攀枝花電網繼電保護配置與技術改進措施

摘 要:繼電保護及其自動裝置是電網的重要組成部分，是電網的安全衛士。本文回顧了攀枝花電網繼電保護及其自動化的發展過程及技術改進措施，并提出了當前攀枝花電網繼電保護還存在的技術問題和運行管理的一些困難，通過技改更加提高安全可靠性。

關鍵詞:距離保護 高頻保護 縱差保護 微機保護 雙重保護

中圖分類號:TM7文獻標識碼:A文章編號:1674-098X(2012)01(a)-0074-02

攀枝花電網是在20世紀60年代中期開始，隨著攀枝花鋼鐵基地的建設和發展，從無到有、由小到大逐步形成和發展壯大的，經過四十多年的不懈努力，得到了飛速發展。從初期簡易的400V和10kV配網網絡，經過建設35kV、110kV、220kV網絡，到目前的500kV網架，實現了歷史性突破，跨入了超高壓電網行列，并接入了四川主網核心網架。攀枝花電網發展大致經歷了四個階段，回顧這期間繼電保護裝置配置和在實際運行中的存在問題，以及技術改進措施，進一步找出當今電網運行中還存在什么問題，以便采取措施設法改進。

1 攀枝花電網繼電保護配置

攀枝花城市和工業項目主要是沿著金沙江狹長的河谷布置的，攀枝花電網的輸變電設備和幾座發電廠也是沿著金沙江兩岸布局的，環網內聯絡線長度在5-8km居多，最短的只有1.9km，最長的也只有16km，形成結構緊密的多環網，對繼電保護裝置整定計算難度非常大，對保護配置也有著特殊要求。

1.1 建網初期獨立電網的繼電保護配置

從20世紀60年代中期到80年代初期，為攀枝花電網初期起步到奠基階段，發展成為較為完善的獨立電網。110kV聯絡線上根據設計配備了仿蘇式感應型GH-11方向距離保護裝置，GH-11簡化型距離保護裝置以及方向零序三段式保護裝置和重合閘裝置。從計算結果看，三個發電廠110kV母線的歸算阻抗幾乎相等，短路故障電流也接近。同樣，所有聯絡線首端故障末端故障其短路電流變化也不大。這給繼電保護定值整定計算帶來非常大的難度。距離Ⅰ段保護若按線路長度的80%來整定，保護范圍就有可能延伸到下一級線路，不能保證保護裝置的選擇性動作，而實際整定范圍只在線路長度的20%以下，甚至為零。個別開關的距離Ⅱ段還不能保護全線，要靠距離Ⅲ段保護全線。方向零序Ⅰ段保護按正常計算辦法實際沒有保護范圍，方向零序Ⅱ段保護也保護不到全線，只有靠零序Ⅲ段才能保護全線，但對下一級線路的后備作用性能很差。

110kV直配線采用電磁型電流電壓速斷、電流速斷保護和過電流保護。有一條110kV直配線長度為47km，聯絡線開關的保護作為后備保護的性能非常差。

針對上述情況，為了保證110kV聯絡線相間或單相接地故障能快速切除故障，采用在聯絡線上裝設新的快速保護裝置。于1971年在110kV河密線上裝設了仿蘇式GCH-1型相差高頻保護，這是四川乃至西南地區投運的第一套高頻保護。1973年在110kV河方線上又投運了許繼廠研制的我國第一套晶體管型高頻保護(為援阿研制產品的試制品)。在110kV陽方線短線路上裝設了ZCD-1型線路縱差保護。在110kV有三側電源的渡河線上裝設了CBJ-1型方向高頻閉鎖距離保護裝置。在其他110kV聯絡線上陸續裝設了GCH-1型相差高頻保護裝置。采用電磁式保護與GG-1A電子管收發信機配合。此時，快速保護裝置配備達到了220kV聯絡線的水平，這在全國是少見的，能完全和可靠地保證了在發生任何故障類型的線路故障后快速切除，同時也掩蓋了距離保護和零序保護裝置保護范圍過小和時間過長的弊端。

