浅谈变电站保护配置、计算选择及运行

2013-01-28李文广

中国科技信息 2013年18期

李文广

国网河北省电力公司沧州供电分公司 061001

1 沧州电网保护和自动装置配置

随着电网的日益坚强，电网对继电保护的要求不是越来越低，而是越来越高。传统观念认为，电网坚强了，即使保护误动也不会对用户供电造成什么影响。但是，从国际、国内最近几年的几次大面积停电来看，每一次事故范围的扩大都与保护的不正确动作或者保护与自动装置配置的不完善有关。因此，随着电网规模的扩大和电压等级的提高，保护专业面临着更多的新任务，比如：完善保护配置，主要设备保护双重化；提高保护动作速度，开发适应大电网运行特点的新型原理的保护装置；提高保护装置的运行可靠性，减轻维护负担等等。

随着计算机技术的普及，沧州电网的继电保护设备在上个世纪九十年代得到了飞速的发展。自1995年开始，220kV线路保护由晶体管型更换为微机型，此后，220kV主变保护、220kV站的110kV线路保护陆续进行了微机化改造工作。目前，公司电网运行的保护装置，主要来自几大专业生产厂家，包括：南京南瑞继保公司、南京国电南自公司、北京四方公司、河南许继集团公司、深圳南瑞公司等等。

1.1 220kV线路

线路两端保护配置相同。每端配置不同原理的双套微机保护，主保护包括四种原理：高频闭锁式距离零序保护、高频方向保护、专用光通道的光纤纵差保护、复用通道的光纤纵差保护。每套保护装置除主保护功能外，还兼有三段相间距离和三段接地距离保护、三段或四段零序电流保护作为后备保护，同时具备综合重合闸功能。一条线路两端的主保护以电流电压变化量作为判别故障发生和故障点方向的判据,通过载波或光纤通道进行信息或数据交换，从而判断出故障点是否在本线路上。在本线路，则两端同时跳闸；不在本线路，则互相闭锁，不跳闸。

1.2 220kV母线和110kV母线

220kV母线要求配置不同厂家的两套母差保护，110kV母线要求配置一套母差保护。保护装置采用电流差动原理作为母线设备故障的判据。目前，220kV母线实现了双微机保护配置。110kV母线保护全部实现了微机化。

1.3 220kV主变

要求配置不同原理的双套微机保护，一套采用间断角闭锁涌流原理的差动保护作为主保护，兼有三侧后备保护功能；另一套采用二次谐波制动原理的差动保护作为主保护，兼有三侧后备保护功能。

主变高中压侧后备保护配置相同：由复合电压闭锁过流保护作为相间故障的保护，由零序方向过流保护作为接地故障的保护；由间隙过压和间隙过流保护作为不接地运行变压器在发生接地故障时对变压器中性点绝缘的保护。

主变低压侧后备保护由三段复合电压闭锁过流保护构成，作为低压侧母线或出线故障时的后备保护。

此外，变压器配置一套本体保护装置，包括本体瓦斯和有载调压瓦斯，作为变压器本体和有载调压装置内故障的主保护。其余的保护，如：压力释放、风冷全停，曾经作为投跳闸的保护，由于误动机率较大，目前只投信号。

经过几年的大修改造，沧州电网220kV主变保护目前全部实现了双套微机保护配置。

1.4 110kV线路

要求配置一套保护，以三段相间距离作为本线路和下一级线路相间故障的保护，以三段接地距离和三段或四段零序方向电流保护作为本线路和下一级线路接地故障的保护。保护装置同时具备三相一次重合闸功能。目前，沧州电网110kV线路全部配置了微机保护装置。

1.5 110kV主变

配置一套或双套包含差动主保护和三侧后备保护的微机保护装置，目前也要求两套。三侧后备保护都是复合电压闭锁过流保护；配置一套包含本体和有载调压重瓦斯保护的主变本体保护装置。

1.6 35KV、10KV线路、电容器

综合自动化变电站的35KV、10KV线路、电容器，已经全部采用控制、保护、测量、远动一体化装置。

线路配置一套包含三段电流保护和重合闸功能的微机保护。

电容器配置一套包含两段电流保护、过压保护、失压保护和零压保护功能的微机保护，对电容器组各种故障进行保护，并在电压过高或过低时切除电容器，防止造成损坏。目前，220kV、110kV变电站的35KV、10KV设备都是微机保护。

