110kV线路保护怎么配？双重化配置、距离零序保护与重合闸投退要点

110kV线路保护怎么配，先看一条线路在电网里的位置。线路保护配置的底线是保护拒动时不能把停电范围放大到母线，这条底线决定了装置套数、CT绕组数量和跳闸回路的做法。实际项目中遇到的110kV线路，多数是终端站进线或者区域联络线，一旦保护拒动，只能靠上级后备保护延时切除，跳闸范围往往扩到整段母线，对侧变电站的供电也跟着受影响。我公司在方案阶段一般按重要线路双重化、一般线路单套加远后备的口径提配置，并且把双重化的具体做法写进技术协议，避免成套阶段被简化。

一、110kV线路保护为什么要做双重化

双重化不是装两台保护装置就算完成。真正起作用的是一组彼此独立的链路：独立的保护装置、独立的直流电源回路、独立的电流互感器二次绕组、独立的跳闸线圈。这四样里有任何一样共用，双重化的冗余度就会被打掉一半，共用的那一环出问题，两套保护会同时失效。

现场经常碰到的做法是把两套线路保护挂在同一段直流母线上，共用一个直流空开。这么做接线省事，端子排也清爽，问题是一旦这个空开跳开或者这段母线失电，两套保护同时失去电源。直流系统的接地故障也容易通过共用回路串到两套装置上，一套装置电源模件损坏时会把共用回路拉低，另一套跟着重启。正确的做法是两套保护分别取自不同的直流母线段，各自配置独立的空开和监视接点。

电流互感器这一侧的问题更隐蔽。有些站为了省一组CT绕组，把两套保护并在同一个二次绕组上，绕组内部开路或者端子接触不良时，两套保护的采样一起失真，双重化等于没有。110kV线路的线路保护用CT一般按P级或者5P级、准确限值系数满足短路电流校核选取，两套保护分别占用独立绕组，差动保护用的绕组还要单独考虑暂态特性。绕组数量、准确级和二次负载的具体要求，可以参考线路光纤差动保护对两侧电流互感器的技术要求里列的口径。

跳闸回路的分开同样不能省。两套保护各自带一组跳闸线圈，操作箱内对应的跳闸回路分开走线，直流电源也分开，这样一套保护误动或者拒动时，另一套的跳闸命令仍然能送到断路器。断路器的分相操作机构通常配两组跳闸线圈，正好对应双套配置；如果选的是单线圈机构，双重化在跳闸这一环就断了，得在订货技术条件里明确。

[配图：110kV线路双套保护屏柜正面布置，屏内双套装置与操作箱分区]

二、距离保护三段各管什么、定值怎么配合

距离保护是110kV线路最主要的后备保护，三段式的分工在现场已经很固定。I段按线路正序阻抗的80%到85%整定，瞬时动作，保护范围是本线路的一段，末端留出裕度是为了躲开线路参数误差和CT、PT的测量误差。整定式是 Zdz = Kk × ZL，可靠系数Kk取0.8到0.85，线路越长取值越靠上限。

距离保护在装置里分相间距离和接地距离两套判据。相间距离用相间电压和相间电流，管两相短路和三相短路；接地距离用相电压和带零序补偿的相电流，管单相接地。零序补偿系数按线路零序阻抗与正序阻抗的比值整定，填错会让接地距离的测量值整体偏移，近端故障时保护范围明显缩小。两套判据共用一组定值区，改线路参数时要一起改，只改相间距离会留下隐患。

II段要和相邻线路的I段配合。本线路II段的保护范围会伸到相邻线路，如果相邻线路I段瞬时动作，本线路II段必须在时间上让一步，一般取0.4到0.5秒的延时，保证相邻线路近端故障由它的I段先切。线路末端接变压器时，II段还要和变压器的差动保护配合，按躲过变压器其他侧母线故障整定，动作时间放在变压器差动之后。

III段按躲最大负荷整定，作为本线路和相邻元件的远后备。整定时用的负荷电流要取运行方式下可能出现的最大值，并且按最小运行方式下的最小短路电流校核灵敏度，灵敏系数不够时只能压缩III段的保护范围或者加装其他后备手段。这条在负荷重、线路长的场合经常出问题，定值单上写着合格，实际故障时保护不动。

距离保护有两个必须盯住的闭锁逻辑。电压回路断线时距离保护测量到的阻抗会失真，装置要能自动闭锁距离段并切换成过流保护，现场的诱因多是PT二次空开跳开、端子松动或者切换回路接触不良。系统振荡时测量阻抗会周期性进入动作区，振荡闭锁要按振荡周期和阻抗变化率判据投入，闭锁时间不能设得太长，否则振荡中发生故障时保护会拒动。距离保护和光纤差动保护的定值配合关系，在光纤差动保护定值计算与整定方法里有对照说明。

三、零序保护四段怎么配、中性点方式怎么影响定值

110kV系统中性点直接接地，单相接地故障占全部故障的多数，零序保护在这类线路上承担了主要的接地故障切除任务。零序电流保护一般配四段，I段瞬时动作，按躲过线路末端单相接地时本线路的零序电流整定，保护范围大约是本线路的70%到80%；II段与相邻线路零序I段配合，延时取0.4到0.5秒。

