海島電網多重環網運行繼電保護整定計算方案分析

林 峰，張蘭英，呂庭欽，相里碧玉

（1.國網福州供電公司，福建福州 350009；2.國網南平供電公司，福建南平 353000）

海島電網多重環網運行繼電保護整定計算方案分析

林 峰1，張蘭英1，呂庭欽1，相里碧玉2

（1.國網福州供電公司，福建福州 350009；2.國網南平供電公司，福建南平 353000）

電網環網或電磁環網運行能提高電網供電可靠性及經濟性，但同時使得繼電保護整定計算復雜化。結合平潭海島多重環網運行特性，提出了一套繼電保護整定計算方案。分析了該電網繼電保護整定計算遇到的運行方式選擇、整定原則、整定順序、保護配合死循環、保護或開關拒動和重合閘等問題與解決措施。該方案的實施提高了線路保護適應電網多變運行方式的能力，減小了現場修改定值或保護切區的工作量。海島電網的安全穩定運行表明該整定方案的合理性與可行性。

電磁環網；環網運行；繼電保護；整定計算；重合閘

0 引言

地區3 kV～110 kV電網宜采用環網布置、開環運行的方式[1]。但由于電網建設過渡期間造成的網架結構不夠堅強或由于惡劣的自然環境影響，電網的供電可靠性低，在保證電網安全穩定運行的前提下，常將地區電網環網或電磁環網運行。電網環網或電磁環網運行能提高電網供電可靠性及經濟性，但同時帶來繼電保護整定計算復雜化、功率轉移造成線路過載、短路電流變化、無功環流等問題[2-8]。

多重環網運行的電網，常因設備檢修或故障影響，運行方式靈活多變。變電站往往地處偏遠，且多為無人值班或少人值班，現場修改定值或現場切區的工作量大。為了讓線路保護定值能適用于電網多變的運行方式，本文結合福建平潭海島電網多重環網運行的實際情況，分析了該電網繼電保護整定計算遇到的運行方式選擇，整定原則，整定順序，保護配合死循環，保護或開關拒動，重合閘等問題與解決措施。海島電網的安全穩定運行表明本文所提保護整定方案的合理性與可行性。

1 電網概況

福建平潭海島電網多重環網運行示意圖，如圖1所示。該電網結構較薄弱，僅由一座新建的220 kV智能變電站B站，三座110 kV變電站D站、E站和F站，以及兩座110 kV風電場組成，通過三條跨海線路(220 kV AB線及110 kV AD線、CE線）與主網相連。電網自然環境惡劣，輸電線路受雷暴、臺風影響大[9-11]。目前，該電網潮流負荷較小。為滿足海島政治經濟的發展需要，提高該電網運行可靠性，減少N-1故障情況下負荷損失，在保證電網安全穩定運行的前提條件下，將正常開環運行的D站110 kV AD線132開關及D站橋開關13 M開關轉合環運行，形成了多重環網的運行方式。

圖1 平潭海島電網網示意圖

2 保護配置情況

海島電網110 kV線路保護配置情況：單重微機保護，且110 kV線路保護中除110 kV DE線、110 kV BD線及110 kV BF線配置了光差保護，其余110 kV線路保護均只配置常規的零序電流、相間及接地距離后備保護。

220 kV系統設備（主變、母線及線路）保護均為雙重化配置。

3 整定計算問題與措施

3.1 運行方式選擇

合理地選擇運行方式是改善保護效果，充分發揮保護效能的關鍵之一。對于平潭海島電網，220 kV網架結構薄弱，且自然環境惡劣，110 kV線路保護應考慮220 kV AB線退出運行，全島負荷僅由110 kV AD線或110 kV CE線供電的方式。還應考慮220 kV AB線路運行，平潭島上110 kV線路各種環網與解環的運行方式。

整定計算的分支系數、助增系數、最大及最小電流均應考慮以上運行方式。

3.2 主要整定原則

110 kV線路相間距離，接地距離，零序電流保護的整定原則主要根據3 kV～110 kV電網繼電保護裝置運行整定規程進行整定[1]。以下主要結合多重環網的特點對以下幾點進行說明。3.2.1與220 kV系統設備保護的配合

