110 kV 双回线整定计算风险识别与预控

余荣强，蒋道乾，赵泽彪

(云南电网公司昭通供电局，云南 昭通 657000)

0 前言

随着供电企业对供电可靠性的关注与重视，110 kV 电网建设多数采用双回线供电形式，平行双回线路成为电网的重要组成部分。在运行过程中，宜采用“环网布置，开环运行”的方式，但因电压质量、特殊运行方式需求、供电可靠性等诸多因素，双回线合环运行的情况仍普遍存在，整定计算存在问题较多，近年来，行业内对双回线的保护配置开展了大量有效的应用研究，但对于双回线的整定计算分析较少，本文基于风险进行分析与预控，对于杜绝误整定提高供电可靠性尤为必要。

1 整定计算风险识别

1.1 双回线与单回线的配合风险

某电网发生一起因110 kV 线路高阻接地，断路器拒动越两级导致主变跳闸的事件。如图1 所示，110 kV 线路BC 线发生C 相接地故障，B 站1DL (断路器简称)保护拒动，随后A 站1、2 号主变相继跳闸，切主变三侧，导致A 站对外停电，损失负荷约150 MW，6 个110 kV 变电站失压，含一个县城及四个重要用户停电。

图1 双回线与单回线配合示意图

本次事件中，暴露了双回线与单回线配合的两个风险。

风险一:A 站1、2 号主变与出线ABⅠ、Ⅱ线不配合。BC 线故障1DL 拒动，应由上一级ABⅠ线2DL、ABⅡ线3DL 作为后备保护跳闸切除故障，而不应由上两级设备主变保护切除故障，A站1、2 号主变跳闸属于误动跳闸。

风险二:ABⅠ、Ⅱ线保护灵敏度不足，不能作下一级BC 线的后备保护。BC 线故障1DL 拒动，应由AB Ⅰ、Ⅱ线作为后备保护切除故障。BC 线高阻接地故障，双回线2DL (3DL)流过的电流仅有120 A，远小于270 A 的整定值，灵敏度严重不足。

1.2 对角线配合风险

110 kV 线路ABⅡ线连续发生两次A 相接地故障，B 站AB 双线跳闸，导致B 站以下电网全停。第一次故障，2DL、4DL 均动作跳闸，2DL重合成功，4DL 因保护装置问题未重合，第二次故障时，因B 站3DL 与2DL 定值不配合越级跳闸，双回线定值如图2 所示。

图2 双回线定值不配合示意图

本次事件中，暴露了双回线对角线(双回线形成矩形的对角位置，如图2 中1DL 与4DL、2DL 与3DL)不配合导致一回线故障双回线同时跳闸的风险。

风险一:失配点在1DL、2DL，即1DL 与4DL 失配，2DL 与3DL 失配，当AB Ⅱ线故障，应由2DL 和4DL 跳闸切除故障，因1DL 与4DL失配，4DL 拒动越级到1DL 跳闸，1DL、2DL 跳闸造成双回线同时跳闸。

风险二:失配点在3DL、4DL，即3DL 与2DL 失配，4DL 与1DL 失配，当AB Ⅱ线故障，应由2DL 和4DL 跳闸切除故障，因3DL 与2DL失配，2DL 拒动越级到3DL 跳闸，3DL、4DL 跳闸造成双回线同时跳闸。

2 风险预控

针对以上识别风险，结合电网运行实际，双回线的整定风险主要体现在继电保护“四性”中的“选择性和灵敏性”，以下主要从双回线与上级主变配合、双回线与单回线配合、双回线内部配合提出预控原则。

2.1 N－1 原则

控制整定计算“选择性”风险，合理选择运行方式是关键。继电保护整定计算应以常见运行方式为依据。常见运行方式，是指正常运行方式和被保护设备相邻近的部分线路和元件检修的正常检修方式，视具体情况，检修的线路和元件数量不宜超过该接点线路和元件总数的1/2［1］。