III段按躲过线路末端接地故障时的最大零序电流整定，并与相邻线路的零序后备段配合，动作时间按阶梯原则逐级加。IV段定值取得很小，主要针对高阻接地和经过渡电阻接地，延时最长，作为接地故障的末段后备。四段的定值不是各自独立算完就行，横向要和相邻线路配合，纵向要和时间阶梯对齐，一条线改定值往往要连带校核上下游好几条线路。

中性点接地方式对零序定值的影响最容易被忽略。同一个变电站，中性点接地变压器的台数会随运行方式变化，接地数目多时零序阻抗小、零序电流大，接地数目少时反过来。整定计算要按最大接地数目和最小接地数目两种方式分别校核，灵敏度按最小接地数目校核，选择性按最大接地数目校核。现场出现过只算一种方式的情况，轮到另一种运行方式时零序II段越级跳闸。

零序方向元件的极性是另一个高频问题。3I0可以取自中性点零序CT，也可以由三相CT二次自产，两种取法的极性定义不一样。接反之后，反方向接地故障时方向元件判断为正方向，保护误动；正方向故障时判断为反方向，保护拒动。投产时用一次负荷电流或者带方向的试验台做极性校验，比事后从动作报告里倒推省事得多。

四、重合闸怎么投、什么时候必须闭锁

重合闸的投入方式按线路类型定。110kV架空线路以瞬时性单相接地故障为主，多数采用单相重合闸，故障相跳开、其余两相继续运行，重合成功就不影响供电。电缆线路或者电缆与架空混合的线路，故障多为永久性，重合一次反而扩大设备损伤，这类线路一般投三重或者直接停用重合闸。无人值班站为了减少现场操作，也有把短线路改成三重的做法，具体按调度下达的方式执行。

检无压和检同期的配合要按两侧分别设置。线路侧检无压、母线侧检同期是常见组合，一侧先重合成功，另一侧再检同期合环。两侧都投检无压会出现抢合，两侧都投检同期则在无压状态下都合不上。重合闸的充电时间按装置默认值取，一般不少于15秒，这个时间是留给断路器机构储能和装置自检的，改短了容易在机构未充满时就发合闸命令。

必须闭锁重合闸的条件要一条一条列进定值单和运行规程。手动跳闸、母线保护动作、变压器保护联跳、断路器机构未储能、SF6气压低闭锁、远方跳闸、按频率减载动作，这些情况都不允许重合。采用分相电流差动的线路，如果重合闸方式为三重，单相故障时保护要发沟通三跳，把三相一起跳开，否则会出现两相运行。现场经常碰到的是储能接点取错，把弹簧未储能的常开接点当成常闭接点接入，结果重合闸长期处于闭锁状态，故障时从来不重合，查起来还以为是装置问题。

重合闸方式和保护装置的选相能力要匹配。分相电流差动保护在单相故障时只跳故障相，重合闸按单重方式工作；线路没有装分相电流差动、只有阶段式距离和零序保护时，单相故障往往三跳，重合闸只能按三重方式。两者不匹配的站，要么单相故障跳了三相，扩大了停电范围，要么两相运行时间过长，非全相保护动作把线路全切。重合闸方式变更时，零序保护和距离保护的选相逻辑要一并核对。

五、屏柜配置与投产调试盯住哪几项

线路保护屏的配置按双套加操作箱来做。两套保护装置分区布置，各自带独立的端子排、独立的直流空开和独立的打印机接口，操作箱按分相机构配置，跳闸回路和合闸回路分开。屏内接线要有清晰的回路编号和电缆标牌，双套保护的二次线在端子排上物理分开，检修一套时不影响另一套运行。

保护装置和站内其他二次设备的接口要一次交代清楚。跳闸、合闸、失灵启动、闭锁重合闸这些信号走硬接点，遥测、遥信、定值区、录波文件走站控层网络。故障录波屏要接入线路保护的跳闸接点和电流电压模拟量，保护信息子站要能调取两套保护的动作报告和定值，这两块的接线和通信参数在屏柜成套时就确定下来，现场再改会牵动整段电缆。站内二次安防和调度数据网的组网方式，可以对照110kV变电站二次安防通讯屏组网里的做法；保护信息上送通道的配置，保护故障信息管理子站的功能与原理里讲得比较细。

投产试验要按项做完，不能只看装置自检通过。整组传动要实际跳合断路器，验证跳闸矩阵、防跳回路和位置信号；带负荷检查要画六角图，核对两套保护的电流相序、极性、差流和差压；光纤通道联调要两侧同时对调，测通道延时和误码；重合闸试验要按各种闭锁条件逐条模拟。这几项里带负荷检查最容易被压缩时间，而它恰恰是发现CT极性接反、两套保护采样不一致的末端关口。

线路保护的定值管理也算配置的一部分。每条线路一套定值单，双套保护的定值要一致，定值区按运行方式划分，改定值时两套装置同时改并逐项核对打印值。线路保护配置发生变更之后，比如新增一条出线、改变中性点接地方式、更换CT变比，上下游线路的距离保护和零序保护都要重新校核，只改新投的那一条，相邻线路的配合关系就断了。