投等裝置定值能否滿足新的運行方式要求，并做出完善的保護整定方案，確保電力系統安全穩定運行。

〔1〕DL/T584－2007 3－110 kV電網繼電保護裝置運行整定規程〔S〕.

〔2〕湖南電網110 kV線路距離保護整定計算原則〔S〕.

〔3〕湖南電網110 kV線路零序電流保護整定計算原則〔S〕.