运行维护 变压器后备保护与线路保护定值配合问题分析 李煜亮，章程， 黄阳岗，龙成成 ４１００００） （长沙供电公司， 长沙［摘要］ 基于电力系统中一起主变后备保护与线路保护定值配合存在问题导致的主变后备保护误动作事件，讨论主变 后备保护与线路保护的整定值配合关系及整定值的取舍问题，为电力系统定值整定提供符合现场实际的建议 和参考依据。 关键词 变压器后备保护线路保护定值配合 中图分类号ＴＭ７７ 绍保护动作情况及原因，并提出相应的解决方案和建议。 ０引言 继电保护应满足可靠性、速动性、选择性和灵敏性要 求口］，但在保护整定计算中，可能会遇到由于电网运行方 式等原因造成的选择型、灵敏性、速动性难以同时兼顾情 况。如何处理各级保护整定值的配合关系，对保护整定值 进行优化改进，避免保护越级动作，是现场必须解决的问 １案例概况 故障前，１１０ｋＶ仁寿变电站＃１主变供３５ｋＶ Ｉ母、 １０ｋＶ Ｉ母，其中３５ｋＶ Ｉ母连接仁大线４０２、仁坝线４０４间 隔运行；３５ｋＶ坝塘变由仁坝线主供，坝南线作为坝塘变 题。本文通过分析１１０ｋＶ变电站主变后备保护与出线线路 保护在选择性、灵敏性、速动性不能同时兼顾的问题，介 涌泉山 仁寿 备供电源，备自投退出；３５ｋＶ南田坪变由坝南线主供， 花南线备供（花明楼变重载），备自投投入。变电站运行方 式如图１所示。 坝塘 南田坪 花明楼 图１ 变电站运行方式接线图 某日１５时，仁寿变＃１主变４１０断路器分闸，３５ｋＶ 坝塘变、大成桥变失压，３５ｋＶ南田坪变备自投动作。 限时速断保护动作跳闸，未能由４０４线路保护切除故障， 扩大了停电范围。 ２事故过程分析 当日ｌ５时（）（］分４５秒，仁坝线４０４线路＃０１７杆ＡＢ 两相瓷瓶遭受雷击，故障电流为２ ２３０．８Ａ（折算到４０４二 ３原因分析 从故障动作行为可看出，仁寿变＃１主变中』丘侧限时 速断保护与仁坝线４０４线路保护问存在失配问题。 次侧为２７．８８５Ａ，主变中压侧二次侧为１８．５９Ａ），大于 ＃ｌ主变中压侧限时速断保护定值（１ ６９２Ａ，二次值为 １４．１Ａ），小于仁坝线４０４过流Ｉ段定值（２ ５６０Ａ，二次值 （１）依据整定计算原则，仁寿变＃１主变中压侧限时速 断保护按最小方式下３５ｋＶ母线故障有灵敏度（两相短路） 整定，计算取值１ ６９２Ａ（一次值），时限上规程要求不超过 ０．６ｓ，计算取值０．５ｓ。 （２）仁坝线４０４过流Ｉ段保护，按躲最大方式下线路末 端最大短路电流（三相短路）整定，防止深入３５ｋＶ坝塘变 主变，由于最大方式下仁坝线线路末端三相最大短路电流 大于仁寿变最小方式下３５ｋＶ母线两相短路电流，故计算 为３２Ａ），大于仁坝线４０４过流ＩＩ段定值（１ ０４０Ａ，二次值 为１３Ａ，时限０．９ｓ）。经０．５ｓ延时，＃１主变中压侧限时 速断保护动作，跳开主变中压侧４１０断路器，仁坝线４０４ 过流ＩＩ段启动后因延时未到而返回。跳闸直接原因为仁坝 线线路故障，保护动作符合装置设定逻辑，保护动作正 确。但在４０４线路雷击故障时，故障电流正好处于仁坝线 过流Ｉ段、ＩＩ段间，大于４１０限时速断定值，而４１０限时 取值２ ５６０Ａ（一次值），时限０ｓ。这导致仁寿变＃１主变中 压侧限时速断保护电流定值与仁坝线４０４线路过流Ｉ段保 护电流定值无法满足１．１倍配合关系，电流存在失配。 速断保护延时小于４０４线路过流ＩＩ段延时，故由主变４１０ 收稿日期：２０１７ Ｏ２—２８ 作者简介：李煜亮（１９８８一），工程师，从事电力－：－￣ｋ检修维护工作。 ７８ ｌ ＷＷＷ．