220 kV系統設備（主變、母線及線路）保護均為雙重化配置，且主要考慮近后備保護。因此，220 kV變電站的110 kV線路后備保護只需滿足上級電網的邊界限額值要求，不考慮與其他220 kV系統設備保護進行配合。3.2.2相間及接地距離Ⅲ段保護

在多重環網運行方式，為防功率轉移，線路過載，110 kV環網線路距離Ⅲ段定值應按可靠躲過本線路的事故過負荷最小阻抗整定。110 kV環網線路距離保護受對側大電源助增作用，測量阻抗增大，環網線路相間距離Ⅲ段定值很難對線末主變低壓側故障有足夠靈敏度，但須滿足對相鄰線路故障有足夠的靈敏度要求。在配合難困時可考慮不完全配合，即動作時間配合，在保護范圍的部分區域靈敏系數不配合。3.2.3零序電流Ⅰ段保護

零序電Ⅰ段保護受運行方式的影響大，因此在接地距離Ⅰ段保護投入的情況下，為簡化保護配置，退出零序電流Ⅰ段保護，同時將電流定值置最大，時間整定同Ⅱ段值，詳見定值配合圖（圖2）所示。只在環網線路配合需要下將部分線路間隔（A站的110 kV AD線169、110 kV AC線167、E站的110 kV DE線132）投入零序電流Ⅰ段保護。3.2.4零序電流末段保護

零序電流末段保護主要是保高阻接地故障，電流值按150 A≥I0≥120 A范圍整定[12]，時間按0.3 s級差配合整定。

在多重環網運行方式，220 kV主變110 kV出線零序電流末段整定為不經方向閉鎖，以防方向閉鎖保護。其余110 kV線路間隔零序電流末段是否帶方向，應根據所整定的零序電流對應的零序電壓是否滿足線路保護裝置零序方向元件最小動作電壓的要求。

3.3 整定順序

3.3.1 間隔整定順序

對于多重環網運行的網絡，應從全網進行綜合考慮其整定順序。為了減少運行切區及現場改定值工作量，線路保護應爭取適應電網各種環解與解環的運行方式。因此，間隔整定順序可考慮電網解環運行后串供的末端線路大系統側間隔開始整定，逐級向上，直至與220 kV主變的110 kV側保護邊界配合，再考慮環網內線路保護配合（詳見3.4內容），逐級向下，直至線路末端間隔小系統側保護。

對于此海島電網，110 kV線路保護應考慮220 kV AB線退出運行，全島負荷應考慮僅由110 kV AD線或110 kV CE線供電的方式。整定順序從110 kV F站的風電場2線182間隔開始，逐級向上，直至與A站220 kV主變110 kV側保護配合，再考慮110 kV環網內線路保護配合，逐級向下，直至110 kV風電場2出線側保護。

3.3.2 相間及接地距離保護的整定順序

相間及接地距離保護先按躲線末故障整定Ⅰ段值。在重合閘投入時，單回線終端變壓器方式可考慮把保護范圍伸入主變內部，這樣有利于相鄰線路的配合。

再按間隔整定順序整定Ⅱ段值。在保證對本線有靈敏度要求前提下，盡量與相鄰線路Ⅰ段值配合（如短線路與長線路的配合），無法配合時再考慮與Ⅱ段值配合，保護范圍應躲開變壓器其他側母線。

最后按間隔整定順序整定Ⅲ段值。

3.3.3 零序電流保護整定順序

多重環網運行的復雜網絡，考慮零序電流Ⅰ段退出時，可按間隔整定順序從零序電流Ⅱ段整定，并與相鄰線路Ⅱ段配合。本海島電網由于受主變110kV零序電流跳母聯的時間限制，B站的110kV BF線175間隔零序電流Ⅱ段考慮與F站的110kV風電場2線182間隔光差保護配合。

最后按間隔整定順序進行零序電流末段保護整定。

3.4 防110 kV環網線路保護配合死循環方法

3.4.1 錯級配合方法

為了防止環網線路保護配合死循環，選取環網內線路小系統側的零序或距離Ⅱ段或Ⅲ段與相鄰線路零序或距離的Ⅰ段或Ⅱ段進行錯級配合。因此，環網內線路的零序或距離Ⅱ段或Ⅲ段可從小系統側開始整定。

