近年，广西贺州电网迅速发展，日益扩大，现贺州电网有110kV变电站8座，总容量为580.5MVA；水电厂5座，装机容量为295.5MW；火电厂1座，装机容量为50MW；110kV输电线路21条，约882.6公里；按计划工程，今年年底至明年将有一座110kV开关站、一座110kV变电站和多条110kV线路投产。由单回线、双回线、长线、短线构成的复杂环网,使整定计算的配合越来越困难。目前,贺州电网三段式相间距离、接地距离保护,四段式零序电流保护,均严格按照逐级配合的原则整定。由于电网结构复杂，多处出现长线与短线难以配合的问题,造成保护定值之间失去配合,很难避免不会出现越级跳闸现象发生,同时由于电网运行方式的多变,在一定程度上也造成了保护整定配合的困难,造成保护整定计算工作量大而很难适应运行方式的需要。

据统计，广西贺州电网110kV线路保护装置均实现了微机化，随着继电保护技术的进步，微机保护装置硬件结构和软件开发都已达到较高的水平，装置性能稳定，技术指标先进、功能齐全，自检功能强、可靠性高、调试维护方便，多年来的运行实践证明正确动作率很高。目前电网内的110kV线路保护装置均配置为三段式相间距离保护、三段式接地距离保护和四段式零序电流保护，由于实现了微机化，动作时限按0.3秒级差调整，但电网内长线与短线配合的地方很多，按规程规定：相间距离II段、接地距离II段的阻抗定值对本线路末端相间金属性故障的灵敏系数应满足如下要求：

①对50km以上的线路不小于1.3；

②对20～50km的线路不小于1.4；

③对20km以下的线路不小于1.5。

因此，在进行保护整定计算时，当出现长线距离II段与相邻短线距离II段配合时所得的阻抗值无法满足灵敏系数要求时，均按满足最小灵敏系数要求来确定长线的距离II段阻抗定值，但这样的结果就是长线的距离II段阻抗定值已跨越相邻短线距离II段的保护范围，伸入相邻短线距离III段的保护范围，而动作时限却无法与相邻短线距离III段的动作时限配合，当线路无快速保护切除故障时，失配装置有可能越级跳闸，扩大事故范围的风险。

基于上述所存在的问题，为确保电网的安全可靠运行，使电网的保护配置更合理、更全面，对于一些较短的线路加装能反应各种类型短路故障的纵差保护作为主保护，以达到瞬时切除全线故障，而三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、四段式零序电流保护均可作为该线的辅助保护，具备这样的保护配置后，会给继电保护整定配合带来很大的好处，同时会缩短保护动作的时间，给电网稳定运行创造有利的条件。
 

3   继电保护整定计算简化的探讨

如果在贺州电网110kV线路配置能反应各种故障类型的纵差保护作为线路的主保护，而距离保护及零序电流保护作为相邻线的后备保护来配置的话，由于不必再花太多的时间在后备段定值上进行配合，会大大加快继电保护的整定计算，减少整定计算的工作，缩短整定时间，不至于因定值问题影响新工程的投产及由于定值问题无法改变电网的运行方式。

随着电网的快速发展、日趋复杂、整定计算人员少的实际，为提高整定计算的工作效率，借鉴于一些兄弟单位在继电保护整定计算简化的一些经验，提出对贺州电网110kV线路的保护整定计算进行简化，具体如下：

①纵差保护整定：按躲线路正常运行时的最大不平衡电流整定，保证区内故障时具有不小于2.0的灵敏度。

②接地距离保护整定：

a、接地距离保护I段：按可靠躲过本线路对侧母线接地故障整定，可靠系数取0.7，动作时间0.0秒。

b、接地距离保护II段：当相邻线配有纵差保护时，与相邻线纵差保护配合，不与相邻线接地距离I段或II段配合，阻抗定值按本线末端发生金属性故障有足够灵敏度整定；动作时限按有关规程规定“接地保护的第二段动

