，，，

(1.國網(wǎng)西安供電公司，陜西 西安 710032;2.國網(wǎng)銅川供電公司，陜西 銅川 727031;3.國網(wǎng)陜西省電力公司，陜西 西安 710048)

1 引言

隨著智能電網(wǎng)技術(shù)的不斷發(fā)展，越來越多的智能變電站已投入運行。智能變電站以全站信息數(shù)字化、通信平臺網(wǎng)絡(luò)化、信息共享標準化為基本要求，完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監(jiān)測等基本功能[1]，對電網(wǎng)運行提出了更高要求。同時，智能變電站的保護因其外回路設(shè)計不同、保護裝置設(shè)計原理的不同對繼電保護定值整定也提出了新的要求。結(jié)合國家電網(wǎng)公司頒布的《智能變電站技術(shù)導(dǎo)則》、《智能變電站繼電保護技術(shù)規(guī)范》，并根據(jù)目前已運行的110kV智能變電站的實際情況，對110kV智能變電站變壓器保護的配置及定值的整定計算原則進行分析，有利于智能變電站的繼電保護定值的整定及電網(wǎng)的安全運行。

2 110kV智能變電站變壓器保護的設(shè)計

110kV智能變電站的變壓器電量保護宜按雙套配置，雙套配置時應(yīng)采用主、后備保護一體化配置；若主、后備保護分開配置，后備保護宜與測控裝置一體化。變壓器各側(cè)MU按雙套配置，中性點電流、間隙電流并入相應(yīng)側(cè)MU；變壓器保護應(yīng)直接采樣，直接跳各側(cè)斷路器；變壓器保護跳母聯(lián)、分段斷路器及閉鎖備自投、啟動失靈等可采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸。變壓器保護可通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)接收失靈保護跳閘命令，并實現(xiàn)失靈跳變壓器各側(cè)斷路器；變壓器非電量保護采用就地直接電纜跳閘，信息通過本體智能終端上送過程層GOOSE網(wǎng)[2]。110kV智能變電站的變壓器保護雙套一體化配置方案如圖1所示。

圖1 110kV變壓器保護雙套主后一體化配置方案(圖示單套)

智能變電站的建設(shè)總體按照“統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一標準、統(tǒng)一建設(shè)”的工作方針，因此，變壓器保護裝置的功能設(shè)計也更加規(guī)范化。針對目前已運行的110kV智能變電站變壓器保護的配置情況，并結(jié)合國家電網(wǎng)公司的企業(yè)標準《10kV～110(66)kV元件保護及輔助裝置標準化設(shè)計規(guī)范》，對110kV智能變電站變壓器保護的保護配置及定值整定進行詳細說明及探討，變壓器保護配置要求如下[3]：

(a) 差動保護;

(b) 高壓側(cè)復(fù)壓閉鎖過流(方向)保護;

(c) 高壓側(cè)零序過流保護;

(d) 高壓側(cè)間隙保護;

(e) 中、低壓側(cè)復(fù)壓閉鎖過流(方向)保護;

(f) 非電量保護。

3 變壓器保護定值的整定

不同廠家、不同型號的智能變電站保護裝置，其保護定值存在差異化，具體表現(xiàn)為定值名稱、部分定值的整定計算算法、控制字的正反邏輯、壓板的說明等。因此文中對常見保護定值及壓板進行說明，差異化較大不具有代表性的定值項未作說明。從規(guī)范化的角度對智能變電站的變壓器保護定值項目進行定值整定原則的分析，能夠確保定值的正確性，防止整定計算過程中人為隨機因素導(dǎo)致的錯誤，如整定計算原則性的選擇錯誤等。

3.1 差動保護

(1)差動速斷定值：差動速斷保護是縱差保護的一個輔助保護，當(dāng)變壓器內(nèi)部故障電流很大時，防止由于電流互感器飽和引起縱差保護延遲動作。差動速斷保護的整定值應(yīng)按躲過變壓器可能產(chǎn)生的最大勵磁涌流或外部短路最大不平衡電流整定[4]。

IOP=KIe

(1)

式中：Ie為變壓器基準側(cè)二次額定電流；K為倍數(shù)，視變壓器容量和系統(tǒng)電抗大小，K推薦值如下：

6300kVA及以下 7～12；

6300～31500kVA 4.5～7.0；

40000～120000kVA 3.0～6.0；

120000kVA及以上 2.0～5.0。

容量越大，系統(tǒng)電抗越大，K取值越小。要求正常運行方式保護安裝處電源側(cè)兩相短路時靈敏系數(shù)KLM≥1.2。

(2)差動電流啟動值：即縱差保護動作值，變壓器縱差保護作為變壓器繞組故障時的主保護，保護區(qū)是構(gòu)成差動保護的各側(cè)電流互感器之間所包圍的部分，用于快速切除故障，定值應(yīng)大于變壓器正常運行時的差動不平衡電流。要求靈敏系數(shù)KLM≥1.5。