ｃｈｉｎａｅｔ ｎｅｔ ｌ中国电工网 （３）仁坝线４０４过流ＩＩ段保护，作为坝南线后备保 护，按对坝南线线路末端故障有足够灵敏度来整定，时限 上与坝南线过流ＩＩ段０．６ｓ配合，以防止保护范围交叉， 造成保护误动，故仁坝线４０４过流ＩＩ段定值取１ ０４０Ａ（一 次值），时限０．９ｓ。这导致仁坝线４０４过流ＩＩ段与仁寿变 ＃１主变中压侧限时速断在时限上无法配合。 在上述整定原则下，仁寿变＃１主变中压侧限时速断 保护定值与４０４线路过流保护定值失配。 ４改进措施 针对仁寿变＃１主变中压侧限时速断保护定值与４０４ 线路过流保护定值失配问题，结合系统运行条件来解决。 （１）降低仁坝线４０４过流Ｉ段保护电流定值，调至仁寿 变＃１主变中压侧限时速断保护定值的０．９倍。该方案 中，仁坝线４０４过流Ｉ段电流定值调低后，保护范围将覆 盖３５ｋＶ坝塘变主变及坝南线全长，此时若３５ｋＶ坝塘主 变及坝南线任何地点故障，则仁坝线可能先于坝南线保护 动作，并重合不成功，仁坝线与３５ｋＶ坝塘变保护及坝南 线保护都将失去配合，３５ｋＶ坝塘变保护和坝南线保护基 本形同虚设。 （２）降低仁坝线４０４过流Ｉ段电流定值，同时与坝南线 过流Ｉ段在时间上进行配合，带０．２ｓ延时。该方案中，仁 坝线任何故障均不能瞬时切除；若在坝南线靠线路末端出 现故障，则仁坝线仍可能先于坝南线保护动作，并重合不 成功，保护依然失去配合。 （３）缩短仁坝线４０４过流ＩＩ段保护时限，与仁寿变＃１ 主变中压侧限时速断保护时限配合，时限０．２～０．３ｓ。仁 坝线过流ＩＩ段作为坝南线的后备保护，必须对坝南线线末 有灵敏度，因此该方案使坝南线与仁坝线过流ＩＩ段保护区 重合，时限失配，坝南线线路末端故障时，仁坝线过流ＩＩ 段保护可能先动作。 （４）抬高仁寿变＃１主变中压侧限时速断保护电流定 值。但是该保护失去了对仁寿变３５ｋＶ母线侧短路故障的 灵敏性，当仁寿变３５ｋＶ母线侧故障时可能会拒动，只能 由仁寿变３５ｋＶ中后备复压过流延时２ｓ切除故障，设备承 受短路电流的时间将增加。 （５）延长仁寿变＃１主变中压侧限时速断保护动作时限 （延至１．２ｓ），与仁坝线４０４过流ＩＩ段保护时限相配合，或 直接退出中压侧限时速断保护。该方案中，增加延时与规 程要求（不超过０．６ｓ）不符，且仁寿变３５ｋＶ母线故障时只 能由较长延时（１．２ｓ）切除故障；若完全退出＃１主变中压 侧限时速断保护，则３５ｋＶ母线故障只能由仁寿变中后备 复压过流延时２ｓ切除，设备承受短路电流的时间将大幅 增加。 综上所述，方案对比结果见表１。若需将失配点影响 范围压缩在最小区域内，则建议采用方案（３）对定值进行 调整；若考虑到线路故障概率高于变电站内母线，以牺牲 小概率的保护速动性降低大概率的保护失配带来的危害， 运行维护 则建议采用方案（４）或方案（５）对定值进行优化。 表１方案比较 ５结束语 主变后备保护作为变压器、母线及出线的后备保护， 在整定计算时要考虑与出线保护的配合，避免扩大停电范 围，同时要保证在主变、母线及出线等设备故障时能可靠 动作。上、下级线路保护也需考虑保护间的配合。在整定 保护定值时，尽量兼顾速动性、灵敏性与选择性，若存在 矛盾则尽量先考虑调整运行方式来解决问题。若实际整定 计算中仍无法兼顾速动性、选择性与灵敏性，则应按“宁 误动不拒动”、“保主设备”、“故障发生概率大小”的 原则，依次考虑灵敏性、选择性、速动性，以保证保护装 置能可靠动作的同时，尽量降低事故影响范围。 参考文献 ｌ－１］陈延枫．电力系统继电保护技术［Ｍ］．北京：中国电力出版 社，２０１１ ２０１７Ｉ ８（Ａ）期ｌ ７９