3.4.2 利用光差保護

110 kV環網線路配合困難時，應充分利用線路光差保護靈敏度高，動作速度快的特點，選取適當的線路后備保護與帶光差保護的線路配合，防止保護配合進入死循環。因此，建議110 kV環網線路應盡量配置縱聯差動保護。

3.4.3 設置解列點

在環網線路配合困難，出現了配合死循環，配合時間級差過小，大系統側開關或保護拒動等問題時，可根據具體電網的結構特點，在保證安全穩定運行的前提下，合理地設置解列點，通過設置解列點的重合閘時間躲過故障線路開關切除故障的時間，來恢復失壓變電站的供電。

3.5 大系統側開關或保護距動

多重環網運行方式下，若A站110 kV側出線間隔（如169線路間隔）開關或保護拒動，跳開保護配合開關（包括：A站110 kV母聯開關，C站110 kV AC線174開關）及線路對側開關（E站110 kV AE線132開關）進行故障隔離。此時兩條進島的110 kV線路均跳開，但由于220 kV AB線可帶全島負荷正常運行，并不影響海島電網的供電。

但當220 kV線路因故退出運行，僅由兩條110 kV環網運行線路帶全島負荷時，若A站110 kV側出線間隔（如169線路間隔）開關或保護拒動，造成兩條進島的110 kV線路均跳開，若不采取措施將造成全島停電的事故。本案例采用合理設置解列點（如C站110 kV AC線174開關、D站的110 kV AD線132開關），通過重合閘來恢復相關失壓變電站的供電，重合閘時間的設置見3.6.2第3點。

3.6 重合閘

為了避免同一間隔存在多套保護定值及減少保護切區工作，重合閘的整定，應能適應電網線路各種環網和解環的運行方式。

3.6.1 重合閘方式的整定

（1）風電場線路重合閘方式整定。大系統側投入“檢母線有壓線路無壓”方式，風電場側投入“檢線路有壓母線無壓”方式[13]。例如110 kV風電場1線、風電場2線及BF線。

（2）環網線路只有一側為大系統時重合閘方式整定。大系統側同時投入“檢同期”、“檢母線有壓線路無壓”方式，小系統側投入“檢同期”、“檢線路有壓母線無壓”方式。例如110 kV AD線及AC線。

（3）環網線路兩側均可能為大系統時重合閘方式整定。建議線路兩側均投入“檢同期重合”、“檢線路有壓母線無壓”、“檢母線有壓線路無壓”方式，通過設置線路兩側重合閘時間級差，來防止兩側線路的非同期重合。例如本海島電網的110 kV CD線、DE線及BD線。

3.6.2 重合閘時間的整定

（1）單側電源線路及雖為雙側電源線路但線路兩側檢無壓方式不同（即一側投入“檢母線有壓線路無壓”方式，另一側投入“檢線路有壓母線無壓”方式），重合閘時間除應大于故障點斷電去游離時間外，還應大于斷路器及操作機構復歸原狀準備好再次動作的時間。根據運行經驗可整定為1.5 s。

（2）環網線路兩側均可能為大系統側，且兩側同時投入“檢母線有壓線路無壓”、“檢線路有壓母線無壓”方式（或線路兩側同時投入“檢無壓”方式）時，為防止非同期重合，線路兩側重合閘應有足夠的時間級差。先合側重合閘整定時間應等于線路對側有足夠靈敏系數的延時段保護的動作時間，加上故障點足夠斷電去游離時間和裕度時間，再減去斷路器合閘固有時間[1]，見公式（1）。后合側重合閘整定時間除應滿足公式（1）要求外，主要考慮與對側開關有靈敏度段時間及重合閘時間配合，見公式（2）。

式中：

tXHC.min為線路先合側最小重合閘整定時間；tXHC.為線路先合側重合閘整定時間；

tXHC.min為線路后合側最小重合閘整定時間；

tII為故障線路對側保護延時段動作時間；

tD為斷電時間，對三相重合閘不小于0.3 s；

tK為斷路器合閘固有時間；

Δt為裕度時間，考慮不小于0.3 s；

例如：對于110 kV CE線，線路兩側開關均配置南京南瑞的RCS-941A線路保護，重合閘方式均投入“投檢同期方式”、“投線無壓母有壓”、“投母無壓線有壓”三種方式，且在110 kV E站123開關重合閘時間設為2.0 s，110 kV C站175開關重合閘時間為5 s。計算過程如下：

