秦继朔+孙涛+吴卓娟

[摘  要]本文以实例分析了在环网的110kV系统中，发生线路故障时短路电流流向、各级保护的整定配合方案、预期要达到的保护范围和保护动作行为。

[关键词]环网运行;整定计算;研究探讨

中图分类号：TM771 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）22-0044-02

引言

随着社会经济迅猛发展，110千伏供电需求日益增长。110千伏电网宜采用环网布置、开环运行的方式。但在实际运行过程中，在220千伏变电站内，部分大容量火电机组通过双回线并入110千伏母线环网运行;某线重负荷特殊性质的重要用户为了保证可靠性通过110千伏双回线环网供电。110千伏采用的环网供电方式，相当于110千伏母线站内有母联，站外仍有环网形成的“母联”，110千伏出线故障，变压器后备保护虽然能够动作跳开站内母联，但电网故障仍无法隔离，最终要跳中压侧或者三侧。如果110千伏母线上其他断路器拒动时，环网内保护配合非常复杂，在断路器发生拒动情况下各种整定方案均存在弊端，可能会导致不必要切机、扩大停电范围或延长主变等主设备跳闸时间，不利于主设备安全和供电可靠性。110千伏母差保护配置失灵功能后能解决断路器拒动问题，但若110千伏线路保护拒动，仍要越级到主变。本文以实例分析、整定了在并网双回线、110kV母线上其他出线发生故障时，本身线路保护能够正确切除故障的情况，以及某保护或断路器拒动后各级保护能够合理有序动作的动作行为，以确保电网安全。

1.主结线示意图

1.1 火电机组通过双回线上网

运行方式：A站110kV111、113、115、117、101断路器上西母，112、114、116、118、102上东母，母联110合位，1#主变中性点接地运行;C电厂1#、2#机通过L6、L7双回线上网，2#主变中性点接地运行。

1.2 变电站带重要及重载负荷环网运行

运行方式：A站110kV133、117、141、101断路器上东母，134、138、139、102上东母，母联130合位，1#主变中性点接地运行;

2 保护配置原则

2.1 110kV线路均配置阶段式相间距离、接地距离和零序电流保护。

2.2 图1中C电厂双回上网线路及图2中双回用户线路两侧均配置为一套光差加一套独立后备保护

图中双回线配置光差保护原因为：符合110kV双侧电源线路装设一套全线速动保护条件之一，在电力网的某些线路采用全线速动后，不仅改善本线路保护功能，而且能改善整个电网保护的性能。

2.3 主变电量保护主要配置差动、各侧复压闭锁过流保护、各侧零序电流保护、间隙保护、过负荷保护

与电网配合有关的变压器保护涉及变压器各侧零序电流和相电流保护。其主要作用是作为变压器、母线、母线上的出线及其他元件的后备保护。

3 故障点设置及故障电流流向

3.1 线路发生故障，保护正确动作，断路器跳闸切除故障点

3.1.1 110kV环网双回线故障：由光差保护动作跳开两侧断路器

3.1.2 110kV母线上其他线路故障：由本线路保护动作跳开电源侧断路器。

3.2 线路上发生故障，线路保护或断路器拒动

3.2.1 相间短路

3.2.1.1 图1A站内：线路L5发生故障，线路保护或112断路器拒动

相间短路电流流向：

a.系统→A2#变→112→故障点

b.系统→A1#变→110→112→故障点

c.电厂两台机提供电流至厂内110kV母线再通过双回线提供至故障点112

3.2.1.2 图1A站内：出线115线路保护或断路器拒动

短路电流流向：

a.系统→A1#变→115→故障点

b.系统→A2#变→110→115→故障点

c.电厂两台机提供电流至厂内110kV母线内再通过双回线提供至故障点115

3.2.2 接地短路

3.2.2.1 图1A站内：L5线路保护或112断路器拒动

零序短路电流流向：

a.112故障点→110→A1#变

b.112→118→C111→100→C2号变

c.112→110→117→C112→C2号变

3.2.2.2图1A站内：出线115线路保护或断路器拒动

a.115故障点→A1#变

b.115→117→C112→C2号变

3.3在图2相同位置设置故障点：

短路电流流向与图1的主要区别为：在图2A站母联130断路器断开前，由于对侧无电源且不接地故障电流不流经双回线路。在图2A站母联130断路器断开后，故障电流流向参考图1流向。

4 环网内整定方案：

整定依据：《3-110kV电网继电保护装置运行整定规程》、《继电保护和安全自动装置技术规程》。整定方案在满足保证各设备保护能够正确动作的基础上，主要讨论在图1A站中110kV母线其他出线故障但断路器拒动情况下环网内保护的动作行为和次序。同时，只考虑一级断路器拒动，不考虑两级拒动。以图1分析，设置L5发生故障但112断路器拒动：

4.1 方案一

由于L6、L7双回线并列运行，对A站110kV母线形成外环，在发生所设置故障时，先跳开A站母联110断路器，形成新环网关系后，将L7双回线C电厂侧断路器作为解环点。

4.2 方案二

将L6、L7双回线C电厂侧断路器作为解环点。只要发生所设置故障，都会先跳C电厂侧111断路器，跳开111后，故障电流通过112-110流到A站1#主变，112-110-117-112-C2#主变，由A站1#主变跳母联110和101，或由C2#主变跳本侧再由A站1#主变跳母联110和101。此方案存在问题：电厂单机单线或单机双线上网，L6、L7双回线线区外故障可能导致C电厂解网;扩大停电范围，损失A站无故障母线所带负荷。

