1　引言

近幾年來，河南電網的發展十分迅速，表1是1998年以來河南電網主要的變化情況。

隨著電網的不斷擴大，繼電保護整定計算的任務也越來越繁重。而隨著電力體制改革，保護科的人數由1996年的10個人減到目前的8個人，每個人的工作量都大大增加了。這促使我們進行深入思考，能不能在不違背規程的條件下對整定計算進行一些簡化。

目前國內220 kV以上系統的繼電保護整定計算一般都遵循國家電力部1994年12月批準、1995年5月開始實施的《220～500 kV電網繼電保護裝置運行整定規程》。1994年以前國內的保護以整流型和晶體管型為主，有一些集成電路保護，微機保護開始推廣。對于整流型和晶體管型保護來講，阻抗繼電器實現起來非常復雜，所以，大部分廠家的產品只有相間距離保護，沒有接地距離保護。因此，規程上雖然有接地距離保護的計算，但是實際中接地距離保護并未得到充分的應用。近幾年，隨著微機保護的普及，河南電網已實現了線路保護微機化，接地距離保護已經普遍應用。接地保護的普遍應用，給整定計算增加了很大的工作量。

實際上在一些功能上，接地距離保護和零序保護類似；在整定計算上，接地距離和相間距離相近。根據接地距離保護的這些特點，可以對繼電保護整定計算進行一些有益的簡化。我們主要從三個方面對整定計算工作進行了簡化：取消零序Ⅰ段、簡化零序Ⅳ段計算、統一相間距離保護和接地距離保護。

2　取消零序Ⅰ段

2．1　線路參數對零序保護和接地距離保護的影響

在接地距離保護沒有得到普遍應用時，對接地故障，零序保護有其不可替代的作用。但線路零序參數的不準確會給零序保護的計算增加一些不確定因素，因為零序Ⅰ段的動作是不帶延時的，這些不確定因素的影響很可能會導致零序Ⅰ段的誤動。通過多年來的對比，只要提供的線路長度、桿塔結構和線路型號誤差不大，計算的線路正序參數與實測參數的誤差較小（基本上不超過10％），而計算的零序參數與實測參數的誤差較大。表2是一些實例。

計算的線路零序參數誤差較大的主要原因在于不同地質條件對零序參數的影響無法在零序參數的計算中得到精確的反映。另外，根據文獻［5］的分析，500 kV線路地線采用的分段絕緣設計會造成零序參數在地線絕緣間隙擊穿時和不擊穿時呈現不同的數值。

雖然下發了有關文件，要求基建時必須提供線路的實測參數，但是由于種種原因，實測參數往往不能及時得到。而且大部分老線路沒有實測數據，不可能把這些線路停下來進行參數測試。對于500 kV線路，由于在試驗時線路中流過的電流不足以把地線絕緣間隙擊穿，因此獲取相關的零序參數難度更大。

目前的短路計算程序在對零序互感的處理上，不可避免地都存在著忽略和簡化。

這些因素造成零序電流的計算存在較大的誤差，這種誤差對零序后備保護的影響相對要小一些，因為零序Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段帶有延時。而零序Ⅰ段是瞬動的，一旦越級，肯定誤動。為了防止零序Ⅰ段誤動，現在有些省采用增大可靠系數的辦法，但是可靠系數取多少沒有統一的標準。而且，如果可靠系數取得過高，對于一些不是很長的線路來講，零序Ⅰ段在出口故障也無靈敏度，這樣就從根本上失去了保護的作用。

接地距離保護用的是IA＋K·3I0［2］，零序參數對它的影響體現在補償系數K上，K＝（Z0－Z1）/（3 Z1）［2］，因此零序參數的誤差對接地距離保護的影響要小得多。

