特殊情况下孤立电网电流保护整定计算

杨洪波，薛 莉，刘淑娟

（滨州供电公司，山东 滨州 256600）

特殊情况下孤立电网电流保护整定计算

杨洪波，薛 莉，刘淑娟

（滨州供电公司，山东 滨州 256600）

针对油田、矿场等孤立电力系统在保护装置整定计算过程中出现的一些问题，提出了相应的改进整定方法，使得在供电系统发生故障时，有相应的保护装置可以将故障部分及时从系统中切除，以保证非故障部分继续正常工作。实践证明，该整定方法可以在很大程度上提高电网的运行的安全性、可靠性。另外也详细给出了相应的改造方案，以进一步保证电网安全可靠运行。

电流保护；配电网；灵敏度；保护装置

0 引言

电流保护是我国35 kV中低压配电网最常用的保护，它是反应于电流增大而动作的保护装置 。传统的电流保护定值是按系统最大运行方式整定，灵敏度按最小运行方式校核。但是由于油田、矿场等孤立电力系统一般无外网依托，并且随着油田，矿场等规模的扩大，用电负荷的增加，电力系统发电容量以及接线方式也会发生很大变化，并且网架结构也比较特殊，如变电站数量多，分布广；环网结构，树状运行；短线路；双端电源供电但是没有方向元件等特殊情况，并且供电可靠性要求高。如果在进行电流保护整定时仅仅按照传统的三段式电流保护整定原则进行整定计算就会出现灵敏度不满足要求的情况，并且上下级之间的配合也会有很大的困难。如线路较短时，因为线路阻抗小，线路首端和线路末端的故障电流相差不大，此时线路的灵敏度就很难满足要求，并且对于油田，矿场等孤立电网中存在双端电源供电支路、并行供电的线路和环网运行的电厂联络线中没有开放方向元件的电流保护装置，仅投入无方向的电流保护，单依靠继电保护整定值，正、反向故障时保护之间很难配合，这使得当故障发生在这些线路上时，容易发生保护拒动、误动，并且动作速度慢。

针对电网中存在的这些实际问题，通过分析研究，找到相应的合适的解决方案。为了明确的说明对孤立电力系统进行整定计算时会遇到的问题，我们以某油田为例，更具体说明实际遇到的问题及解决方案。

1 实际整定过程中遇到的实际问题以及采取的相应措施

1.1 双端电源的支路

按照电力系统电流保护的一般原理，双端电源的支路（线路或变压器）在小电源侧理应装设方向元件。但是，如果现行电网电流保护无方向元件，那么小电源侧的保护会因为没有方向元件而在反向外部故障时因无法判别方向而误动。因此为了确保保护的选择性要求和防止断路器误动作，双端电源的支路（线路或变压器）的两侧保护的起动电流应选得相同，且按照较大的一侧短路电流进行整定。

下面以具体算例来说明：

图1 电厂发电机出口升压变压器属双端电源的变压器

对图1中发电机出口升压变压器的电流保护，由于出口升压变压器为双端电源供电，需在其小电源侧装设方向元件，但因为现有电网采用无方向性电流元件，为此在进行保护整定时可以作如下处理。

如图1所示，当变压器两侧的最大短路电流电流有Id2.max>1d1.max时，则两侧电流速断保护（Ⅰ段）的定值取为 IIset.1＝IIset.2＝KIrelId2.max； 电流Ⅱ段与Ⅲ段采用相同的方法进行处理。

这样整定可以防止在变压器反向故障时，小电源侧保护误动，但是也会使位于小电源侧保护的保护范围缩小，甚至可能导致速断没有保护范围，从而故障不能快速切除，此时就只能依靠限时速断或过流保护来切除故障。并且两端电源容量的差别越大，对保护的影响就越大。

1.2 并行供电的线路

并行供电线路，实质上是双端电源的线路，其两端的无方向性电流保护定值也取同样的定值，整定方法与上述双端电源的支路的相同。按照这样的保护整定方法，为了保证外部故障时保护不误动，线路两端保护的定值都按照躲开外部短路最大电流整定，但在内部故障时小电流一端可能因灵敏度不足而无法切除故障，只能靠限时速断或过流保护延时切除故障。如果故障发生在大电流侧的末端，大电流侧的速断不动作，靠限时速断切除故障。然而两条并行线的限时电流速断整定值与时限完全一样，理论上将导致故障的与非故障的两条并行线路的限时电流速断同时动作，将两条并行线路同时切除。但实际中保护动作时间将有误差，并行线不会同时跳开，这样就失去了选择性，如果先跳的线路正好为故障线路，故障将被切除，另一条线路可继续运行。如果跳开的是非故障线，故障继续存在，还是会被切除，使得两条线都切除。