IOP.min=(0.3～0.6)Ie

(2)

式中：Ie為變壓器基準側(cè)二次額定電流。

根據(jù)實際情況(現(xiàn)場實測不平衡電流)確有必要時，最小動作定值也可大于0.6Ie。當(dāng)變壓器各側(cè)流入差動保護裝置的電流值相差不大時[5]，動作值可取0.4Ie，相差較大時動作值可取0.5Ie。

(3)二次諧波制動系數(shù)：110kV變壓器縱差保護多采用二次諧波進行制動，防止縱差保護因勵磁涌流發(fā)生誤動。二次諧波制動系數(shù)應(yīng)考慮變壓器的容量，變壓器容量較大時宜取較小值，變壓器容量較小時宜取較大值。二次諧波制動系數(shù)越大，則保護的諧波制動作用越弱[6]，涌流閉鎖方式可采用二次諧波比最大相(或門)閉鎖方式，一般可整定為15%～20%。

(4)CT斷線告警定值：按躲過正常運行時最大不平衡電流整定。

IDX=KKIe

(3)

式中：Ie為變壓器基準側(cè)二次額定電流；KK為可靠系數(shù)，取為0.2。

3.2 高后備保護定值

(1)復(fù)壓閉鎖元件定值：復(fù)壓閉鎖過流保護宜用于升壓變壓器、系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)變壓器和過電流保護不能滿足靈敏度要求的降壓變壓器[7]，對于降壓變壓器，多用于變壓器運行不滿足N-1時的情況。高壓側(cè)復(fù)壓閉鎖元件由各側(cè)復(fù)壓元件經(jīng)“或門”構(gòu)成，現(xiàn)場無法實施時取低壓側(cè)復(fù)壓閉鎖元件。低電壓閉鎖定值整定為(0.7～0.8)UN，UN為低電壓元件所接電壓額定值；負序電壓閉鎖定值整定為(0.04～0.08)U2，U2為負序電壓元件所接電壓額定值。

(2)過流方向元件：復(fù)壓閉鎖過流(方向)保護中方向元件取自本側(cè)電壓。多側(cè)電源變壓器方向過電流保護的方向指向應(yīng)有利于加速跳開小電源或無電源的斷路器，避免小系統(tǒng)影響主系統(tǒng)或兩個較強系統(tǒng)相互影響。主電源側(cè)方向過電流保護方向宜指向變壓器；小電源側(cè)過電流保護在變壓器其他側(cè)母線故障有靈敏度時方向指向變壓器，無靈敏度時方向指向本側(cè)母線；方向過電流保護的動作時間應(yīng)按照逐級配合的關(guān)系整定。

(3)復(fù)壓閉鎖過流定值：動作值按躲過變壓器的額定電流整定，要求近后備靈敏度KLM≥1.3，遠后備靈敏度KLM≥1.2。電源側(cè)的過電流保護一般要求對無電源側(cè)母線故障的靈敏度KLM≥1.5，同時要求應(yīng)與中、低壓側(cè)的過流保護定值配合，配合系數(shù)一般取為1.05～1.1。

IOP=KKIFHmax/Kf

(4)

式中：IFhmax為最大負荷電流，按變壓器高壓側(cè)額定電流Ie整定；KK為可靠系數(shù)，取1.2～1.3；Kf為返回系數(shù)，取0.95。

復(fù)壓閉鎖過流定值推薦為1.4Ie，動作時間與變壓器中、低壓側(cè)過流保護動作時間配合整定，并考慮變壓器的熱穩(wěn)定要求。

(4)零序過流Ⅰ段定值：動作值與110kV線路零序電流Ⅰ段或Ⅱ段配合整定，要求在母線接地故障時靈敏系數(shù)KLM≥1.5。動作時間按照配合關(guān)系整定。

(5)

IOP≤3I0min/KLM

(6)

(5)零序過流Ⅱ段定值：動作值與110kV線路零序電流保護末段配合整定，動作時間按照配合關(guān)系整定。

(7)

IOP≤3I0min/KLM

(8)