2．2　零序Ⅰ段和接地距離Ⅰ段的保護范圍

零序Ⅰ段保護的保護范圍不固定，當系統方式變化較大時，保護范圍變化也較大。在計算零序Ⅰ段的方式下，零序Ⅰ段保護范圍可以達到全線的70％～80％，但在常見方式下，零序Ⅰ段保護范圍要遠遠小于70％，甚至只有不到10％，最嚴重的時候，在保護出口故障，故障零序電流也達不到零序Ⅰ段的動作值。

接地距離Ⅰ段可以保護線路的70％，這個范圍比較穩定，基本不受系統方式變化的影響。

微機線路保護對接地距離保護有特殊考慮，有的采用四邊形特性［6］，有的在R方向上有一定的補償［7］。因此在Ⅰ段范圍內發生經過渡電阻的接地故障，接地距離在R方向上的動作范圍要明顯大于僅反映電流的零序電流保護，所以接地距離Ⅰ段的抗過渡電阻性能比零序Ⅰ段好。

2．3　主保護對各種故障的反映

常用的線路主保護包括高頻保護、零序Ⅰ段、相間距離Ⅰ段、接地距離Ⅰ段，表3是各種主保護對保護范圍內的各種簡單故障的反映情況。

從表3可以看出，零序保護能反映的故障，接地距離都可以正確反映。

2．4　主保護的動作時間

目前河南省內用的最多的220 kV線路保護是11、15型和901B、902B型，表4是廠家提供的各種保 護的動作時間：

可以看出，零序Ⅰ段和接地距離Ⅰ段動作時間基本上一樣，對接地故障都能正確反映，而接地距離Ⅰ段的保護范圍穩定，抗過渡電阻能力強，受零序參數誤差影響小。因此取消零序Ⅰ段保護對系統保護的整體性能沒有影響。

國內許多專家對取消零序Ⅰ段也持肯定態度。 LFP系列微機保護原來在設計上根本就沒有考慮零序Ⅰ段保護，在推廣初期，由于當時接地距離保護沒有得到普遍應用，根據運行單位的要求才加上了零序Ⅰ段。從實際運行情況來看，零序Ⅰ段的取消沒有給電網帶來任何影響。相反，取消零序Ⅰ段給電網運行帶來了一些便利：1）杜絕了因零序參數誤差過大引起的零序Ⅰ段誤動。2）基建項目投運過程中，減少了周圍改定值的壓力。基建項目的投運時間往往比較緊張，當網絡變化大時，周圍零序Ⅰ段定值的改動量就比較大，在短時間內大量地改定值，給運行方式的安排帶來了很大壓力。取消零序Ⅰ段后，不用考慮零序Ⅰ段的越級問題，由于接地距離Ⅰ段和相間距離Ⅰ段與運行方式變化無關，零序和距離后備段保護因為由時間配合把關，只要系統主保護能夠投入運行，這些后備保護不會越級，因此保護定值可以逐步安排更改，大大減輕了新設備投運前改定值的工作量，從而減小了電網運行的事故隱患。

在實際操作中，根據各種型號保護的特點，如果保護的零序Ⅰ段可以用控制字或壓板進行投退，就采用人為硬性退出零序Ⅰ段的辦法；如果保護的零序Ⅰ段不能用控制字或壓板進行投退，就取其最大刻度。

3　零序Ⅳ段的簡化計算

在規程［1］開始實行以前，零序Ⅳ段的整定方法為：與相鄰零序保護的Ⅲ段或Ⅳ段配合整定，要求在相鄰線末靈敏度不小于1．2。

而文獻［1］中，只對零序Ⅲ段的靈敏度提出了明確的要求，對零序Ⅳ段的要求是：

“2．6．3接地故障保護最末一段（例如零序電流Ⅳ段），應以適應下述短路點接地電阻值的接地故障為整定條件：220 kV線路，100Ω；330 kV線路，150Ω；500 kV線路，300Ω。對應于上述條件，零序電流保護最末一段的動作電流定值應不大于300 A。”

“4．2．1．14零序電流Ⅳ段定值（最末一段）應不大于300 A，按與相鄰線路在非全相運行中不退出工作的零序電流Ⅲ段或Ⅳ段配合整定。”

