海岛电网多重环网运行继电保护整定计算方案分析

林 峰，张兰英，吕庭钦，相里碧玉

（1.国网福州供电公司，福建福州 350009；2.国网南平供电公司，福建南平 353000）

海岛电网多重环网运行继电保护整定计算方案分析

林 峰1，张兰英1，吕庭钦1，相里碧玉2

（1.国网福州供电公司，福建福州 350009；2.国网南平供电公司，福建南平 353000）

电网环网或电磁环网运行能提高电网供电可靠性及经济性，但同时使得继电保护整定计算复杂化。结合平潭海岛多重环网运行特性，提出了一套继电保护整定计算方案。分析了该电网继电保护整定计算遇到的运行方式选择、整定原则、整定顺序、保护配合死循环、保护或开关拒动和重合闸等问题与解决措施。该方案的实施提高了线路保护适应电网多变运行方式的能力，减小了现场修改定值或保护切区的工作量。海岛电网的安全稳定运行表明该整定方案的合理性与可行性。

电磁环网；环网运行；继电保护；整定计算；重合闸

0 引言

地区3 kV～110 kV电网宜采用环网布置、开环运行的方式[1]。但由于电网建设过渡期间造成的网架结构不够坚强或由于恶劣的自然环境影响，电网的供电可靠性低，在保证电网安全稳定运行的前提下，常将地区电网环网或电磁环网运行。电网环网或电磁环网运行能提高电网供电可靠性及经济性，但同时带来继电保护整定计算复杂化、功率转移造成线路过载、短路电流变化、无功环流等问题[2-8]。

多重环网运行的电网，常因设备检修或故障影响，运行方式灵活多变。变电站往往地处偏远，且多为无人值班或少人值班，现场修改定值或现场切区的工作量大。为了让线路保护定值能适用于电网多变的运行方式，本文结合福建平潭海岛电网多重环网运行的实际情况，分析了该电网继电保护整定计算遇到的运行方式选择，整定原则，整定顺序，保护配合死循环，保护或开关拒动，重合闸等问题与解决措施。海岛电网的安全稳定运行表明本文所提保护整定方案的合理性与可行性。

1 电网概况

福建平潭海岛电网多重环网运行示意图，如图1所示。该电网结构较薄弱，仅由一座新建的220 kV智能变电站B站，三座110 kV变电站D站、E站和F站，以及两座110 kV风电场组成，通过三条跨海线路(220 kV AB线及110 kV AD线、CE线）与主网相连。电网自然环境恶劣，输电线路受雷暴、台风影响大[9-11]。目前，该电网潮流负荷较小。为满足海岛政治经济的发展需要，提高该电网运行可靠性，减少N-1故障情况下负荷损失，在保证电网安全稳定运行的前提条件下，将正常开环运行的D站110 kV AD线132开关及D站桥开关13 M开关转合环运行，形成了多重环网的运行方式。

图1 平潭海岛电网网示意图

2 保护配置情况

海岛电网110 kV线路保护配置情况：单重微机保护，且110 kV线路保护中除110 kV DE线、110 kV BD线及110 kV BF线配置了光差保护，其余110 kV线路保护均只配置常规的零序电流、相间及接地距离后备保护。

220 kV系统设备（主变、母线及线路）保护均为双重化配置。

3 整定计算问题与措施

3.1 运行方式选择

合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效能的关键之一。对于平潭海岛电网，220 kV网架结构薄弱，且自然环境恶劣，110 kV线路保护应考虑220 kV AB线退出运行，全岛负荷仅由110 kV AD线或110 kV CE线供电的方式。还应考虑220 kV AB线路运行，平潭岛上110 kV线路各种环网与解环的运行方式。

整定计算的分支系数、助增系数、最大及最小电流均应考虑以上运行方式。

3.2 主要整定原则

110 kV线路相间距离，接地距离，零序电流保护的整定原则主要根据3 kV～110 kV电网继电保护装置运行整定规程进行整定[1]。以下主要结合多重环网的特点对以下几点进行说明。3.2.1与220 kV系统设备保护的配合

220 kV系统设备（主变、母线及线路）保护均为双重化配置，且主要考虑近后备保护。因此，220 kV变电站的110 kV线路后备保护只需满足上级电网的边界限额值要求，不考虑与其他220 kV系统设备保护进行配合。3.2.2相间及接地距离Ⅲ段保护

在多重环网运行方式，为防功率转移，线路过载，110 kV环网线路距离Ⅲ段定值应按可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定。110 kV环网线路距离保护受对侧大电源助增作用，测量阻抗增大，环网线路相间距离Ⅲ段定值很难对线末主变低压侧故障有足够灵敏度，但须满足对相邻线路故障有足够的灵敏度要求。在配合难困时可考虑不完全配合，即动作时间配合，在保护范围的部分区域灵敏系数不配合。3.2.3零序电流Ⅰ段保护