(6)間隙電流定值：對于中性點不接地的半絕緣變壓器，應(yīng)裝設(shè)間隙保護作為接地故障的后備保護。放電間隙擊穿接地后將流過零序電流，構(gòu)成間隙電流保護。間隙零序電流和在接地故障時故障母線TV的開口三角形繞組兩端產(chǎn)生的零序電壓構(gòu)成“或”邏輯，組成間隙保護，保護的原理接線圖如圖2所示。間隙電流定值一次值一般可整定為40～100A，動作時間可整定為0.5s；當(dāng)配置間隙零序電壓和間隙零序電流相互保持時，動作時間應(yīng)與110kV線路全線有靈敏度段接地保護最長動作時間配合整定。

圖2 間隙保護原理接線圖

(7)零序電壓定值：用于變壓器中性點不接地時，所連接的系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障同時又失去接地中性點的情況，防止此種故障對中性點直接接地系統(tǒng)的電氣設(shè)備絕緣造成威脅，此時需要通過零序過電壓保護切除故障。零序電壓定值一般整定為150～180V，動作時間整定為0.3～0.5s。

3.3 中(低)后備保護定值

(1)復(fù)壓閉鎖元件定值：中(低)壓側(cè)復(fù)壓閉鎖元件由各側(cè)復(fù)壓閉鎖元件經(jīng)“或門”構(gòu)成或僅取本側(cè)復(fù)壓元件。低電壓閉鎖定值整定為(0.7～0.8)UN，UN為低電壓元件所接電壓額定值；負序電壓閉鎖定值整定為(0.04～0.08)U2，U2為負序電壓元件所接電壓額定值。

(2)過流方向元件：復(fù)壓閉鎖過流(方向)保護中方向元件取自本側(cè)電壓。小電源側(cè)過電流保護在變壓器其他側(cè)母線故障有靈敏度時方向指向變壓器，無靈敏度時方向指向本側(cè)母線；方向過電流保護的動作時間應(yīng)按照逐級配合的關(guān)系整定。

(3)復(fù)壓閉鎖過流定值：按躲過變壓器的額定電流整定。

IOP=KKIFHmax/Kf

(9)

式中：IFhmax為最大負荷電流，按變壓器中(低)壓側(cè)額定電流Ie整定；KK為可靠系數(shù)，取1.2～1.3；Kf為返回系數(shù)，取0.95。

復(fù)壓閉鎖過流定值推薦為1.3Ie，動作時間與本側(cè)出線過流保護動作時間配合整定。

4 軟壓板及控制字

(1)軟壓板：智能變電站的軟壓板包括功能軟壓板及開入軟壓板。功能軟壓板如“主保護”、“高壓側(cè)相間后備保護”、“中壓側(cè)后備保護”等，用于進行保護功能的投退。開入量軟壓板如“高壓側(cè)電壓投入”、“中壓側(cè)電壓投入”等，還有對于定值操作、遠方控制的軟壓板如“遠方控制壓板”、“遠方切換定值區(qū)”等，其中遠方控制壓板應(yīng)投入，功能軟壓板及開入軟壓板應(yīng)根據(jù)保護投退情況及配置情況進行投入。

(2)GOOSE跳閘軟壓板：智能變電站的GOOSE用網(wǎng)絡(luò)信號代替了智能電子裝置之間的硬接線通信方式，簡化了變電站二次系統(tǒng)接線[8]。在智能變電站中，GOOSE主要用于傳送開關(guān)量狀態(tài)信號、保護跳合閘信號及聯(lián)、閉鎖信號，如PCS-978保護裝置中的“跳I側(cè)開關(guān)GOOSE軟壓板”、“啟動風(fēng)冷GOOSE軟壓板”等，因此，GOOSE跳閘軟壓板的設(shè)置應(yīng)由設(shè)計人員、現(xiàn)場調(diào)試人員按照保護裝置原理進行設(shè)置。

(3)SMV軟壓板：SMV軟壓板應(yīng)用控制裝置是否接收相關(guān)的模擬量，如果整定為0，裝置對相應(yīng)的模擬量置0，并不再判斷相關(guān)鏈路報警。SMV軟壓板定值主要有“高壓側(cè)接收軟壓板” 、“間隙零序接收軟壓板”等，應(yīng)由設(shè)計人員、現(xiàn)場調(diào)試人員按照保護裝置原理及運行要求進行設(shè)置。

(4)控制字：智能變電站變壓器保護的控制字，如“差動速斷”、“縱差保護”均應(yīng)投入。

5 結(jié)論

通過對110kV智能變電站變壓器保護配置的分析，對規(guī)范化設(shè)計的變壓器保護的定值整定原則進行了分析，指出了智能變電站變壓器保護定值整定的特點，給出了具體的整定計算原則及公式，達到了繼電保護定值整定計算正確，在實際應(yīng)用中運行良好，結(jié)論正確。