110 kV岩汪湖变电站继电保护改造整定方案

邓文慧

(湖南省电力公司常德电业局，湖南常德415000)

近年来，随着电网事业的迅速发展，地区电业局各种技改项目不断增多，一次设备的改造改变了原有的正常运行方式，随之相应的保护定值也需要重新校核并根据实际计算结果做出调整，否则，就会引起保护装置误动或拒动。

1 运行方式改变前的保护定值及系统参数

岩汪湖110 kV变电站由太子庙220 kV主供，并可供蒋家嘴110 kV变电站，但正常方式下蒋家嘴由太子庙经太蒋迎线供电，岩蒋线在蒋家嘴变508开环。改造前运行方式见图1。

图1 改造前运行方式

1.1 改造前太子庙514及蒋家嘴508相间距离及零序电流定值 (均为二次值)

太子庙514太岩线，LGJ－185/22.64 km，TA:600/1，TV:110/0.1;相间距离Ⅰ段，4Ω，0 s;零序电流Ⅰ段，6A，0 s;相间距离Ⅱ段，10Ω，1.2 s;零序电流Ⅱ段，1A，1.2 s;相间距离Ⅲ段，60Ω，3.5 s;零序电流Ⅲ段，0.35A，2 s;零序电流Ⅳ段，0.35A，2 s。

蒋家嘴508岩蒋线，LGJ－150/14.5815 km，TA:600/5，TV:110/0.1;相 间 距 离 Ⅰ 段，0.5Ω，0 s;零序电流Ⅰ段，14A，0 s;相间距离Ⅱ段，2.6Ω，1 s;零序电流Ⅱ段，5A，1 s;相间距离Ⅲ段，6.2Ω，3.5 s;零序电流Ⅲ段，1.5A，1.5 s;零序电流Ⅳ段，1.5A，1.5 s。

2011年3月，岩汪湖变全站改造，岩汪湖1，2号主变转冷备用后退出运行，太岩线71～72号杆与岩蒋线001～002号杆按相搭通，太岩线、岩蒋线退出运行，更名为太蒋线，蒋家嘴变正常由太蒋迎线供电，蒋变太蒋线508开环。改造后运行方式见图2。

图2 改造后运行方式

此种方式需核算太子庙514的保护定值，因其线路名称、线路参数及所供变电站负荷情况均发生变化，同理蒋家嘴508的保护定值也需重新核算。

1.2 各种已知参数

(1)系统归算至太子庙变110 kV母线大、小方式下的正序综合阻抗值 (标幺值)为:Z1(大)=0.069 7，Z1(小)=0.139

(2)系统归算至太子庙变110 kV母线大、小方式下的零序综合阻抗值 (标幺值)为:Z0(大)=0.038 7，Z0(小)=0.042 1

(3)太蒋线线路正序阻抗值为16.987 Ω (标幺值为0.128)，零序阻抗值为50.962 Ω (标幺值为0.385)

(4)太蒋迎线线路正序阻抗值为18.659 Ω(标幺值为0.141)，零序阻抗值为55.475 Ω (标幺值为0.42)

(5)蒋家嘴2台主变并列运行时变压器归算至中压侧母线的正序阻抗 ZB=19 Ω (标幺值为0.144)

(6)蒋家嘴单台主变运行时变压器归算至低压侧母线的正序阻抗 ZB=71.6 Ω (标幺值为0.542 5)

(7)太蒋线最大负荷电流按350A考虑

(8)蒋家嘴1，2号主变110 kV复闭过流保护时间均为2.4 s

2 定值核算过程

2.1 太子庙变514太蒋线定值

2.1.1 相间距离Ⅰ段

按躲过线路末端故障整定

相间距离Ⅰ段整定结果:

Ⅰ段实际取值:7.85Ω，0 s

2.1.2 相间距离Ⅱ段

(1)按线路 (太蒋线)末端故障有灵敏度整定

(2)与相邻线路 (蒋家嘴变太蒋迎线)距离保护Ⅰ段 (定值为6.875，延时为0 s)配合

此定值不能满足灵敏度要求。

(3)与相邻线路 (蒋家嘴变太蒋迎线)距离保护Ⅱ段 (定值为:45.8，延时为:0.3 s)配合

相间距离Ⅱ段原时限为1.2 s，故这里不做调整。

(4)躲变压器其它侧母线故障

躲相邻变压器蒋家嘴中压侧母线故障 (变压器阻抗为:19Ω)

综上，Ⅱ段 Zdz2取26.8Ω，1.2 s，折算二次值:

Ⅱ段实际取值:7.85Ω，1.2 s

2.1.3 相间距离Ⅲ段

(1)按躲最大负荷电流整定

(2)与相邻线路 (蒋家嘴变太蒋迎线)506距离保护Ⅱ段 (定值为45.8，延时为0.3 s)配合

此定值不能满足蒋家嘴变低压侧故障有足够灵敏度的要求。

(3)与相邻线路 (蒋家嘴变太蒋迎线)506距离保护Ⅲ段定值配合 (定值为:128.33 Ω，延时为:1.8 s)

(4)按远后备有灵敏系数，与蒋家嘴1号变配合 (阻抗为:71.6Ω)

与蒋家嘴主变110 kV复闭过流保护时间 (2.4 s)配合

综上Ⅲ段Zdz3取110 Ω，2.7 s，折算二次值:

因相间距离Ⅲ段现在的定值及时限 (60Ω，3.5 s)均满足要求，故不做调整。

2.1.4 零序电流Ⅰ段

(1)躲线路末端故障最大零序电流

线路末端短路的最大零序电流为:611.75 A

零序Ⅰ段定值取Idz1=2 400A

零序Ⅰ段二次值 I'dz1=Idz1/TA=2400/(600.00/1.00)=4 A

零序电流Ⅰ段实际取值4A，0 s

2.1.5 零序电流Ⅱ段

(1)与相邻线路 (蒋家嘴变太蒋迎线)506零序Ⅰ段定值配合(定值为1800 A，延时为0 s)