1.7 电网自动装置

各220kV站都针对220kV设备和110kV设备分别安装了微机故障录波器，在电网发生故障时记录故障电压和电流以及保护和开关动作情况，为事故分析和故障查找提供准确的依据。

部分双电源供电的110kV站安装了110kV线路或母联自投装置，在运行线路故障时将负荷快速、自动转移到备用线路；部分两台变的110kV站安装了35KV、10KV母联自投装置，在一台变压器故障时将负荷快速、自动转移到另一台变压器。

部分220kV站安装了低频低压减载装置，在220kV及以上电网发生故障时及时切除部分110kV供电线路，防止电网瓦解事故。110kV站全部安装了低频减载装置，在电网发生故障导致频率下降时及时切除部分35KV和10KV负荷，防止电网崩溃事故。

部分220kV站和110kV站安装了主变过负荷联切装置，在两台变运行方式下投入，当一台变跳闸时若负荷超过一台变的额定容量30%以上，有选择的切除部分负荷，保证运行变压器的安全。部分站还安装了故障远切装置，在主变过负荷时直接切除110kV线路。

2 各种保护定值的计算选择原则

2.1 保护定值的实际意义

保护装置定值单的阻抗、电流、电压整定值都是二次值，与之对应的是系统发生故障时的阻抗、电流、电压一次值。一次值与二次值之间的换算关系为：

阻抗（电抗）二次值=阻抗（电抗）一次值×保护CT变比÷PT变比；

电流二次值=电流一次值÷保护CT变比。

保护控制字一般为16进制数，转化成二进制后，每一位取0或取1都有不同的含义，决定着保护功能的投退或所跳开关的选择。不同装置的控制字都具有不同的含义，需要与说明书一一对照。

保护动作时间一般为整定延时+继电器动作时间（一般为7～20ms），保护切除故障的时间还需要加上开关动作时间。

2.2 变压器保护定值的选择

（1）相对固定的定值项

变压器差动保护定值—按照保护装置的技术说明书取值。在取值上考虑对差动范围内故障有一定的灵敏度，在差动区外故障和空充变压器时不误动。

高、中压侧间隙过压定值—电压取值180V，时间0.5秒；

高、中压侧间隙过流—电流定值按一次电流60A～80A，时间0.5秒；

后备保护的负序电压、低电压、零压闭锁定值—分别取7V、60V、15V固定值；

后备保护的方向—原则上，中压侧无电源的变压器过流保护不带方向（不考虑110kV侧合环运行时高压电源侧故障保护拒动）；零序过流保护带方向。

（2）220kV变压器高压侧后备保护

过流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护的电流定值一般按照躲过高压侧额定电流整定，比如：12万变压器的高压侧额定电流是315A，高压侧过流保护CT的变比是1200/5，电流定值为：1.5～ 1.7×315÷（1200/5）=1.97～2.23,取值只保留一位小数点。

时间定值需要躲过中压侧和低压侧过流定值时间，一般较长，达到4～5秒。动作时跳变压器各侧开关。

零序过流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段的电流定值当中，大电流/短延时定值一般作为主变高压侧开关与110kV出线开关间故障的后备保护，电流按照躲过中压侧母线接地故障最大零序电流整定。时间一般0.2～0.5秒，主要考虑在主变差动范围内发生故障而差动保护拒动时能够快速切除故障，防止对变压器和系统造成大的冲击。小电流/长延时定值一般作为中压侧零序电流保护的后备保护，电流按照对中压侧母线接地故障最小零序电流有一定的灵敏度整定；时间要与中压侧零序电流保护配合，大0.2秒以上。动作时跳变压器各侧开关。

（3）220kV变压器中压侧后备保护

过流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护，大电流/短延时定值一般作为主变中压侧开关以下近距离故障的后备保护，电流按照躲过中压侧最短出线距离Ⅱ段保护末端最大短路电流整定。时间一般0.8～1.5秒，小电流/长延时定值一般按照躲过中压侧额定电流整定，时间一般为3～4秒。同一电流值的保护，最短时间跳中压侧母联开关，最长的时间跳变压器各侧开关。其他的时间跳变压器本侧开关。