零序电Ⅰ段保护受运行方式的影响大，因此在接地距离Ⅰ段保护投入的情况下，为简化保护配置，退出零序电流Ⅰ段保护，同时将电流定值置最大，时间整定同Ⅱ段值，详见定值配合图（图2）所示。只在环网线路配合需要下将部分线路间隔（A站的110 kV AD线169、110 kV AC线167、E站的110 kV DE线132）投入零序电流Ⅰ段保护。3.2.4零序电流末段保护

零序电流末段保护主要是保高阻接地故障，电流值按150 A≥I0≥120 A范围整定[12]，时间按0.3 s级差配合整定。

在多重环网运行方式，220 kV主变110 kV出线零序电流末段整定为不经方向闭锁，以防方向闭锁保护。其余110 kV线路间隔零序电流末段是否带方向，应根据所整定的零序电流对应的零序电压是否满足线路保护装置零序方向元件最小动作电压的要求。

3.3 整定顺序

3.3.1 间隔整定顺序

对于多重环网运行的网络，应从全网进行综合考虑其整定顺序。为了减少运行切区及现场改定值工作量，线路保护应争取适应电网各种环解与解环的运行方式。因此，间隔整定顺序可考虑电网解环运行后串供的末端线路大系统侧间隔开始整定，逐级向上，直至与220 kV主变的110 kV侧保护边界配合，再考虑环网内线路保护配合（详见3.4内容），逐级向下，直至线路末端间隔小系统侧保护。

对于此海岛电网，110 kV线路保护应考虑220 kV AB线退出运行，全岛负荷应考虑仅由110 kV AD线或110 kV CE线供电的方式。整定顺序从110 kV F站的风电场2线182间隔开始，逐级向上，直至与A站220 kV主变110 kV侧保护配合，再考虑110 kV环网内线路保护配合，逐级向下，直至110 kV风电场2出线侧保护。

3.3.2 相间及接地距离保护的整定顺序

相间及接地距离保护先按躲线末故障整定Ⅰ段值。在重合闸投入时，单回线终端变压器方式可考虑把保护范围伸入主变内部，这样有利于相邻线路的配合。

再按间隔整定顺序整定Ⅱ段值。在保证对本线有灵敏度要求前提下，尽量与相邻线路Ⅰ段值配合（如短线路与长线路的配合），无法配合时再考虑与Ⅱ段值配合，保护范围应躲开变压器其他侧母线。

最后按间隔整定顺序整定Ⅲ段值。

3.3.3 零序电流保护整定顺序

多重环网运行的复杂网络，考虑零序电流Ⅰ段退出时，可按间隔整定顺序从零序电流Ⅱ段整定，并与相邻线路Ⅱ段配合。本海岛电网由于受主变110kV零序电流跳母联的时间限制，B站的110kV BF线175间隔零序电流Ⅱ段考虑与F站的110kV风电场2线182间隔光差保护配合。

最后按间隔整定顺序进行零序电流末段保护整定。

3.4 防110 kV环网线路保护配合死循环方法

3.4.1 错级配合方法

为了防止环网线路保护配合死循环，选取环网内线路小系统侧的零序或距离Ⅱ段或Ⅲ段与相邻线路零序或距离的Ⅰ段或Ⅱ段进行错级配合。因此，环网内线路的零序或距离Ⅱ段或Ⅲ段可从小系统侧开始整定。

3.4.2 利用光差保护

110 kV环网线路配合困难时，应充分利用线路光差保护灵敏度高，动作速度快的特点，选取适当的线路后备保护与带光差保护的线路配合，防止保护配合进入死循环。因此，建议110 kV环网线路应尽量配置纵联差动保护。

3.4.3 设置解列点

在环网线路配合困难，出现了配合死循环，配合时间级差过小，大系统侧开关或保护拒动等问题时，可根据具体电网的结构特点，在保证安全稳定运行的前提下，合理地设置解列点，通过设置解列点的重合闸时间躲过故障线路开关切除故障的时间，来恢复失压变电站的供电。

3.5 大系统侧开关或保护距动

多重环网运行方式下，若A站110 kV侧出线间隔（如169线路间隔）开关或保护拒动，跳开保护配合开关（包括：A站110 kV母联开关，C站110 kV AC线174开关）及线路对侧开关（E站110 kV AE线132开关）进行故障隔离。此时两条进岛的110 kV线路均跳开，但由于220 kV AB线可带全岛负荷正常运行，并不影响海岛电网的供电。

但当220 kV线路因故退出运行，仅由两条110 kV环网运行线路带全岛负荷时，若A站110 kV侧出线间隔（如169线路间隔）开关或保护拒动，造成两条进岛的110 kV线路均跳开，若不采取措施将造成全岛停电的事故。本案例采用合理设置解列点（如C站110 kV AC线174开关、D站的110 kV AD线132开关），通过重合闸来恢复相关失压变电站的供电，重合闸时间的设置见3.6.2第3点。

3.6 重合闸

为了避免同一间隔存在多套保护定值及减少保护切区工作，重合闸的整定，应能适应电网线路各种环网和解环的运行方式。

3.6.1 重合闸方式的整定

（1）风电场线路重合闸方式整定。大系统侧投入“检母线有压线路无压”方式，风电场侧投入“检线路有压母线无压”方式[13]。例如110 kV风电场1线、风电场2线及BF线。