图2 对双端电源的变压器进行电流速断保护的整定

例如图3a所示，在T2处发生一短路故障，这时故障线路上侧电流速断保护将立刻动作，动作后情况如图3b所示。此时故障并未切除，故障线路与另一回线路下侧的限时电流速断将同时启动。由于时间继电器存在误差，若故障线路下侧保护的时限较短，则故障正确切除；否则两条线路均被切除。对于这样的并行供电线路，故障时有一定的正确切除几率。

图3 并行供电线路的电流保护整定

1.3 环网运行的线路（电厂联络线）

实际电网中会有不同时期建立的电厂，如果电厂之间的距离比较近，其联络线就会比较短（图4所示，1号、2号、3号电厂之间的联络线不超过1 km）。如果按照常规电流保护整定原则整定，电厂联络线上的电流保护I段就几乎没有保护范围。当联络线内部发生故障时，只能依靠限时电流速断来切除故障，但是在最小运行方式下，线路末端两相短路电流太小，故限时速断按与下一级速断配合来整定时则灵敏度不满足要求，若线路故障限时速断会拒动无法及时切除故障。因此我们在对限时速断整定时可以采取以下的处理措施：

每条线路两端的保护按照双端供电线路取为相同定值。以图4中1号、2号电厂联络线为例，限时电流速断值取为虚拟的极端情况下（比如1号电厂开二备一，2号电厂开二备一，3号电厂不开机）线路可能出现的最大负荷电流。在此情况下计算联络线极限负荷电流IL.max，取IⅡset=IL.max。 如果流过线路的电流大于IL.max，则说明线路发生故障，限时速断可动作将其切除。另外一方面，对于联络线的动作时限，可以这样选择：统一取环网限时速断动作时限为环网所有连接线中限时电流速断最大时限再升高Δt，即：t1=t2=t3=max{ti}+Δt。

但是由于没有方向性保护，电厂联络线组成的环网中三条线路的限时电流速断值均按本线路最大负荷电流整定，并统一升高Δt时限。这样整定的结果，理论上将导致三条线路中任一条发生故障时三条线同时跳开。但实际中保护动作时间将有误差，三条线不会同时跳开，这样如果先跳的线路正好为故障线路，故障将被切除，另两条线路可继续运行，使得有一定几率正确切除故障。例如，若在2号、3号电厂联络线内部发生一短路故障，三条线路的限时电流速断均启动；由于时限误差，若该联络线恰为时限最短线路，故障被正确切除，否则三条线路全部跳开，可见该环网故障时有一定的正确切除几率。

图4 电厂联络线形成环网

尽管发生故障时流过联络线的电流比正常负荷电流大的多，环网线路的定值使保护反应于电流增大而动作的电流保护时仍存在以下问题：其一是保护的选择性难于保证，其二是动作速度太慢。特别是电厂间的短联络线，即便使用方向性电流保护仅仅能区分故障的方向，依靠电流定值无法区分区内外故障，由于原理的限制会出现越级误动，合理的整定值仅仅能减少误动的概率而不能完全避免误动的发生。

1.4 短线路

对于阶段式保护（电流、距离、电压等），长短线的配合在原理上就存在困难。实际电网中具有一些距离较短线路，线路阻抗小（如图4所示的电厂联络线）线路首、末端短路时电流相差极小，在电流定值上无法区分。不仅使得这些电流保护速断在最小运行方式下会出现没有保护范围的情况，甚至导致上一级线路的限时电流速断与下一级的限时电流速断的配合方式依然无法满足选择性要求。

即使采用限时电流速断整定时定值依灵敏度进行整定，保证最小运行方式下相间短路灵敏度不小于1.5，时限整定依据逐级配合的原则，但是，这样可能会导致发电机出口附近线路的限时电流速断时限较长，从而影响了保护的速动性。

2 改造方案

2.1 双端电源支路和并行供电线路的保护

有如下两种改进方案可供选择：

1）启用双端电源支路和并行供电线路中的方向元件。可以在电网原有的电流保护加装方向元件，构成方向性电流保护，可改善双端电源支路和并行供电线路的保护性能。发生故障时，当功率方向由母线流向线路（正方向）时才动作。这样，线路两端的保护分别与各自的下一级线路配合，便可以快速、有选择性地切除故障。方向性电流保护既利用了电流的幅值特征，又利用功率方向的特征。

2）在并行供电线路上采用距离保护。距离保护同时利用了短路时电压、电流的变化特征，通过测量故障阻抗来确定故障所处的范围，保护区稳定、灵敏度高，保护范围稳定，动作情况受电网运行方式变化的影响小，能够用在多侧电源，短线路复杂电网中应用。而且距离保护还能够作为母线的后备保护，在母线保护拒动时切除母线故障。并且由于距离保护只利用了线路一侧短路时电压、电流的变化特征，距离保护I段的整定范围为线路全长的80%～85%，这样在双侧电源线路中，有30%～40%的区域内故障时，只有一侧的保护能无延时地动作，另一侧保护需经0.5 s的延时后跳闸。但对于配电线路，这种延时是可以接受的。