零序过流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护，电流定值一般按照对主变中压侧母线故障有一定的灵敏度整定，时间上与中压侧出线零序过流保护的不同段相配合。同一电流值的保护，最短时间跳中压侧母联开关，最长的时间跳变压器各侧开关。其他的时间跳变压器本侧开关。

（4）220kV变压器低压侧后备保护：

各段过流的电流定值一般相同，取1.3～1.5倍低压侧额定负荷电流。最小的时间跳低压侧母联开关，同时闭锁母联自投；最长的时间跳变压器各侧开关。其他的时间跳变压器本侧开关。

2.3 110kV线路保护定值的选择

（1）相对固定的定值项

圆特性距离保护的最大灵敏角—按被保护线路的阻抗角取值，只与导线型号有关。

零序过流保护的方向—对于单电源辐射线路，零序电流保护不带方向；双回线路或电源联络线，零序电流保护带方向。

作为启动判别元件的相电流突变量、负序电流、零序电流启动值—按照保护装置说明书的要求或最大负荷电流取值。

线路重合闸—电源联络线的第一级受电端，重合闸不投，其余都投入。重合闸时间一般取0.8秒或1秒，无原则限制。电厂联络线两端的重合闸分别投检同期和检无压。

接地距离保护定值一般随相间距离保护定值整定，按照0.8倍的同名段相间距离保护定值取值。

（2）不同系统结构的整定值选择差异

终端线路，所带变电站仅一台变压器或线路变压器组接线情况下，距离、零序Ⅰ段保护范围可伸入变压器内。

终端线路，所带变电站两台及以上变压器情况下，距离、零序Ⅰ段保护范围不伸入变压器内。若由于线路保护装置定值范围限制，距离Ⅰ段保护范围不得不伸入变压器，则变压器内部故障时线路、变压器保护同时跳闸，停电范围扩大，只能靠线路重合闸补救。

