35kV变电站继电保护定值整定分析

　　1　特殊天气下35KV变电站继电保护定值适应性分析

　　1.1　线路保护弱馈适应性

　　冰灾期间，由于线路故障跳闸，不少35kV变电站仅剩一回出线甚至全停，造成不少线路临时变成终端线运行，出现弱馈方式。如果保护不投弱馈控制字，若线路出现纯相间故障，则全线速动保护不能动作，仅靠后备保护延时切除。如2008年1月30日16：23赣嘉I线AC相问故障，嘉定变为弱馈侧，电流消失，该线路正常为联络线，两侧均为强电源侧，未设置弱馈控制字。根据正常逻辑，线路故障后，被对侧启动发信闭锁两侧高频保护，两侧高频保护均不能出口，最后依靠赣州变相间距离Ⅱ段正确动作跳三相开关，嘉定变保护不动作。

　　考虑到冰灾发生期间电网运行方式变化无序，线路强弱电转换频繁，依靠人工更改定值难以实时跟踪电网运行方式的变化，同时线路故障绝大部分是单相故障，出现纯相间故障的几率非常低，再加上电网遭受破坏后，系统稳定要求相对有所降低，故没必要对临时出现的终端线路更改弱馈定值。

　　1.2　保护装置启动元件定值的适应性

　　根据多年来的整定计算和故障分析经验，我们在日常整定计算中，着重提高了保护装置启动元件的灵敏度，一般灵敏度高达4，相电流突变量、高频零序电流、高频负序电流定值一次值均小于或等于180A，因而对运行方式具有较高的适应性。在这次冰灾中，通过对多条线路保护装置启动元件定值的校核，不存在灵敏度不足的问题，没有对保护装置启动定值进行更改，系统出现任何故障，保护均可靠启动并迅速切除故障。

　　1.3　零序电流保护定值的适应性

　　随着电网的快速发展，电网结构日趋复杂，由于零序电流受系统运行方式的影响极大，零序保护I段已难以适应电网运行方式的变化。近年来，通过对零序保护定值研究分析，在系统小方式下，近70%的保护零序I段保护范围还不足40%;如果再考虑到保护背侧元件检修的话，那么零序I段的保护范围还将进一步缩短，在相当多的情况下，零序保护I段即使在出口处故障也无法可靠启动，完全丧失了配置该段保护的意义。

　　为了保证电网的安全稳定运行，避免电网运行31方式频繁变化引起零序电流保护I段的超越，在35KV及以上系统配置双套主保护的前提下，从2005年开始，我们在简化35KV线路零序保护整定计算上迈开了关键的一步，即结合新建工程将35KV线路零序电流I段全部退出运行，仅保留零序Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段。采用上述零序电流保护简化方案后，零序保护对电网运行方式变化适应性大为增强，这次冰灾中我们没有由于运行方式原因更改线路零序保护瞬时段定值，系统也没有因此出现保护的超越问题，效果明显。但是零序电流保护受系统运行方式影响大，零序Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段仍然按照逐级配合的原则进行整定计算，由于电网结构复杂，35KV电磁环网运行，35KV线路成串成环，长短线路交替出现，运行方式灵活多变，造成零序后备保护段失配严重。

　　冰灾期间由于线路受损停运，引起电网运行方式灵活变化，对继电保护线路保护弱馈、保护装置启动元件、零序电流保护继电定值会出现问题，因此，在实际继电保护定值确定时要考虑到这些特殊天气情况。

　　2　继电保护误整定分析

　　2007年7月5日23时40分，采石变繁采2876线路因天气阴雨，空气湿度过大，引起瓷瓶发生雾闪，线路两侧2876开关A相均跳闸，重合成功。同时，引发刘村变2868线路保护误动，2031开关单跳重合成功，2032开关跳闸。

　　事故发生后，通过对刘村变2868线路RCS一902A微机高频闭锁保护、微机光纤纵差保护动作报告及2031、2032开关保护面板显示信息的分析，发现高频闭锁保护、微机光纤纵差保护均起动但来动作出口，导致2868线路跳闸的唯一保护为工频变化量阻抗保护。核对定值单，工频变化量阻抗保护一次整定值为312，TV变比2200，TA变比240，折算到二次值应为0.33Ω;现场检查发现RCS-902A装置内工频变化量阻抗保护定值仍为3Ω，即未进行一、二次折算。从而当发生区外正方向故障时，误动跳开刘村变2868线路2031、2032开关。

　　3　继电保护定值整定注意事项

　　3.1　加大对弱电源自适应保护的研究

　　冰灾期间以及电网恢复过程中，系统运行方式变化无常，线路强弱电源变化无序，通过人工更改定值难以跟踪电网运行方式的变化，线路纵联保护有拒动的可能。为响应国家关于节能降耗的发展战略，今后将改革现行发电调度方式，开展节能发电调度，则电网和发电机组的运行方式更趋灵活，同时随着35KV电磁环网解环，将出现部分35KV线路强、弱电源频繁转换等问题，频繁地更改保护定值就是电网的不安全因数，因此应研究解决35kV线路强、弱电源转换引起保护装置自适应问题。

　　3.2　加强继电保护管理

　　为了杜绝继电保护“三误”事故的发生，应加强继电保护管理。定值管理作为其中的一项重要内容，应结合电力系统发展变化，定期编制或修订系统继电保护整定方案。正常情况下各部门均应严格按照继电保护运行方案执行。现场编制继电保护定值单清册。并建立二次设备台帐。设备变更后及时更新台帐。

　　3.3　健全沟通渠道

　　新设备投入时，调度部门整定专责应在新装置投运前下达调试定值单供现场调试使用，保护人员现场调试后将调试结果、调试定值单中存在的问题，书面反馈整定专责。保护整定人员认为定值符合现场要求，经生技部门认可后，调度部门下达正式定值单供现场使用。

　　3.4　加强检验力度

　　在设备检修、试验、事故等情况下，涉及临时校核、调整有关保护定值时，方式人员应将方式变更情况等提前通知整定专责，整定专责依据检修申请或方式变更方案，根据一次方式变化情况和要求，进行临时定值的校核计算并反馈方式人员，调度下令通知运行人员和修试部门，由保护人员按临时定值对定值进行重整或按新定值另置区。当电网恢复正常运行方式时，由调度下令，保护人员恢复正常方式定值。

　　3.5　加强继电保护定值整定档案管理

　　新设备投运或电网重整以及继电保护年检后，定值整定完毕时，保护整定人在新启用定值单签名并注明调整时间。同时打印定值清单，由变电站当值运行人员与继电保护专业人员共同核对签字后，保存于变电站现场作为正确运行的依据。已投运的保护装置定值不得随意改变，保护定值的调整应有调度命令或定值通知单，保护定值单的执行应以正式下达的调度指令为准。如执行过程中，对保护定值单有疑问，现场应及时向调度员或整定专责人反馈，不得擅自在定值单上修改。运行人员操作中调整定值(含换区)，应填写操作票或使用经上级批准的保护操作卡，定值单中主定值和附属说明等所有部分都必须完全执行，操作票(操作卡)中定值二次值的计算和核对，运行人员均应独自进行。定值调整、核对完毕后打印定值，监护人和操作人签名后保存。