继电保护技术_3_220kV母线保护原理及整定计算方法_曾次玲.pdf

大众用电201111栏目编辑/梁学造42继电保护技术（3）湖南省电力公司调度通信局曾次玲汤吉鸿于雅玲220kV 母线保护原理及整定计算方法Experts Platform专 家 讲 堂1984年第一台微机线路保护在我国投入运行以来，经过20多年的发展，国产微机保护在原理、性能和主要技术指标、制造工艺等方面均已达到国际先进水平。然而，因“四统一”保护只对保护装置的的技术标准、原理接线、符号和端子排的布置进行了规范，其后续发展过程中不同厂家保护装置在输入输出量、压板、端子、报告和定值等方面不统一、不规范的问题日渐凸现，给继电保护运行、维护和管理等带来了较大的困难。鉴于这些问题，2007年国家电网公司组织有关电力公司和国内四大继电保护厂家（南瑞继保、北京四方、南自、许继）人员对微机型保护装置的技术原则、保护配置原则以及相关二次回路等的标准化设计进行了规范，业内称为“六统一”，即功能配置统一；回路设计统一；端子排布置统一；接口标准统一；屏柜压板统一；保护定值、报告格式统一。并于2007年10月和2008年2月相继发布了 线路保护及辅助装置标准化设计规范和变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范，下面简称“新企标”。新企标发布以来，我们结合湖南电网继电保护的实际情况，对新、改、扩建工程中如何执行新企标的问题进行了大量的分析和讨论，制定了相应的实施办法。从2009年开始，按照新企标要求设计生产的“六统一”保护开始进入湖南200kV及以上电网运行。截至2008年底，湖南电网220kV及以上电网继电保护装置中线路保护基本实现了微机化、双重化配置，元件保护的微机化率也达到了90%以上，且80%以上的微机母线保护均是2006年至2008年期间更换的。按照微机保护的12年使用年限计算，这就意味着在今后相当长的时期内非“六统一”的微机母线保护与“六统一”的微机母线保护会同时存在，这势必给断电保护运行维护、定值计算带来较大的困难。下面从母线保护的基本原理入手，比较分析非“六统一”微机母线保护和“六统一”保护在基本原理、功能配置、设计运行及定值整定等方面存在的差异，以供交流。1母线保护的基本原理微机母线保护装置一般设有母线差动保护、母联死区保护、母联失灵保护以及断路器失灵保护等功能，在这一点上非“六统一”微机母线保护与“六统一”保护是一致的。而且在这些保护的基本原理方面也没有什么大的改变，主要是在功能方面增加了以往非“六统一”微机母线保护忽略了的一点，即“母线保护应能自动识别母联（分段）的充电状态，合闸于死区故障时，应瞬时跳母联（分段），不应误切运行母线”。1.1母线差动保护原理母线差动保护一般由启动元件、差动元件、抗饱和元件等构成。启动元件一般有和电流突变量启动元件、差电流启动、工频变化量突变量启动等。母线差动保护的动作原理是建立在基尔霍夫电流定律的基础之上的。把母线视为一个节点，在正常运行和外部故障时流入母线电流之和为零，而内部短路时为总短路电流。这是理想的情况，实际中因电流互感器有误差，在外部短路时存在不平衡电流，所以差动保护的启动电流必须躲过最大不平衡电流才能保证选择性。差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。大差是指除母联和分段开关外所有支路电流构成的差动回路。小差是指该段母线上所连接的所有支路（包括母联和分段开关）电流所构成的差动回路。大差作为小差的起动元件，用以区分母线区内外故障，小差为故障母线的选择元件。现有微机母差保护均采用比率制动电流差动算法，其动作方程为：启动元件：IdIdd动作元件：Id-KIf0其中：Id=ni=1IiIf=ni=1Ii式中Id为某一时刻差动电流瞬时值，If为同一时刻制动电流瞬时值，K为比例制动系数，Idd为差动电流整定门坎。如果大差和某段小差都满足上式的动作方程，判为母线内部故障，母线保护动作，跳开故障母线上的所有断路器。当某个元件在倒闸过程中2条母线经刀闸双跨或投入“倒闸过程中”压板时，双母线按单母方式运行，此时不再进行故障母线的选择，如果母线发生故障，则将2条母线同时切除。母差保护在动作于故障母线跳闸时必须经相应的母线电压闭锁元件闭锁。