此定值不能满足线路末端故障有灵敏度的要求。

(2)与相邻线路 (蒋家嘴变太蒋迎线)506零序Ⅱ段定值配合 (定值为:420 A，延时为:0.6 s)

(3)按线路末端故障有灵敏度整定

小运行方式:在太蒋线的末端发生两相接地短路

线路末端两相短路最小零序电流为:447.1A

零序电流Ⅱ段整定结果:

零序Ⅱ段定值取Idz2=840A，0.90 s

零序Ⅱ段二次值I'dz2=Idz2/TA=840/(600.00/1.00)=1.4A

因零序电流Ⅱ段现在的定值及时限 (1A，1.2 s)均满足要求，故这里不做调整。

2.1.6 零序电流Ⅲ段

(1)躲过变压器其他侧相间短路的最大不平衡电流

大运行方式:在蒋家嘴变35 kV母线发生三相相间短路

蒋家嘴变35 kV母线三相短路最大电流为:1 467A

(2)与相邻线路 (蒋家嘴变太蒋迎线)506零序Ⅱ段定值配合

与相邻线路 (蒋家嘴变太蒋迎线)506零序Ⅱ段定值配合 (定值为420 A，延时为0.6 s)

此定值不满足小于300A的要求。

(3)与相邻线路 (蒋家嘴变太蒋迎线)506零序Ⅲ段定值配合

与相邻线路 (蒋家嘴变太蒋迎线)506零序Ⅲ段定值配合 (定值为96 A，延时为0.9 s)

零序Ⅲ段定值取Idz3=120.00 A，1.20 s

零序Ⅲ段二次值I'dz3=Idz3/TA=120.00/(600.00/1.00)=0.20 A

因零序电流Ⅲ段现在的定值及时限均满足要求，故这里不做调整。

零序电流Ⅳ段同零序Ⅲ段定值取值相同。

注:太子庙变514太蒋线定值变化后，因太子庙带有旁路500断路器，故还需重新下达旁路500带514运行时的保护定值。

2.2 蒋家嘴变508太蒋线定值

TA:600/5，TV:110/0.1

2.2.1 相间距离Ⅱ段

按线路 (太蒋线)末端故障有灵敏度整定

Ⅱ段二次值Z'dz=Zdz1×TA/TV

=26×(600.0/5.0)/(110 000.0/100.0)=2.836 Ω

因目前蒋家嘴变508相间距离Ⅱ定值能满足灵敏度要求，故可不做调整。

2.2.2 零序电流Ⅱ段

按线路 (太蒋线)末端故障有灵敏度整定

小运行方式:在太蒋线的末端发生两相接地短路

线路末端两相短路最小零序电流为:238.6A

零序电流Ⅱ段整定结果:

零序Ⅱ段定值Idz2=450 A

零序Ⅱ段二次值I'dz2=Idz2/TA=450/(600.00/5.00)=3.75

因现蒋家嘴变508零序电流Ⅱ段定值满足灵敏度要求，故可不做调整。

注:因蒋家嘴508向太蒋线充电的方式为不常用方式，所以其相间距离Ⅰ段及零序电流Ⅰ段定值经核算后不做调整。

2.3 太子庙变110 kV故障录波装置

因原太岩线改为太蒋线，其线路长度发生变化，故必须根据现有线路参数重新下达太子庙110 kV故障录波，否则会出现测距不准的问题。

2.4 太子庙变110 kV母差保护

因太子庙110 kV母差回路无变更，故其110 kV母差保护定值不做调整。

2.5 蒋家嘴变110 kV备自投装置

蒋家嘴变110 kV备自投因对应的电源侧发生改变，故其备自投定值必须重新核算。

3 经核算岩汪湖变改造期间相关保护定值变更

(1)太子庙变514太蒋线定值 (TA:600/1，TV:110/0.1)

零序Ⅰ段定值由6A调整为4A;

相间距离Ⅰ段定值由4Ω调整为7.8Ω;

相间距离Ⅱ段定值由10Ω调整为14Ω;

其它定值均不变。

(2)改造期间若太子庙变旁路500代514运行，则太500定值按代514定值3.2(500 TA:600/1，TV:110/0.1)

零序Ⅰ段定值由6A调整为4A;

相间距离Ⅰ定值由4Ω调整为7.8Ω;

相间距离Ⅱ定值由10Ω调整为14Ω;

其它定值均不变。

(3)太子庙变110 kV故障录波定值第二大项514线路参数

线路长度由22.64 km调整为37.66 km;

每公里正序电阻由0.17调整为0.185;

每公里零序电阻由0.51调整为0.55;

其它定值均不变。

(4)蒋家嘴变110 kV备自投定值

时间定值T7由4.5 s调整为5 s;

其它定值均不变。

备注:上述定值调整仅适用于岩汪湖变改造期间的临时过渡方式，改造结束后相关保护定值的恢复或调整另行下达。

4 结论

在有关变电站改造、系统运行方式发生变化后，不仅要根据新的运行方式核算相关线路的相间距离、零序保护定值能否满足配合及零敏度要求，还要特别注意相关的旁路保护、母差保护、故障录波、备自投等装置定值能否满足新的运行方式要求，并做出完善的保护整定方案，确保电力系统安全稳定运行。

〔1〕DL/T584－2007 3－110 kV电网继电保护装置运行整定规程〔S〕.

〔2〕湖南电网110 kV线路距离保护整定计算原则〔S〕.

〔3〕湖南电网110 kV线路零序电流保护整定计算原则〔S〕.