双回线的整定，须将N－1 视为常见运行方式。本文中提到的N－1 包括两方面含义，一方面是一次网络N－1，包括:双回线其中一回线停运或带空线运行、变电站2 台及以上主变停运1 台、变电站出线停运数量不超过线路总数的1/2。另一方面是二次保护配置N－1，如光纤保护因故退出运行，靠后备保护动作切除故障，不能越级跳闸;本断路器保护因故退出、本断路器因故拒动，靠上一级保护动作切除故障，不能越级到上两级跳闸。

2.2 相继动作原则

双回线合环运行受电流分流影响，两种典型情况下无“灵敏度”，采用相继动作校核灵敏度。

第一种情况:双回线内部线故障时无灵敏度，双回线合环运行，任一点故障，所在线路两侧保护至少有一侧保护有足够灵敏度动作跳闸，另一侧保护允许按对侧跳开后有灵敏度整定。一般，强电侧配置的保护灵敏度段须在合环方式下有足够灵敏度，弱电侧按照相继动作整定。

第二种情况:因母线上电源分流影响，双回线相邻线路故障且断路器拒动，双回线作后备保护无灵敏度，或双回线故障且断路器拒动，相邻线路作后备保护无灵敏度。整定规程明确指出，3kV～110kV 电网继电保护一般采用远后备原则，电力设备电源侧的继电保护整定值应对本设备故障有规定的灵敏系数，对远后备方式，继电保护最末一段整定值还应对相邻设备故障有规定的灵敏系数。在复杂电网中，当相邻元件故障而其保护或断路器拒动时，允许按其他有足够灵敏系数的支路相继跳闸后的接线方式，来校验本保护作为相邻元件后备保护的灵敏系数。如图1 所示，第一种情况下，BC 线故障1DL 拒动，允许有足够灵敏度的4DL 相继跳闸后，作远后备的2DL、3DL 有灵敏度;第二种情况，ABⅠ线(Ⅱ线)故障2DL (3DL)拒动，允许有足够灵敏度的101(102)相继跳闸后，作远后备的5DL 有灵敏度。

2.3 保护范围“重叠”原则

对于复杂一次网络接线、不同原理之间的保护配合时，计算保护范围，按照保护范围配合较为清晰。110kV 线路未配置快速保护普遍存在，故障切除需本线路的灵敏度段来保障，满足灵敏度的同时，必然导致“保护范围超越”的问题。为满足选择性要求，须在超范围内找到一段“时限短、范围广”的同原理(功能)的保护配合，下级保护范围与上级保护范围重叠实现完全配合，如图3 所示。

图3 上、下级保护定值配合示意图

ABⅠ、Ⅱ线为BC、BD 线的上级线路，以距离保护为例，首端均配置两段距离保护，一段为快速段，保护范围为本线路70%～80%，不超越;二段为灵敏段，保本线有1.5 灵敏度同时超越到相邻线路。为校核ABⅠ线Ⅱ段是否与BC、BD 线配合，计算上级保护1DL 的最大保护范围以及配合段2DL、3DL 的最小保护范围，图中用箭头标识。1DL 与2DL 配合时，Za2 超范围均与2DL 的两段保护重叠，任一位置故障2DL 两段保护均能动作，因此，Za2 可选择与2DL 的Zc1、Zc2 配合，优先选择Zc1。1DL 与3DL 配合时，Za2 超范围仅与3DL 的Zd2 范围重叠，因此，Za2 只能与3DL 的Zd2 配合。值得说明，当校核1DL 与2DL、3DL 配合时，其最大保护范围可能不一致，但不影响上述说明。同理，若校核3DL 的Zd2 与线末主变配置的同功能过流保护I 时，须计算Zd2 的最大保护范围以及I 的最小保护范围，Zd2时限大于I 时限，Zd2 保护超范围与I 保护范围完全重叠。

2.4 对角线“交叉”配合原则

双回线的整定，对角线互相作远后备，最末一段必然出现失配，但并非最末一段失配，其它各段均作失配来整定，通常，采用“交叉”配合，能解决对角线不配合的问题，举双回线的零序保护示意如图4。