大众用电201111栏目编辑/梁学造43专 家 讲 堂Experts Platform1.2母联失灵及母联死区保护当保护向母联发跳令后，经整定延时母联电流仍然大于母联分段失灵电流定值时，母联失灵保护分别经相应母线电压闭锁后切除相应母线上所有连接元件,母联失灵保护由母差保护启动，也可通过外部充电保护启动。“外部启动母联失灵”开入若保持10s不返回，装置报“外部启动母联失灵长期启动”，同时退出该启动功能。若母联开关和母联TA之间发生故障，断路器侧母线跳开后故障仍然存在，正好处于TA侧母线小差的死区，为提高保护动作速度，专设了母联死区保护。装置的母联死区保护在差动保护发母线跳令后，母联开关已跳开而母联TA仍有电流，且大差比率差动元件及断路器侧小差比率差动元件不返回的情况下，经动作延时150ms跳开另一条母线。为防止母联在跳位时发生死区故障将母线全切除，当2条母线处于运行状态、母联分列运行压板投入且母联在跳位时母联电流不计入小差母联，TWJ为三相常开接点（母联开关处跳闸位置时接点闭合）串联。分段（母联）TA电流不计入差动保护的情况，简称为“封TA”。1.3断路器失灵保护断路器失灵保护由各连接元件保护装置提供的保护跳闸接点启动。对于线路间隔，当失灵保护检测到分相跳闸接点动作时，若该支路的对应相电流大于有流定值门槛（0.04In），且零序电流大于零序电流定值（或负序电流大于负序电流定值），则经过失灵保护电压闭锁启动失灵保护；当失灵保护检测到三相跳闸接点均动作时，若三相电流均大于三相失灵相电流定值且任一相电流工频变化量动作，则经过失灵保护电压闭锁启动失灵保护。对于主变间隔，当失灵保护检测到失灵启动接点动作时，若该支路的任一相电流大于三相失灵相电流定值，或零序电流大于零序电流定值（或负序电流大于负序电流定值），则经过失灵保护电压闭锁启动失灵保护。母差保护动作后启动主变断路器失灵功能，采取内部逻辑实现，在母差保护动作跳开主变所在支路同时，启动该支路的断路器失灵保护。失灵保护电压闭锁判据为：UUsl；3U0U0sl；U2U2sl。其中U为相电压，3U0为三倍零序电压，U2为负序相电压，Usl为相电压闭锁定值，U0sl和U2sl分别为零序、负序电压闭锁定值。以上3个判据任一动作时，电压闭锁元件开放。装置另设“主变解除失灵电压闭锁”与“线路解除失灵电压闭锁”开入。其中“主变解除失灵电压闭锁”为防止主变低压侧故障高压侧开关失灵时，高压侧母线的电压闭锁灵敏度有可能不够的情况，这种情况下可同时将主变另一付跳闸接点接至对应的“主变解除失灵电压闭锁”开入，该接点动作时允许解除电压闭锁。“线路解除失灵电压闭锁”开入则是为防止长距离输电线路发生远端故障时电压灵敏度不够的情况。这种情况下可将线路保护的另一付跳闸接点接至“线路解除失灵电压闭锁”开入，该接点动作时允许解除电压闭锁。失灵保护还为各主变支路提供了联跳主变其他各侧开关的功能。主变开关失灵情况下在跳开主变支路所在母线的同时，联跳主变其他侧开关。2微机母线保护的整定计算原则与方法在继电保护定值整定方面，“六统一”保护因更加规范的功能配置和设计，在定值单方面也规定了标准格式，与非“六统一”保护相比，其定值单更加简洁、合理。最关键的是各厂家的定值单格式是一致的，定值项、定值名称也都是一样的，虽然有些定值项的含义稍微有点不同，整定原则和方法上面会有些差异，但相比非“六统一”的保护来说，其整定工作的难度已大大降低。2.1母差保护的整定原则与方法差动保护应保证在全电网最小运行方式下，考虑该母线出线N-1或N-2轮断，取被保护母线2相短路故障的短路电流效验灵敏度，要求灵敏度大于1.5，并尽可能躲过母线出线的最大负荷电流。母线充电保护正常不投入，投入时闭锁母差，整定值根据具体运行方式确定。有些地方投入时是不闭锁母差的，已有相关文献对充电时可不闭锁母差这一观点进行了论证。对于非“六统一”的保护，其差动保护的电压闭锁按满足母线在各种故障条件下的灵敏度来整定，“六统一”母差保护中电压闭锁定值是不需要整定的，均已在保护装置中固定，低电压取70%额定相电压，零序电压3U0固定取6V，负序电压闭锁定值U2（相电压）固定取4V。TA断线告警定值和TA断线闭锁定值按正常运行时流过母线保护的最大不平衡电流整定，一般分别按0.05倍和0.1倍的二次额定电流整定。母联失灵电流定值的整定，原则上是按母线故障时流过母联或分段的最小故障电流来整定，应考虑母差动作后系统变化对流经母联或分段断路器的故障电流影响。工程实际一般可按一次值300A整定。