35kV輻射式線路，也因線路短，繼電保護定值整定比較困難，采取上下兩條線路快速電流保護同時選擇性跳閘，然后靠順序重合閘補救，如永久性故障，則靠過電流保護時限選擇性跳閘。為便于事故分析，評價保護裝置的動作正確性，于1979年在110kV環網內的發電廠和變電站均裝設了PGL-1型光線式故障錄波屏。在廠家對該型裝置啟動和光振子系統進行改進后，于1987年在35kV五個主要變電站裝設并投入了運行。20世紀80年代初期，110kV環網內感應型距離保護裝置全部更換為ZJL-31型整流距離保護。增加了變電站主變110kV中性點接地點，并將方向零序保護由三段式增為四段式。為了使短線路電流計算比較準確和快捷，20世紀70年代初使用了直流計算臺，70年末已使用PC-1500機，80年代初開始使用IBM機，還配備BISIC語言自行編制的程序進行定值整定計算，后又擴展程序能計算線路故障點的大致范圍。

1.2 攀枝花電網與西昌電網聯網保護配置

20世紀80年代中期至末期，西昌電網與攀枝花電網聯網的110kV聯絡線密馬線上裝設了ZCG-1A型相差高頻保護和ZJL-31整流型距離保護以及方向零序四段式保護，還裝設了失靈保護。攀鋼發電廠發電機組投運前后，攀枝花電網新上輸電線路繼電保護采用分流件晶體管印刷線路方向距離、接地距離和晶體管高頻保護。

1.3 攀枝花電網與主網220kV線路聯網后保護配置

20世紀90年代初，攀枝花電網投運了青龍山、施家坪兩座220kV變電站，投運了220kV西青線和青施線，實現了攀枝花電網通過220kV系統與四川主網并列。線路繼電保護采用集成電路距離和高頻保護。

1994年開始使用武漢電力儀表廠生產的DGL-11型微機錄波屏，裝設于青龍山、施家坪、向陽、平地等變電站，以后新投運的變電站采用成都府河電氣公司的LR-200型、南京銀山電子公司的YS-88A/89A和武漢華電中元公司的ZH-1/2A型。

1.4 攀枝花電網并入500kV后保護配置

2002年7月500kV石板箐變電站及二石線投運，220kV系統部分陸續投運了石青東、西線，石銀南、北線，青林東、西線以及220kV銀江、馬店河、桐子林變電站，220kV西青線由青龍山變電站改接至石板箐變電站，110kV系統也作了調整。為配合500kV系統投運及220kV、110kV配套工程上馬和改造，2001～2003年施家坪、格里坪站晶體管距離保護全部更換為PSL-621C型微機保護。110kV陽方線縱差保護也更換為PSL-621C型微機保護。經改造，其他變電站還采用了CSL-164B、LFP-941B、PAL-622C等型號微機保護。110kV銀密線采用南瑞繼保公司的RCS-943A光纖縱差保護，桐子林站至米易電網的110kV桐埡線、桐順線采用深圳南瑞公司的PRS-753D光纖縱差保護，埡米線、米順線采用許繼公司的WXH-813/A光纖縱差保護。現攀枝花電網220kV按反事故措施要求主變和線路均按雙重化原則配置兩套主保護，線路主保護為光纖縱差和高頻閉鎖距離保護。

現在攀枝花電網屬攀枝花電業局運行管理的6kV及以上變電站微機保護裝置有772臺，微機化率為88.74%。其中微機型線路保護裝置484套，微機化率為85.66%；220kV系統保護裝置微機化率為100%；110kV系統保護裝置微機化率為96.67%；線路保護裝置微機化率為96.91%；35kV及以下系統保護裝置微機化率為85.06%。