T接线与主线路长度差别较大时，保护难以配合，实际整定有时采用两套定值，预存于装置不同定值区内，根据一次运行方式的变化而切换定值区。

（3）相间距离保护定值选择

Ⅰ段：终端线路带单台变压器-按照不伸出变压器的高压圈整定。

其它情况—按照保护本线路全长的85%整定（T接线路取最短分支）；时间为0秒。

Ⅱ段：一般按照保护线路全长整定，时间0.3～0.6；整定时要考虑在阻抗和时间上与下一级线路保护配合，以满足选择性要求。

Ⅲ段：一般按照线路允许最大负荷电流或线路所带全部变压器满负荷电流整定。时间上需要与下一级线路保护或110kV变压器的后备保护配合，以满足选择性要求。

（4）零序电流保护定值选择

Ⅰ段：终端线路带单台变——按照不伸出变压器的高压圈整定。

其它情况—按照保护本线路全长的80%整定（T接线路取最短分支）；

时间为0秒。

Ⅱ段：一般按照保护线路全长整定，时间0.3～0.6；整定时要考虑在电流和时间上与下一级线路保护配合，以满足选择性要求。

Ⅲ段：一般按照躲过线路所带的变压器中压侧短路时的最大不平衡电流整定。时间比Ⅱ段大一个级差，并且需要与下一级线路保护配合，以满足选择性要求。

规程规定：Ⅲ段为线路零序电流保护最末段时，定值的一次值应＜300A。

Ⅳ段—按照定值的一次值＜300A并且电流值小于Ⅲ段，时间值比Ⅲ段大一个级差整定。

3 保护运行管理的原则性规定和运行注意事项

3.1 变电站值班员对保护装置的运行管理职责

按照“河北南网保护运行管理规程”规定，变电站值班人员对保护装置具有如下的运行管理职责：

（1）根据调度命令及有关规程对保护装置进行投入、退出、改变使用方式等相应的操作。

（2）在保护装置新投入或定值变更时，负责用装置实际整定值与调度值班人员核对保护装置的整定值及有关注意事项。

（3）在保护装置及二次回路工作前，必须审查继电保护人员的工作票和安全措施，凡可能引起保护误动的工作，运行人员必须采取有效措施防止保护误动。

（4）在保护装置及二次回路工作完毕后，运行人员负责验收，核对拆动的接线、元件及标志是否恢复正常、压板位置是否正确、继电保护记录簿填写是否清楚等。

（5）掌握保护装置的性能、特点及相关操作，能够监视和报告保护装置异常及动作情况。

（6）按照现场运行规程及其它有关规定的要求，对本站保护装置进行定期巡视、检测、对试、或按规定更改定值；监视交流电压回路，使保护装置在任何时候不失去电压；按照保护装置整定值的要求，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。

发现可能使保护装置误动的异常情况时，应及时向相应的调度机构汇报，并与保护部门联系。紧急情况下，可先行将保护装置退出（断开压板），事后立即汇报。发现保护装置及二次回路存在缺陷及不正常情况时，应作出记录，及时通知并督促有关部门处理。

（7）保护装置动作后，应详细记录各种信号，收集微机保护动作报告及故障录波报告。将保护装置动作情况立即向相应调度值班人员汇报。

（8）负责对保护装置使用的直流熔断器进行监视、更换，保证熔断器使用的正确性。

3.2 保护运行管理的原则性规定

（1）任何一次设备都不允许无保护运行；变压器、母线差动保护装置发“差流越限”或“CT断线”信号时，应立即停用保护；保护装置发“装置故障”信号或运行（OP）灯熄灭时，应立即停用保护。

（2）变压器保护运行管理

当变压器正常运行时，变压器本体重瓦斯及有载重瓦斯投跳闸；本体轻瓦斯投信号，压力释放投信号，风冷全停保护投信号。

主变中性点接地运行时，变压器的间隙保护必须退出；主变中性点不接地运行时，变压器的间隙保护应投入跳闸。

对两台变压器的变电站，当出现以下情况时，退出相应变压器相应侧过流跳母联压板：

①其中一台变停运、备用或检修，而中压侧或低压侧一段母线由母联开关供电时。

②其中一台变的中压或低压主进开关停运，而中压侧或低压侧一段母线由母联开关供电时。

变压器纵差、重瓦斯两种主保护，可单独停运其中之一种保护半小时；变压器的高压侧和中低压侧后备保护中，可单独停运高压侧或中低压侧后备保护1小时，超时必须经总工批准。

（3）线路保护运行管理

110kV线路保护中零序保护投入运行时，距离保护可临时停运，时间不得超过半小时。

35KV及以下等级带重要用户的线路保护在发生故障时，若天气晴好，可临时停运不超过半小时，但值班调度员应通过改变运行方式尽量缩小越级跳闸的停电范围。

PT二次交流电压断线故障时，距离保护、备用电源自投装置和其它可能因失压引起误动的保护装置应退出运行。

（4）备自投运行管理

在出现下列情况之一时，退出备自投装置：

①备自投装置故障

②备用开关机构本身故障

③母线电压或线路抽取电压异常

④运行方式变更使备自投失去意义

3.3 保护运行注意事项

（1）保护装置的投入、退出等操作均需得到相应调度值班人员的指令或许可（当装置本身有故障或有误动危险时除外，但退出后应及时向相应调度部门的调度值班人员汇报），由运行值班人员进行操作。

如保护装置的某些投运方式仅由所在厂、站的运行方式决定时，其投、停方式规定应纳入现场运行规程，不必由调度下令。

（2）保护压板既有“投入”压板又有“出口”压板时，投入保护必须同时投入“投入”压板和“出口”压板；退出压板时可以只退出出口压板。

（3）运行值班员需要了解每个保护压板的意义和作用，才能正确地进行保护的投退。在掌握保护的基本原理和保护基本配置原则的基础上，可以通过阅读保护装置说明书、查阅二次图纸、学习变电站运行规程、阅读和理解保护定值单等方式加强对保护压板的认识和理解。对于含义不清楚的保护压板，运行人员可以向修试或调度保护人员询问，发现压板名称与实际作用不对应时可以作为保护缺陷上报并要求改正。