作时间应比断路器拒动时的全部故障切除时间大0.25～0.3s”，接地距离II段动作时间可取1.0s。当相邻线无纵差保护时，与相邻线接地距离I、II段配合，动作时限按逐级配合的原则考虑。

c、按地距离保护III段：按躲过本线路最大负荷下的最小阻抗阻抗整定，并与相邻线接地距离II段或接地III段保护配合。如果不满足灵敏度要求，则按灵敏度整定。动作时限按配合关系整定。如果时限出现死循环，则可适当设置解列点，解列点尽可能避免变电站失压。

③相间距离保护：

a、相间距离保护I段：按可靠躲过本线路对侧母线相间故障整定，可靠系数取0.8，动作时间0.0秒。

b、相间距离保护II段：当相邻线配有纵差保护时，与相邻线纵差保护配合，并躲过相邻变压器中压侧母线故障，不与相邻线相间距离I段或II段配合，阻抗定值按本线末端发生金属性故障有足够灵敏度整定；动作时限按与全线速动纵差保护配合，取0.5s。当相邻线无纵差保护时，与相邻线相间距离I、II段配合，动作时限按逐级配合的原则考虑。

c、相间距离保护III段：按躲过本线路最大负荷下的最小阻抗阻抗整定，并与相邻线相间距离II段或相间III段保护配合。如果不满足灵敏度要求，则按灵敏度整定。动作时限按配合关系整定。由于相间距离III段一般不经振荡闭锁，时延应大于最长振荡周期，故最小可取1.8秒。如果时限出现死循环，则可适当设置解列点，解列点尽可能避免变电站失压。

④零序电流保护：

a、零序电流I段：按躲过本线路末端发生接地故障最大3I0整定，可靠系数取1.3，动作时限0s。因该段保护范围受系统运行方式影响较大，当线路长度小于15km且线路配有接地距离保护或纵差保护时，该段可以退出运行。

b、零序电流II段：与相邻线零序电流I段配合，电流定值对线路末端故障的灵敏系数不作规定。如果按此原则整定对本线出口处短路时无灵敏度或影响后一级线路配合，可与相邻线零序电流II段配合整定，动作时间按配合关系整定。

c、零序电流III段：按保本线路末端发生金属性接地故障时有规定的灵敏度整定，即对20km以下线路不小于1.5；20～50km线路不小于1.4；50km以上线路不小于1.3整定，并与相邻线的零序电流II、III段配合，动作时限按配合关系整定。

d、零序电流IV段(最末段)：

零序电流IV段为零序电流保护的最末段，为保证线路经大过渡电阻接地时，保护能可靠动作，电流定值按躲过本线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流考虑，并争取对相邻线末端发生金属性接地故障时灵敏系数不小于1.2，校核与相邻线路零序电流III段或IV段的配合情况，一般情况下该段电流值不应大于300A，动作时限按配合关系整定。如果时限出现死循环，则可适当设置解列点，解列点尽可能避免变电站失压。

⑤ 其它保护：

a、PT断线过电流保护：按躲线路最大负荷电流整定，可靠系数取1.5，动作时限取2.0s，不保选择性。

b、振荡闭锁电流定值：按躲最大负荷电流整定，可靠系数取1.2，返回系数取0.85～0.95。

c、静稳破坏电流定值：按躲最大负荷电流整定，可靠系数取1.2，返回系数取0.85～0.95。线路两侧电流一次值应整定相同。

4   结束语

①随着电网结构日趋复杂，新工程大量投产，逐级配合的理想整定方法费时费力，且很难实现，简化整定计算成为现实需要。

②继电保护技术的发展、继电保护装置动作可靠性的提高、电网结构日趋复杂等因素，使得在整定原则上加强主保护、合理简化后备保护成为大势所趋。

③贺州电网110kV线路的保护配置应进一步加强，以达到整定计算简化的条件，确保电网安全稳定运行，将会大大减少因新设备投产而修改定值的范围，较大地提高工作效率，对减轻整定计算人员的负担、减小误整定的可能性、保证整定值的正确可靠具有实际的意义。

[参考文献]　

1.DL/T584-95 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程

2.广西电网公司的《220kV主变压器及110kV系统典型继电保护装置整定原则》(试行)

来源：广西桂东电力股份有限公司