2 目前繼電保護存在問題

攀枝花電網220kV及以下系統，繼電保護裝置經過綜自改造大部分已更新換代，對保證攀枝花電網安全穩定奠定了堅實的技術基礎。攀枝花電業局按照四川省電力公司要求，對220kV線路均按照雙重化原則配置不同原理、不同廠家的兩套主保護和后備保護。主保護由有光纖縱差和高頻閉鎖保護，后備保護由距離和方向零序四段式保護。

目前攀枝花電網發展很快，系統接線也越來越復雜，短線路、雙回成串線路及環套環線路使后備保護定值難以完全滿足相互的整定配合關系，同時，電網的穩定運行要求發生系統故障時保護應快速動作，因此，縱聯保護和母差保護是保證系統安全運行最重要的保護。目前一般線路都裝設有兩套縱聯保護，在運行中，應加強管理，盡量保證運行線路有縱聯保護可靠投運。對裝置存在原理缺陷或運行不可靠的縱聯保護應盡快更換。攀枝花電網部分220kV變電站的220kV母線只配置了一套母差保護，當母差停運母線故障時，為保證系統的穩定運行，有關系統后備保護需盡快跳閘切除故障。現采取的保護方案是按運行方式提出的穩定要求，將母差停運變電站所有220kV 出線對側開關的后備Ⅱ 段保護時間和變壓器保護跳母聯的時間均調為0.3 秒運行。由于變壓器保護跳母聯的時間與線路后備保護跳閘時間相同，母線故障時變壓器保護不能先動作跳母聯，將故障母線和無故障母線分開，而是線路保護與其同時動作跳閘，使兩段母線均停電。

現在的繼電保護整定運行方案提出，當220kV線路一套主保護停運時，要求線路也要同時停運。但當需要輸送電力線路停運困難繼續運行時，則采取調整繼電保護定值的措施，如線路發生單相瞬時接地故障，若線路一側為不帶延時的Ⅰ段接地距離保護動作跳單相后重合，線路另一側為接地距離Ⅱ段保護動作跳三相而不重合，使得線路兩側保護動作產生不一致，則線路不能及時恢復送電。

攀枝花電網由于歷史原因，受地域限制，110kV短線路多，線路保護改造滯后，造成保護整定計算配合難度大。按照川電生計【2010】229號文《四川省電力公司電網裝備技術標準(試行)的4.1.2.1之12條“長度低于10kM的110kV線路應配置光纖縱聯保護裝置(優先采用光纖縱聯差動保護)”要求，攀枝花電網低于10kM的110kV線路共有27條，低于5kM的110kM線路有19條，由于線路短，線路實測參數存在大的誤差，致使保護整定計算存在偏差。按照省調要求“取消零序方向Ⅰ段及零序不靈敏Ⅰ段保護，低于5kM的線路建議退出距離Ⅰ段保護”，為保證電網安全穩定運行，應加快110kV短線路光纖化改造力度，特別是釩鈦產業園區110kV線路均為短線路，在用戶新投運時要嚴格把關，不按要求配置光纖保護的用戶不允許投入系統運行，保證繼電保護可靠運行。

對部分110kV線路還存在“T”接線路，保護定值難以完全滿足相互配合關系。

3 技術改進建議

(1)加快綜自改造力度，將年代久遠且性能較差的陳舊保護裝置盡快更換為微機保護裝置。(2)電網規劃中，對繼電保護裝置進行必要的調整和改進，滿足220kV線路和主變壓器保護按雙重化配置原則，均為具有不同原理、不同廠家的保護裝置。(3)攀枝花電網的特點是線路比較短，后備保護定值整定難以滿足相互配合的要求，應加快對110kV短線路光纖化改造，具備全線速動保護，同時要加強對縱聯保護和母差保護等主保護的維護和管理，保證可靠投入運行。對PT二次系統要加強絕緣監督和檢查，防止過負荷和短路現象發生。(4)對110kV帶有“T”接的線路，進行規劃和改造，新線路不再出現這種情況。(5)新設計的220kV開關要具備三相位置不一致的保護，對舊有開關設備在更新改造時注意該問題。