图4 对角线“交叉”配合示意图

强电侧1DL (2DL):Ⅰ段I0Ⅰ:按躲线末故障整定，无配合段;Ⅱ段I0Ⅱ:按与对角线Ⅰ段配合;Ⅲ段I0Ⅲ:按与对角线Ⅱ段配合;Ⅳ段I0Ⅳ:按与对角线Ⅳ段配合。弱电侧3DL (4DL):Ⅰ段I0Ⅰ:按躲线末故障整定，无配合段;Ⅱ段I0Ⅱ:按与对角线Ⅰ段配合;Ⅲ段I0Ⅲ:按与对角线Ⅱ段配合;Ⅳ段I0Ⅳ:按与对角线Ⅲ段配合。

对于失配点的选择，有两种方案，选择强电侧或弱电侧。本方案选择弱电侧3DL (4DL)，其优势在于，由于强电侧电源分流作用，失配点3DL (4DL)零序Ⅳ段与相邻线路的零序Ⅲ段配合，有效的降低了常见方式下相邻线路故障越级跳闸的风险，劣势在于相邻线路高阻接地断路器拒动，本断路器无远后备作用，靠相继动作跳闸，此问题在第二种方案中同样存在。

3 整定计算实例

3.1 整定计算示例

所有网络参数归算至平均额定电压，基准容量为100 MVA。网络示意如图5 所示:

3.2 计算方式

A、B 站主变均高、中压侧并列运行，A 站大方式下2 号主变高、中压侧直接接地，小方式下1 号主变高、中压侧直接接地;B 站大、小方式下均保持一台主变高压侧直接接地。其它各厂、站对应大小方式分别对应等值。

图5 整定计算网络示意图

3.3 整定计算

选择四段式零序过流保护作为算例。

1)计算双回线外110kV 线路的定值，联络线，整定原则如下:Ⅰ段I0Ⅰ，躲线末故障最大零序电流3I0max整定，可靠系数Kk取1.3，I0Ⅰ=Kk×3I0max;Ⅱ段I0Ⅱ，保线末故障最小零序电流3I0min有灵敏度，灵敏系数Ksen取1.5，I0Ⅱ=3I0min/Ksen;Ⅲ段I0Ⅲ，保线末故障最小零序电流3I0min有灵敏度，灵敏系数Ksen取2.5，I0Ⅲ=3I0min/Ksen;Ⅳ段I0ⅳ，保高阻接地可靠动作，取240A，定值计算结果如表1 所示。

表1 110 kV 线路整定计算结果

2)计算双回线下一级110kV 线路的定值，终端线

Ⅰ段I0Ⅰ，双回线N－1，保线末故障2 的灵敏度，I0Ⅰ=3I0min/Ksen=1 096 A，t=0.15 S:Ⅱ段I0Ⅱ，双回线及A 站N－1，保线末故障有2 灵敏度，I0Ⅱ=3I0min/Ksen=778 A，t=0.4 S;Ⅲ段I0Ⅲ，双回线及A 站N－1，保线末故障有3 灵敏度，I0Ⅲ=3I0min/Ksen=520 A，t=0.7S;Ⅳ段I0Ⅳ，按与上级双回线1DL (2DL)零序Ⅳ段I0Ⅳ'反配合，配合系数K 取1.15，I0Ⅳ=I0Ⅳ'104 A，t=2.2 S。

3)计算双回线弱电侧3DL (4DL)定值

Ⅰ段I0Ⅰ:双回线及A 站主变N－1，躲线末故障最大零序电流，I0Ⅰ=Kk×3I0max=936 A，t=0.0S。

Ⅱ段I0Ⅱ:原则1:按与相邻线路Ⅰ段I0Ⅰ'配合，取与AD 线配合，计算最大分支系数Kfz0，考虑A 站AE、AF 线停运，Kfz0=0.024，I0Ⅱ=K×Kfz0×I0Ⅰ'=1.15×0.024×5 152=142 A，t=0.4S;原则2:按与对角线Ⅰ段I0Ⅰ'配合，最大分支系数Kfz0，考虑A 站AD、AE、AF 线停运，Kfz0=0.025，I0Ⅱ=K×Kfz0×I0Ⅰ'=1.15×0.025×1 825=52 A，t=0.4S;原则3:双回线N－1，相继动作线末故障有1.3 灵敏度，I0Ⅱ=3I0min=512A;综上述，取I0Ⅱ=512A，t=0.4S。