依照文獻［1］，我們對零序Ⅳ段的計算進行了簡化：如果零序Ⅲ段大于300 A，零序Ⅳ段電流定值直接取300 A，時間與相鄰線路的零序Ⅲ段配；如果零序Ⅲ段不大于300 A，零序Ⅳ段的電流定值和時間都與相鄰線路的零序Ⅲ段或Ⅳ段配。

由于絕大多數開關的零序Ⅲ段都是大于300 A的，因此這種計算方法節省了大量的零序Ⅳ段電流定值的配合計算時間。

4　接地距離和相間距離計算的統一

文獻［4］從保護機理的角度得出結論：在相同計算條件下，接地距離定值一定小于或等于相間距離定值。本文再從規程對接地距離和相間距離的要求出發，進一步討論接地距離和相間距離整定計算統一的可行性。

4．1　接地距離Ⅰ段和相間距離Ⅰ段

文獻［1］中躲線末故障的相間距離Ⅰ段和接地距離Ⅰ段的計算公式是一樣的，只是接地距離Ⅰ段的可靠系數比相間距離Ⅰ段要小一些。Ⅰ段保護躲線末的目的主要是為了防止區外故障的超越，如果按接地距離Ⅰ段的可靠系數對相間距離Ⅰ段進行計算，相間距離Ⅰ段就能更可靠地防止超越。

單回線帶單臺變時，無論是線路故障還是變壓器內部故障，都會造成該變壓器停運，對用戶和電網的影響都是一樣的，因此允許Ⅰ段保護深入變壓器，這種情況下采用文獻［1］表3中計算接地距離Ⅰ段的第2個公式或是表4中計算相間距離Ⅰ段的第2個公式都是一樣的。

因此，接地距離Ⅰ段和相間距離Ⅰ段的計算可以完全統一起來。

4．2　接地距離Ⅱ段和相間距離Ⅱ段

規程上對接地距離Ⅱ段和相間距離Ⅱ段的靈敏度要求是完全一樣的，即：50 km以下線路，不小于1．5；50～200 km線路，不小于1．4；200 km以上線路，不小于1．3。這也是文獻［1］表3中接地距離Ⅱ段的第1個公式和表4中相間距離Ⅱ段第2個公式的具體內容。

文獻［1］表4中相間距離Ⅱ段計算的第1、第3、第4個公式分別與表3中接地距離Ⅱ段的第2、第6、第5個公式一一對應。在阻抗定值計算時，相間距離用的可靠系數比接地距離計算的略大。在時間上，與相鄰線路Ⅱ段配時，相間距離Ⅱ段和接地距離Ⅱ段的時間計算公式是一樣的；與相鄰線路Ⅰ段配　　時，接地距離Ⅱ段的起始時間直接用1 s，而相間距離Ⅱ段用的起始時間是一個時間級差Δt，這個時間級差習慣上取0．5 s。在表3中，接地距離Ⅱ段的第3個公式是和相鄰線路的縱聯保護配合的計算公式，這個公式實際上對相間距離也是適用的，規程第“4．2．3．7”條要求“相間距離Ⅱ段定值，按本線路末端發生金屬性相間短路故障有足夠靈敏度整定，并與相鄰線路相間距離Ⅰ段或縱聯保護配合，動作時間取0．5 s左右”，這就是說相間距離Ⅱ段可以與相鄰線路的縱聯保護配合，只不過時間不是接地距離Ⅱ段的1 s。因此，可以看出，計算相間距離Ⅱ段的各種方法和公式都包含在接地距離Ⅱ段的計算方法中。

計算接地距離Ⅱ段的第4個公式是接地距離和零序保護配合時用的。不同原理的保護之間進行定值的配合計算，非常困難，因為零序電流保護的范圍在不同的電網方式下是不一樣的。因此，其保護范圍末端所對應的正序阻抗也是不一樣的，這個對應阻抗的計算十分困難。所以，在接地距離保護的計算時，基本上不用該公式進行阻抗計算。實在不好配的情況下，不同原理之間的保護一般只考慮時間上的配合。