4.3 方案三

将L6、L7双回线A站侧断路器作为解环点。先跳A侧117、再跳C侧111。但系统侧仍需A站母联110断路器跳开后，由A2#变跳102。方案优点为七侧无故障母线保证运行，但最大问题为皓七线区外故障直接导致永皓电厂解网，对电厂供电可靠性减弱。

4.4 方案四

将C电厂母联100断路器作为解环点，只要发生所设置故障，先C主变跳开C电厂母联100断路器，时限与A110kV出线主保护段最长时限配合，再延时△T跳开A站母联110断路器。问题：1）C电厂主变跳开母联100时限与L6、L7双回线C侧断路器II段时间不配合。2）C电厂侧为用户管理单位，不可完全依靠其动作行为;如果考虑其断路器其拒动，L6、L7双回线两侧断路器只能再按照方案一整定执行，但如此会更延长A主变跳闸时间，对主设备更为不利。

4.5 故障点设置及故障电流流向分析

4.5.1 相间短路

4.5.1.1 A112断路器拒动

A110断路器跳开后短路电流流向：

a.系统→A2#变→112

b.系统→A1#变→A117→C112→100→C111→A118→112

c.电厂两台机提供电流至场内110kV母线通过111-118提供至故障点112

4.5.1.2 A115断路器拒动

A110断路器跳开后短路电流流向：

a.系统→A1#变→A115

b.系统→A2#变→A118→C111→100→C112→A117→115

c.电厂两台机提供电流至场内110kV母线通过通过112-117提供至故障点115

4.5.2 接地短路

4.5.2.1 A112断路器拒动

A110断路器跳开后零序短路电流流向：

a.112故障点→118→皓111→100→112→117→七1号变

b.112→118→皓111→100→皓2号变

4.5.2.2 A115断路器拒动

A110断路器跳开后零序短路电流流向：

115故障点→A1#变

115→117→C112→C2号变

4.6 最终整定方案

综上所述，四种方案各有利弊;比较而言，采用第一种方案对于保系统和保电厂较为有利，同时配合考虑通过C电厂主变跳母联100断路器解环。理想的动作逻辑为：发生接地故障且断路器拒动时， A站主变零序后备保护先跳开母联110，再由双回线中与故障点在同一条母线上的线路对侧C侧断路器跳开解列机组，区分出故障线路所在A站母线，由系统A站主变零序后备或间隙保护跳开主变110kV侧。 发生接地故障且断路器拒动时，C电厂主变跳母联100断路器，A站主变复压过流保护再跳开母联110，再由双回线中与故障点在同一条母线上的线路对侧C侧断路器跳开，由系统A站主变复压过流保护跳开主变110kV侧。

4.6.1 运行要求：L6、L7双回线环网运行，光差保护必须投入运行;在光差保护因故不能运行时，将皓七双回线分列运行。

4.6.2 保护配合方案

4.6.2.1 A站主变零序过流I段I时限跳母联110断路器时间与A站110kV母线上所有出线接地距离、零序二段保护跳闸最长时限配合;A站主变零序过流I段II时限跳A本侧断路器时间与L6、L7C侧断路器接地（零序）二段最长时限配合;A站主变零序过流II段I时限跳本侧断路器时间与A站出线接地距离、零序最末一段最长时限配合。

4.6.2.2 A站主变复压过流跳跳母联110断路器时间与A站110kV母线上所有出线距离III段最长时限配合。

4.6.2.3 L6、L7双回线C电厂侧111（112）与东（西）母所有出线进行定值配合。

4.6.2.4 117只作为环网内另一条线路的后备保护。118拒动后，应由112后备动作，但由于将皓侧开关作为解列点，所以不考虑

4.6.2.5 C电厂复压过流应与C电厂110kV母线上所有出线距离III段最长时限配合，与厂内主变低压侧复压过流保护时限配合。但由于双回线是光差，由于受躲所带负荷影响，C电厂侧111（112）距离III段定值无法作为A站出线长线路末端故障的后备保护，可能发生A站2台主变都跳本侧断路器后，C电厂才跳开，扩大停电范围。所以将C电厂主变跳100断路器直接与双回线光差保护配合，并与厂内主变低压侧复压过流保护时限配合，保证系统供电可靠性。存在不配合点，设置与七复压跳七分段时间一致。

4.6.2.6 在A站短线路如L1首端故障，114断路器拒动时，L6C电厂侧断路器接地II段有可能先跳，再跳A110，再跳A102。

4.6.2.7 L6、L7双回线中某条线路故障，如果无光差运行，C电厂侧断路器拒动，A站117和118会同时动作，使电厂解列，扩大了停电范围。所以双回线线路光差保护必须投入运行。

4.6.2.8 由于助增系数太大，在七110分段断开前，受二段考虑主变另一侧母线故障的整定原则，测量阻抗无法小于定值，110动作。

4.6.2.9 双回线C电厂侧断路器接地距离0.3秒，由于接地二段按保灵敏度整定，在110母联断开前测量阻抗远小于定值不启动。同时考虑缩短主变零序过流I段跳分段及本侧的时间。

4.6.2.10 双回线C电厂侧断路器距离1.5秒，与A站出线距离二段时限配合，因为在线路首端故障时，C电厂侧断路器有可能切除双回线，导致电厂解网。

5 结论

电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性和速动性的要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾选择性、灵敏性和速动性的要求，则应在整定时，保证基本的灵敏系数要求，同时，按照如下原则合理取舍：a.地区电网服从主系统电网;b.下一级电网服从上一级电网;c.保护电力设备的安全;d.保重要用户供电。