Ⅲ段I0Ⅲ:原则1:按与相邻线路Ⅱ段配合得59A;原则2:按与对角线Ⅱ段配合得31A;原则3:双回线N－1，保线末故障有1.3 灵敏度，I0Ⅱ=3I0min/Ksen=252 A;综上述，取I0Ⅲ=252 A，t=0.7S。

Ⅳ段I0Ⅳ，按与对角线Ⅳ段I0Ⅳ'反配合，配合系数K 取1.15，I0Ⅳ=I0Ⅳ'/K=104 A，t=2.2S。

4)计算双回线强电侧1DL (2DL)定值

Ⅰ段I0Ⅰ:双回线及B 站主变N－1，躲线末故障最大零序电流，I0Ⅰ=Kk×3I0max=1 825 A，t=0.0S。

Ⅱ段I0Ⅱ:原则1:按与对角线Ⅰ段I0Ⅰ'配合，最大分支系数Kfz=1，I0Ⅱ=K×Kfz×1.15×1×936=1 076 A，t=0.4S;原则2:按与下一级线路Ⅰ段I0Ⅰ'配合，最大分支系数Kfz=0.5，I0Ⅱ=K×Kfz×1.15×0.5×1 096=630 A，t=0.4 S;综上述，取I0Ⅱ=1 076 A，t=0.4S。

Ⅲ段I0Ⅲ:原则1:按与对角线Ⅱ段配合得589A;原则1:按与下一级线路Ⅱ段配合得447A;原则3:双回线运行，A 站AE、AF 线停运，保线末故障有1.3 灵敏度，I0Ⅱ=3I0min/Ksen=623 A;综上述，取I0Ⅲ=589 A，t=0.7S。

Ⅳ段I0Ⅳ，上级主变最末一级零序过流保护300A，单回线高阻接地取240A，双回线，I0Ⅳ=240/2=120 A，时限取上级主变限值，t=2.5S。

3.4 动作实例

本整定示例是作者所在电网的一个实际运行模型，该双回线投运于2006 年，配置常规保护(无光差)，运行环境极为恶劣，受雷击、覆冰影响较大，投运至今共跳闸达82 次，保护均正确动作跳闸。AB Ⅰ线历史跳闸42 次，雷击跳闸62.5%，覆冰跳闸29.2%，其他8.3%;瞬时性故障85.5%，永久性故障14.5%。ABⅡ线历史跳闸40 次，雷击跳闸60%，覆冰跳闸37.5%，其他12.5%;瞬时性故障75%，永久性故障25%。

4 结束语

本文针对双回线整定计算特有的风险点进行识别与预控，对地区电网110kV 双回线整定计算积累了实际运行经验，具有一定指导意义。此外，整定计算有一些风险普遍存在，如参数不实测、短路电流计算不准、原则选择不当、装置级整定错误等。在日常整定计算工作中，只有充分识别风险并进行控制，才能杜绝误整定的发生，从而提高供电可靠性。

［1］中华人民共和国国家发展和改革委员会.3kV～110kV 电网继电保护装置运行整定规程［S］.北京:国家发展和改革委员会，2007:4－6.

［2］景敏慧，柳焕章，邓洪涛，许群，张哲.平行双回线路高阻接地故障保护的新思路［J］.电力系统自动化，2008，32 (8):55－58.

［3］宋国兵，刘志良，康小宁，赵选宗，索南加乐.一种同杆并架双回线接地距离保护方案［J］.电力系统保护与控制，2010，38 (12).

［4］郑晓玲.探讨当前电网中的同杆双回线路继电保护［J］.中国新技术产品，2011 (10):133－134.

［5］张雄伟，戴向峰，史栋媛，谢晖.一起同杆并架零序保护误动的分析及解决方案［J］.电气应用，2011 (1):46－49.