（2）环网线路只有一侧为大系统时重合闸方式整定。大系统侧同时投入“检同期”、“检母线有压线路无压”方式，小系统侧投入“检同期”、“检线路有压母线无压”方式。例如110 kV AD线及AC线。

（3）环网线路两侧均可能为大系统时重合闸方式整定。建议线路两侧均投入“检同期重合”、“检线路有压母线无压”、“检母线有压线路无压”方式，通过设置线路两侧重合闸时间级差，来防止两侧线路的非同期重合。例如本海岛电网的110 kV CD线、DE线及BD线。

3.6.2 重合闸时间的整定

（1）单侧电源线路及虽为双侧电源线路但线路两侧检无压方式不同（即一侧投入“检母线有压线路无压”方式，另一侧投入“检线路有压母线无压”方式），重合闸时间除应大于故障点断电去游离时间外，还应大于断路器及操作机构复归原状准备好再次动作的时间。根据运行经验可整定为1.5 s。

（2）环网线路两侧均可能为大系统侧，且两侧同时投入“检母线有压线路无压”、“检线路有压母线无压”方式（或线路两侧同时投入“检无压”方式）时，为防止非同期重合，线路两侧重合闸应有足够的时间级差。先合侧重合闸整定时间应等于线路对侧有足够灵敏系数的延时段保护的动作时间，加上故障点足够断电去游离时间和裕度时间，再减去断路器合闸固有时间[1]，见公式（1）。后合侧重合闸整定时间除应满足公式（1）要求外，主要考虑与对侧开关有灵敏度段时间及重合闸时间配合，见公式（2）。

式中：

tXHC.min为线路先合侧最小重合闸整定时间；tXHC.为线路先合侧重合闸整定时间；

tXHC.min为线路后合侧最小重合闸整定时间；

tII为故障线路对侧保护延时段动作时间；

tD为断电时间，对三相重合闸不小于0.3 s；

tK为断路器合闸固有时间；

Δt为裕度时间，考虑不小于0.3 s；

例如：对于110 kV CE线，线路两侧开关均配置南京南瑞的RCS-941A线路保护，重合闸方式均投入“投检同期方式”、“投线无压母有压”、“投母无压线有压”三种方式，且在110 kV E站123开关重合闸时间设为2.0 s，110 kV C站175开关重合闸时间为5 s。计算过程如下：

根据公式（1）整定先合侧重合闸时间。

tXHC.min=1.2+0.3+0.3-0.04=1.76 s；

先合侧重合闸时间取2.0 s(2 s＞1.76 s)；

根据公式（2）整定后合侧重合闸时间。

tXHC.min=0.9+2+0.3-0.04=3.16 s；

后合侧重合闸时间取5 s(5 s＞3.16 s)；

（3）解列点重合闸时间的整定。解列开关最小重合闸时间在考虑公式（1）的因素外还考虑躲过永久隔离线路故障的时间，见公式（3）。

式（3）中：tJL.min为解列开关最小重合闸时间，tGZGL为永久隔离线路故障的时间。

例如，对于解列点C站110 kV AC线174开关的重合闸时间，应考虑110 kV AD线故障A站169开关拒动，由主变跳母联隔离故障的时间（3.4 s）。还应考虑因C站110 kV AC线174开关零序Ⅲ段时间1.7 s与A站169开关的零序Ⅱ段时间1.5 s配合级差仅为0.2 s，存在当110 kV AD线故障169开关与174开关同时跳闸的风险，此时由169开关隔离110 kV AD线故障的时间考虑为169开关有灵敏度段动作时间加上重合闸时间及重合后加速时间，取为（1.5+1.5+0.1=3.1 s）。综合考虑，tGZGL取为3.4 s（3.4 s＞3.1 s）。

根据公式（3），

1.5+1.5+0.1)=3.96s；

因此，解列开关的重合闸时间整定为5 s(5 s＞3.96 s)。

为提高重合闸成功率，适当延长重合闸时间。这样线路保护的重合闸即可以解决非同期重合的问题，又可以适用各种环网和解环的不同运行方式。

图2 保护定值配合图

4 定值配合图

为了便于分析片区定值的配合关系，绘制定值配合图如图2所示。

5 结语

福建平潭海岛电网的运行实例表明在电网接线方式薄弱、输送潮流较小、保护配置合理、保护定值配合正确的情况下，采用多重环网运行方式来提高电网供电可靠性是可性的。

为了减少线路保护定值切区或现场修改定值工作量，在保证电网安全稳定的前提下，应提高线路保护适应复杂电网多变运行方式的能力。本文结合平潭海岛电网，所提的继电保护整定计算方案可适应该电网各种环网与解环的运行方式。电网的安全稳定运行证明了此方案的合理性与可行性。

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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，福建沙县人，硕士研究生，工程师。研究领域：电力系统保护与控制、输电线路防雷等。已发表论文5篇。 (编辑：向 飞)

2014－03－30