相对于方向性电流保护的I段，距离保护I段的保护范围显著增大，使故障无延时地从电网中切除，从而增强电网稳定性的概率增大。此外，距离保护的保护范围受系统运行方式的影响小。因此虽然增设距离保护需要一定投资，但是与方向式电流保护相比，有更好的保护性能，更有利于电网的安全可靠运行。

2.2 环网运行线路（电厂联络线）的保护

1号电厂、2号电厂、3号电厂之间联络线因为距离过短（如图4所示，1号-2号电厂之间为0.42 km，2号-3号电厂之间0.3 km，1号-3号电厂之间0.637 km），使得电流速断保护没有保护范围，只能依靠限时电流保护和过流保护进行保护。一旦联络线中发生故障，需经过较长时间故障线路保护才能动作，由于联络线离发电机电气距离很近，可能发电机的保护提前动作，发电机退出运行，导致故障危害加剧。

对此，不宜采用单端的电流保护，而应采用线路纵联保护，它是在线路发生故障时，使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置，常作为线路的主保护。线路纵联保护以线路两侧判别量的特定关系作为判据，即两侧均将判别量借助通道传送到对侧，然后两侧分别按照对侧与本侧判别量之间的关系来判别区内故障或区外故障。

因此，建议发电厂间联络线采用短线光差纵联保护，使得联络线不需要与其他线路保护配合，在联络线上发生故障时可以在最短时间切除故障的联络线。

2.3 短线路的保护

在实际电网中的短线路，因为其速断没有保护范围，故在故障时不能动作及时将故障切除，因此线路的保护需要靠限时速断来实现。这样就延长了故障的切除时间，对直接相联的电厂发电机的保护是不利的。因此，为了可靠的快速的切除短线路的故障，建议在短线路上也采用纵联电流差动保护。

3 实际算例

采用某油田电网为算例说明本文提出的整定方法可行。图5为某油田电网模型正常运行状态的一部分。

3.1 正常运行状态的校核

系统运行方式：最大运行方式（即1号、2号、3号电厂机组均开二备一），由PSASP搭建网络经潮流计算。

尕斯北变电站最大运行方式下线路有功功率为8250kW；由“某油田电网35kV变电站负荷情况”表查得尕斯北变电站正常运行负荷为8100 kW。

运行数据略小于计算数据是由于实际运行时系统方式略小于计算时给定的最大运行方式，因此计算结果是合理的。

3.2 故障状态校核

图5 故障模拟校核

系统运行方式为最大运行方式（即1号、2号、3号电厂机组均开二备一），模拟某油田提供的《8月19日停电情况简介》中故障，在尕斯北变电站北1回线发生BC相间短路故障。

由PSASP搭建的网络计算出尕斯北变电站1号线进线一次短路电流标幺值为0.804折算为一次有名值而由油田提供的事故纪录微机保护现场记录数据为，尕斯北变电站1号线进线故障电流为30.07 A，CT变比为40，由此得短路电流一次有名值为IBC=30.07×40＝1202.8 A。实测数据略小于计算数据是由于运行时系统略小于最大运行方式且实际故障点并非金属性故障，可见计算结果是合理的。如图5所示，尕斯北变电站两台变压器，一条进线，1号、2号主变速断定值为920 A，但进线保护速断定值为896 A。当变压器末端发生故障时，会出现主变保护拒动，进线保护同时误动。扩大故障影响范围。经重新整定后，主变速断定值为1085.6 A，进线保护速断定值为1253.5 A。这就可以避免当变压器末段发生故障时，主变保护拒动，进线保护误动的可能。

4 结论

首先分析了油田、矿场等孤立电力系统的特殊网架结构以及特点，接着介绍了在对其进行电流保护整定时遇到的特殊问题，并且提出了改进整定方法。另外也给出了更有利于系统安全可靠运行的改进方案。最后，还给出了以实际油田电力系统为算例进行了仿真计算，以阐明本文所说明的方法。

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Isolated Power System in the Protection Setting Calculation under Special Circumstances

This reality，for the oil，mining and other isolated power system in the protection setting calculation of some of the problems occurred during the corresponding improvement proposed tuning method，makes the power system failure，there is a corresponding fault protection device can be removed from the system some time to ensure that non-fault part of continuing work.And proven，the tuning method can greatly improve the security of grid operation and reliability.Another article also details the transformation of the corresponding program，to further ensure network security and reliable operation.

current protection；distribution network；sensitivity；protector

book=5,ebook=31

TM711

B

1007－9904（2010）04－05－05

2010－04－06

杨洪波（1981-），男，从事电网继电保护整定计算工作。