（4）主变后备保护跳中低压侧母联的压板在主变没有工作时应该在投入位置。保护安全检查时发现许多站在退出位置，其实是不合适的。一些值班员认为母联在备用位置开关已经跳开，不必投入。但是要考虑一旦备投动作后或方式变化后压板可能来不及或忽略了投入，对电网运行产生隐患。因此除母联或主变保护检修外，该压板应当一直在投入位置，可以有效减少误操作带来的不利影响。

（5）主变间隙保护的投退必须与主变接地方式相适应。主变接地运行时如果间隙保护误投，在远端接地故障时极有可能造成主变误跳闸。

（6）母联充电保护只在向新投或检修后设备充电时使用，正常方式时必须退出，否则极易造成误动。

（7）微机型保护装置投运前应核对时间。断电后装置时钟不能继续运行的保护装置，恢复运行时也应核对时间。

对微机保护装置应进行采样值检查和时钟校对，检查周期不得超过一个月。

4 保护动作报告的搜集和动作正确性分析判断

4.1 保护动作信息的收集和汇报

当系统发生故障或异常时，保护和故障录波的动作信息与记录数据是运行人员查找故障设备、调度员指挥事故处理的重要依据。信息和数据收集是否齐全、解读和汇报是否准确及时是影响事故处理的质量和速度的关键因素。因此，当变电站发生保护动作时，运行值班员应做好详细记录，并及时汇报给相应的调度值班员，记录和汇报内容包括：

跳闸开关的双重编号、跳闸时间。

动作的保护及自动装置名称、保护的出口和启动信号。

本站故障录波器是否动作、动作的录波器编号。

电网中电压、电流、频率等变化情况。

汇报结束后，变电站值班员应立即打印保护动作报告和录波器动作报告，并将报告记录的动作信息汇报相应的调度值班员。动作信息包括：

XX保护装置的XX保护在XX时间动作；

XX保护装置的重合闸在XX时间动作；

XX保护装置记录的故障相、故障持续时间、故障电流值和测距；

XX录波器记录的故障相、故障持续时间、故障电流值和测距；

XX录波器记录的XX开关变位和XX保护动作开关量变位起始和持续时间。

4.2 保护和录波动作报告的提取和解读

保护和录波器一般都设定为自动打印报告。因此，当它们动作时，除非发生卡纸、缺纸、打印机电源或连接线障碍，都会在动作后自动打印完整的动作报告。

保护动作报告一般以英文或汉语拼音字头形式表述动作信息：如“Trip Phase”表示“跳闸相”，“CH Time”表示“重合时间”，“GBI0CK”表示“高（频）闭（锁）零序出口”，“1ZKXJCK”表示“一段阻抗相近出口”等等。解读这些信息的钥匙在厂家的使用说明书。在省局“保护运行管理规程”的附录中有11/15型、LFP-901型、CSL-100型微机保护的面板显示信息释义、保护报告信息的含义，可以参考；有些变电站的运行规程中对于如何打印和解读保护信息也进行了摘录，需要大家在平时注意学习和积累。

故障录波报告一般以汉字形式表述动作信息，解读更加直观。但是由于故障录波器记录的信息量大，在系统故障和恢复过程中有可能多次启动，因此录波报告的手动打印比较繁琐。当需要手动打印报告时，首先需要根据故障时间选择正确的报告文件或文件组。目前的录波器一般都以动作时间作为文件或文件组名称，值班员根据开关实际跳闸时间很容易就会找到。其次，根据开关动作情况从文件组中筛选故障设备的记录。有些故障录波器的动作报告按照插件编号形成录波文件，因此需要值班员按照定值单先查到跳闸开关的电流、电压、开关量接入的插件编号，才能找到对应的文件名称。

当线路开关跳闸时，需要打印本线路的IA、IB、IC、3I0,本线路所在母线的UA、UB、UC、3U0,本线路开关的开关位置开关量，以及本线路所有保护装置的开关量。

当变压器跳闸时，需要打印本变压器三侧或高中压两侧开关的IA、IB、IC、3I0,本变压器三侧或高中压两侧开关所在母线的UA、UB、UC、3U0,本变压器三侧或高中压两侧开关的开关位置开关量，本变压器所有保护装置的开关量。