根據公式（1）整定先合側重合閘時間。

tXHC.min=1.2+0.3+0.3-0.04=1.76 s；

先合側重合閘時間取2.0 s(2 s＞1.76 s)；

根據公式（2）整定后合側重合閘時間。

tXHC.min=0.9+2+0.3-0.04=3.16 s；

后合側重合閘時間取5 s(5 s＞3.16 s)；

（3）解列點重合閘時間的整定。解列開關最小重合閘時間在考慮公式（1）的因素外還考慮躲過永久隔離線路故障的時間，見公式（3）。

式（3）中：tJL.min為解列開關最小重合閘時間，tGZGL為永久隔離線路故障的時間。

例如，對于解列點C站110 kV AC線174開關的重合閘時間，應考慮110 kV AD線故障A站169開關拒動，由主變跳母聯隔離故障的時間（3.4 s）。還應考慮因C站110 kV AC線174開關零序Ⅲ段時間1.7 s與A站169開關的零序Ⅱ段時間1.5 s配合級差僅為0.2 s，存在當110 kV AD線故障169開關與174開關同時跳閘的風險，此時由169開關隔離110 kV AD線故障的時間考慮為169開關有靈敏度段動作時間加上重合閘時間及重合后加速時間，取為（1.5+1.5+0.1=3.1 s）。綜合考慮，tGZGL取為3.4 s（3.4 s＞3.1 s）。

根據公式（3），

1.5+1.5+0.1)=3.96s；

因此，解列開關的重合閘時間整定為5 s(5 s＞3.96 s)。

為提高重合閘成功率，適當延長重合閘時間。這樣線路保護的重合閘即可以解決非同期重合的問題，又可以適用各種環網和解環的不同運行方式。

圖2 保護定值配合圖

4 定值配合圖

為了便于分析片區定值的配合關系，繪制定值配合圖如圖2所示。

5 結語

福建平潭海島電網的運行實例表明在電網接線方式薄弱、輸送潮流較小、保護配置合理、保護定值配合正確的情況下，采用多重環網運行方式來提高電網供電可靠性是可性的。

為了減少線路保護定值切區或現場修改定值工作量，在保證電網安全穩定的前提下，應提高線路保護適應復雜電網多變運行方式的能力。本文結合平潭海島電網，所提的繼電保護整定計算方案可適應該電網各種環網與解環的運行方式。電網的安全穩定運行證明了此方案的合理性與可行性。

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Analysis of Relay Protection Setting Calculation Scheme for the Island Power Grid Multi-Loop Operation

LIN Feng1，ZHANG Lan-ying1，LV Ting-qin1，XIANG LI Bi-yu2
（1.State Grid Fuzhou Electric Power Supply Company，Fuzhou350009，China；2.State Grid Nanping Electric Power Supply Company，Nanping353000，China）

Grid closed-loop running or electromagnetic loop network operation can improve power supply reliability and economy，while it makes relay protection setting calculation complicated at the same time.According to the Pingtan island grid multi-loop operation，put forward a scheme of relay protection setting calculation.The problems and measures of the power grid are analyzed，such as operation mode selection，setting principle，setting order，protection coordination endless loop，protection or switch failure，reclosing，etc. The scheme can improve the ability of line protection to adapt to various operation mode，reduces the workload of modifying fixed value or switching fixed value area.Safe and stable operation of the Pingtan island power grid shows the rationality and feasibility of setting scheme. Key words:electromagnetic looped network；closed-loop running；relay protection；setting calculation；reclosing

TM277

A

1009－9492(2014)09－0059－05

10.3969/j.issn.1009-9492.2014.09.016

林 峰，男，1978年生，福建沙縣人，碩士研究生，工程師。研究領域：電力系統保護與控制、輸電線路防雷等。已發表論文5篇。 (編輯：向 飛)

2014－03－30