接地距離Ⅱ段的第7個配合公式是根據接地距離保護的特點，要求其躲過變壓器其它側母線單相接地和兩相接地故障，與相間距離Ⅱ段相比，這是更苛刻的要求。

從以上分析可以知道，同樣的電網結構下，采用同樣的配合方式，接地距離Ⅱ段的阻抗定值要比相間距離Ⅱ段要小，時間要長。而且，接地距離Ⅱ段和相間距離Ⅱ段的靈敏度要求是一致的。因此，相間距離Ⅱ段采用接地距離Ⅱ段的定值后，對定值間的配合關系和靈敏度完全沒有影響。

4．3　接地距離Ⅲ段和相間距離Ⅲ段

規程對相間距離Ⅲ段的靈敏度沒有具體要求，但根據文獻［1］表4中的配合公式得出的Ⅲ段阻抗定值不會小于相間距離Ⅱ段的阻抗定值，因此相間距離Ⅲ段的靈敏度不會小于相間距離Ⅱ段。在文獻［1］表3中對接地距離Ⅲ段的靈敏度給出了明確的要求，即：接地距離Ⅲ段是本線路正序阻抗的1．8～3倍。實際上，該要求對中長線路來講是較難滿足的，另外該要求所強調的靈敏度實際上可以由零序電流Ⅳ段來完成。因此，規程的“4．2．2．7”條規定：“接地距離Ⅲ段，按與相鄰線路接地距離Ⅱ段配合整定。若配合有困難，可與相鄰線路接地距離Ⅲ段配合整定。當本線路設有階段式零序電流保護作為接地故障的基本保護時，接地距離Ⅲ段可退出運行。”在河南，所有線路保護都配有階段式零序保護，而且根據規程的要求，零序電流Ⅳ段的電流定值都不大于300 A。因此，在河南電網中按規程規定，接地距離Ⅲ段是可以退出運行的。既然可以退出運行，接地距離Ⅲ段保護就不必再考慮一定要滿足1．8～3．0的靈敏度要求。

從文獻［1］的表3和表4中可以看出，與Ⅱ段保護類似，相間距離Ⅲ段的第1、第3個配合計算公式與接地距離Ⅲ段的第2、第3個配合計算公式一一對應，只是可靠系數不一樣。因此配合出來的定值，接地距離Ⅲ段不會大于相間距離Ⅲ段。相間距離Ⅲ段的第2個計算公式主要是考慮到相間距離Ⅲ段和相鄰變壓器的后備保護進行配合，由于公式中的“電網運行最低線電壓”和“系統背側系統等價電抗”的確定比較困難，實際的做法通常是，校核相間距離Ⅲ段是否伸出到變壓器的110 kV母線。沒有超過110kV母線，認為相間距離Ⅲ段可以和變壓器的差動保護進行配合；如果超過110 kV母線，則對變壓器相間后備保護的動作時間提出限制或對110 kV側的母差和出線保護提出限制。相間距離Ⅲ段的第四個公式對躲負荷阻抗提出了要求，接地距離保護對負荷阻抗同樣可以正確測量，因此躲負荷的要求同樣對接地距離Ⅲ段適用。

通過以上分析，可以采用接地距離Ⅲ段的配合公式計算相間距離Ⅲ段，同時要考慮接地距離Ⅲ段躲負荷阻抗，以及校核接地距離Ⅲ段與變壓器保護的配合問題。

5　結論

毫無疑問，我們提出的繼電保護整定計算R簡化方法完全滿足整定計算規程的要求。繼電保護整定計算的簡化可以提高工作效率，對運行方式的安排也提高了靈活性。表5是對簡化繼電保護整定計算的一個評價。

采用簡化方法后，零序計算減少了零序Ⅳ段的配合和靈敏度計算工作，可以減少1／5的工作量；距離保護減少了相間距離的配合工作，可以減少1/3的工作量。
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