母联分段失灵时间定值，应大于母联或分段开关的最大跳闸灭弧时间。工程实际一般可整定为0.20.3s。2.2断路器失灵保护的整定原则与方法在失灵保护方面变化是比较大的，在新企标实施以前，湖南电网220kV失灵保护是单独组屏的，2套母线保护中的失灵保护是退出的。而新企标实施以后，失灵保护不再单独组屏，直接用2母线保护中的失灵保护，失灵电大众用电201111栏目编辑/梁学造44Experts Platform专 家 讲 堂流判据在母线保护中实现。目前湖南电网的实际做法是新站按新企标的做法，老站仍配单独的失灵保护，且失灵电流判据在各间隔（线路和变压器）的断路器保护中实现，失灵保护中的电流判据实际上是不用的，所以整定时要特别注意结合工程的实际情况。对失灵相电流的整定：非“六统一”的保护中每个间隔的失灵电流是分开整定的，而“六统一”的保护中所有间隔的失灵电流是共用的。对前者整定的时候应根据每个间隔的实际情况整定，线路及主变支路的断路器失灵保护在电网小方式运行情况下，考虑220kV母线的其余出线N-1轮断，取被保护的线路末端或被保护的主变低压侧的最小单相接地故障相电流，校验灵敏度，要求灵敏度大于1.3，并尽可能的躲过正常运行时的负荷电流。对后者的整定需兼顾各间隔，保证各间隔均有灵敏度整定，结合工程实际来说，应各厂家的失灵启动判断逻辑稍有不同，整定的时候应注意以下3个方面：（1）RCS-915GA、SGB750、CSC-150中线路单元三相失灵和主变单元三相失灵共用此定值，应保证母线上漏抗最大变压器低压侧和使用三相联动开关的线路末端三相短路故障时有1.3倍的灵敏度，并尽可能躲过所有变压器支路最大负荷电流。系统变电站定值可取1.1倍变压器高压侧额定电流，此定值一般都能保证变压器故障低压侧三相故障有灵敏度，若灵敏度不足则按灵敏度整定。（2）BP-2CS中只有主变单元三相失灵使用此定值，定值一般可取母线上容量最大的变压器1.1倍额定电流，按母线上漏抗最大的变压器发生低压侧三相短路校核灵敏度，灵敏度不足1.3时按灵敏度整定。（3）WMH-800A-B6R1中只有主变单元三相失灵使用此定值，且使用了低功率因数判据，故此定值可以完全按1.1倍变压器额定电流整定，灵敏度不足时由低功率因数判据去启动失灵。失灵保护电压闭锁按满足引出线在各种故障条件下的灵敏度来整定。失灵跳母联延时和失灵跳母线延时取相同值，一般取0.3s。这一点与湖南电网以往的做法是不同，以往是0.3s先跳母联，0.5s后再跳母线。2.3整定注意事项母差保护整定计算应注意以下几方面：保护版本，基准变比的选取，TA变比、通道系数的整定，压板、控制字的整定，电压闭锁、接线方式、级差等的整定。（1）确定保护版本。微机母线保护目前正处于“六统一”保护与非“六统一”保护共用的过渡阶段，版本较多。不同的工程可能对保护提出一些特殊的要求，目前，湖南电网的基本情况是：对新建变电站从回路设计、功能配置等方面均采用新企标的规范，保护装置采用均是标准的“六统一”保护；而对老变电站，单独更换母线保护装置的情况时，回路设计一般沿用老的设计做法，而保护装置则采用“六统一”保护；还有一种情况就是回路设计和保护装置均是老的。（2）定值折算与基准变比选取的问题。一般来说，所有母差保护的差动定值均必须按基准变比折算，但与母联相关的电流定值，如母联失灵电流、母联充电、母联过流等定值的折算，对非“六统一”的保护，不同型号的保护有不同的规定：RCS-915、BP-2B、WMH-800、SGB750中要求所有电流定值均按基准变比折算；WMZ-41、CSC-150的母联失灵定值、母联充电等定值按实际变比折算。在“六统一”保护中所有电流定值均要按基准变比折算。基准变比的选取也各不相同。RCS-915中选取与母线相连，TA变比为基准变比用得最多；而WMZ-41、WMH-800、BP-2B、CSC-150、SGB750中一般选取最大的TA变比为基准变比。但为保证精度，一般均要求基准变比与最大或最小TA变比之比不要超过4倍，如果出现倍数相差太大的情况，SGB750、CSC-150和RCS-915也可以取别的变比作基准变比。（3）TA变比、通道系数整定。所有母差保护中，基准变比的通道系数均为1。通道系数有的母差不需要整定，内部根据实际的TA变比自动折算。值得注意的是，未用元件（备用间隔）TA的整定差别较大，WMH-800的2.1版本、CSC-150和RCS-915系列说明书中均已明确说明，未用间隔的TA一次额定值设为0；WMH-800的2.0及以下版本却不能整定为0，只能整定为最小值；而WMZ-41B中却规定未用TA通道系数设为1；SGB750未用TA的一次电流置0。（4）压板、控制字的整定。WMZ-41系列、RCS-915系列、WMH-800系列、SGB750母差中的母联失灵保护包含在差动保护里面，没有单独的控制字和或压板投退，BP-2B母差中母联失灵保护有单独的控制字和压板投退，整定时要注意区分。特别值得注意的是，控制字与压板的关系问题，有些保护如BP-2系列中母线互联控制字和保护屏上互联压板的关系是并联（或）的关系，任一投入都会使母差进入互联状态。而RCS-915系列中压板与控制字一般都是串联（与）的关系，只有两者均投入的情况下，才能起作用。（5）电压闭锁元件。新企标实施前，湖南电网220kV电网母线保护要求复合电压闭锁装置必须串接在出口回路，所以在非“六统一”的RCS-915母线保护上都配有专门的电压闭锁装置RCS-918A，而不是采用RCS-915母线保护中带的电压闭锁（逻辑上的），又因母线保护中的电压闭锁没有有效的方法退出，造成2套定值都必须要整定一致。这种做法实际上带来了很多不便，使现场二次回路的接线也更为复杂。WMZ-41、WMH-800、BP-2B和大众用电201111图1绝缘介质在交流电压作用下的电路图和相量图（a）等值电路图（b）相量图IIRICIICIRRCUU电力电缆试验技术（3）长沙电力职业技术学院李高明岳阳电业局电力修试所张超电缆介质损耗角正切值测试45栏目编辑/梁学造专 家 讲 堂Experts Platform1试验的原理和意义介质损耗角正切值是电力电缆绝缘预防性试验中应用较多且较为有效的一种绝缘性能试验，介质损耗角正切（tan）值是绝缘材料绝缘特性的重要指标之一。通常将绝缘介质看成一个等值电阻R和一个等值电容C并联组成的电路，图1为绝缘介质在交流电压作用下绝缘的等值电路和相量图。流过绝缘介质的电流由2部分组成，即流过R的有功电流IR和流过C的电容电流（无功电流）IC。IR流过R产生的功率代表全部的介质损耗，IR越大介质损耗越大，由相量图可知IR的大小与I和IC之间的夹角成正比，故称为介质损耗角。介质损耗P与介质损失角之间的关系为：P=UIR=UICtan=U2Ctan式中：P绝缘介质中的介质损耗，W；U被试品上的交流电压有效值，V；电源角频率。tan为介质损耗角的正切（或称介质损耗因数），通过测量tan的值就可以反映出绝缘介质损耗的大小；良好绝缘的tan不随电压的升高而明显增加，若绝缘内部有缺陷，特别是存在气隙，则tan将随电压的升高呈现明SGB750的电压闭锁元件是独立的，可以串接在出口回路中，电压定值和母差定值在一张定值清单上。新企标实施后，已在母线保护上取消了RCS-918A装置。整定电压定值要分清是相电压还是线电压，除了非“六统一”的BP-2B中的低电压采用的是线电压外，其他类型的母差保护均采用相电压。另外，对负序电压，目前大多数微机保护采用U2，一般整定4V左右。但非“六统一”的WMH-800母线保护中的负序电压是3倍的U2，计算时要注意乘以3。（6）接线方式方面。目前，湖南电网500kV变电站的220kV母线均为双母分段的接线方式。采用的主要针对双母单分段的主接线形式，RCS-915系列母差保护中，母线1编号和母线3编号分别是分段后左边的短母线和右边的短母线的编号，母线2编号是长母线的编号。非“六统一”的RCS-915母线保护中配的电压闭锁装置RCS-918A中有“投一母运行”、“投二母运行”2个控制字。一般双母线接线，这2个控制字必须投入，对双母单分段的接线方式一定要注意查看图纸中第三段母线的接线，再决定是投入“投三母运行”还是“投四母运行”。（7）级差问题。整定时一定要注意定值的级差，有的是0.1，有的是0.01，等等，避免现场整定时取不到相应的定值。3结束语随着新型互感器技术、智能开关技术和网络通信技术的发展，以一次设备智能化、二次设备网络化为主要特征的基于IEC61850的数字化变电站技术成为目前研究热点之一。虽然目前智能变电站已进入推广阶段，但母线保护一般仍采用的是集中式的方案，集中式母线保护在母线上连接元件较多时，二次回路接线十分复杂，容易误动作，给现场运行、维护带来很多困难。而分布式母线保护面向间隔，具有分散处理能力，可以克服传统集中式母线保护的缺点，因此分布式母线保护将是母线保护今后发展的主要方向。