李津津

(云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司昆明供電局，昆明 650011)

地區(qū)電網(wǎng)保護及安自裝置聯(lián)切小電源方案

李津津

(云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司昆明供電局，昆明 650011)

在基于地區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)特點及總結(jié)以往運行經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，對變電站主變間隙保護、備自投裝置等聯(lián)切小電源線路傳統(tǒng)方案的弊端進行了分析，并提出了改進措施，實現(xiàn)了既能保證設(shè)備安全、防止非同期并列，又能提高供電可靠性的目標(biāo)。

間隙保護；備自投；小電源；聯(lián)切回路；重合閘

0 前言

110 kV終端變電站主變壓器高壓側(cè)中性點通常經(jīng)間隙接地運行，為保證絕緣免遭過電壓損害，設(shè)置間隙過流、零序過壓保護，間隙保護動作首先聯(lián)切小電源并網(wǎng)開關(guān)[1]?？紤]到部分地區(qū)中小型發(fā)電機故障解列措施尚不夠完備，為防止非同期合閘造成對小水電站機組的沖擊傷害，備自投裝置動作跳進線開關(guān)同時也可采取聯(lián)切小電源并網(wǎng)開關(guān)的方式[2-3]。

在實際中，有較多小型電廠或用戶自備電機經(jīng)公用線路并網(wǎng)，當(dāng)有小電源的公用線路被切除的同時，勢必將引起用電負荷的損失。在考慮降低小電源對系統(tǒng)影響時，也應(yīng)盡可能滿足供電可靠性的需求，因此采用足夠優(yōu)化的保護及安自裝置聯(lián)切小電源方案顯得十分迫切和必要。

1 實例分析

1.1 局部電網(wǎng)接線圖示例

某局部地區(qū)電網(wǎng)接線如圖1所示：110 kV甲站為終端站，各電壓等級均為單母分段接線，，兩臺主變?nèi)萘烤鶠?0 MVA，高壓側(cè)中性點經(jīng)間隙接地，全站負載率為50%；35 kV有源線1、有源線2均為單線串供 “T”接線且有小水電并網(wǎng)，并網(wǎng)小水電總?cè)萘繛? 200 kW，兩條有源線線路出口處裝設(shè)有線路電壓互感器。

圖1 某局部地區(qū)電網(wǎng)接線圖

1.2 傳統(tǒng)的保護聯(lián)切小電源方案

由于甲站為終端站且下級小水電并網(wǎng)容量較小，故110 kV進線1、進線2未配置線路保護。# 1、#2主變配置間隙過流保護及零序過壓保護，兩者共用時間元件，一時限跳35 kV有源線1、有源線2，二時限跳主變中壓側(cè)開關(guān) (考慮有源線拒跳時將其與系統(tǒng)隔離的補救措施)；110 kV及35 kV備自投裝置設(shè)計聯(lián)跳回路，跳進線開關(guān)同時跳兩條35 kV有源線并網(wǎng)開關(guān)。相關(guān)保護整定值及動作邏輯詳見表1。

表1 傳統(tǒng)方案的保護整定值及動作邏輯

甲站110 kV主變間隙保護、相關(guān)備自投聯(lián)跳出口直接接入有源線間隔341、342開關(guān)操作箱“手跳”回路，即聯(lián)切時直接閉鎖重合閘。如此一來，當(dāng)任一臺主變間隙保護或高/中壓側(cè)備自投裝置動作時，會將35 kV有源線1、有源線2并網(wǎng)開關(guān)全部永久性切除，切除小電源的同時將造成四座35 kV變電站失壓。

2 傳統(tǒng)方案存在的問題

2.1 間隙保護動作時限不合理導(dǎo)致誤切有源線

2.1.1 間隙過流保護

當(dāng)110 kV主供線路單相接地或單相跳閘時，瞬將間產(chǎn)生較高的暫態(tài)過電壓，由此引起的中性點暫態(tài)電壓最大值U0’為[4]：

其中K為系統(tǒng)綜合零序電抗與正序電抗之比，最大可取到3；γ為變壓器衰減振蕩系數(shù)，連續(xù)式繞組可達0.8；Uφ為系統(tǒng)最大相電壓。

由式 (1)可知中性點暫態(tài)電壓理論上最高達79 kV，已超過了140 mm水平棒間隙工頻放電電壓54～64 kV[5]，從而引起110 kV主變間隙擊穿，高壓側(cè)間隙CT將有電流流過。若此期間變壓器未脫離電網(wǎng)供電，則主系統(tǒng)將向已放電擊穿的間隙持續(xù)提供電源支撐。換個角度講，間隙過流保護一時限先于主供線路保護動作將小電源線路切除，則由于上級電源的支撐，間隙電流仍不會消失，系統(tǒng)的故障工況并沒有因為小電源先行被切除而得到改善，反而造成了不必要的負荷損失。

以上表明，若間隙過流保護動作時限不能與110 kV線路保護有效地配合，將存在110 kV線路接地故障期間因其所供110 kV主變間隙擊穿導(dǎo)致間隙過流保護搶先動作而誤切有源線路的可能。

2.1.2 零序過壓保護分析

當(dāng)110 kV中性點接地系統(tǒng)線路單相接地時，甲站110 kV母線零序電壓二次值為[6]：

式中X1為系統(tǒng)綜合正序阻抗，X0為系統(tǒng)綜合零序阻抗，規(guī)程要求在各種條件下零序與正序電抗之比 (X0/X1)為正值并且不大于3[7]；UN.3= 100 V，即PT開口三角繞組二次側(cè)的相電壓額定值。

實際的零序過壓保護整定中，3U0通常取150～180 V。由式 (2)可知，中性點接地系統(tǒng)單相接地時，二次值3U0≤180 V，實際通常不超過150 V，往往小于零序過壓整定值。只有在110 kV進線系統(tǒng)側(cè)跳閘后，中壓側(cè)小電源支撐甲站故障線路所供主變形成局部的中性點不接地系統(tǒng)，開口三角二次電壓3U0=3UN.3=300 V，實際的3U0約為200～250 V，已明顯大于零序過壓整定值，然而此情況下零序過壓保護與上、下級保護已不存在任何配合關(guān)系，僅需躲過暫態(tài)過電壓的時間即可，實際可取0.3～0.5 s。

根據(jù)以上所述，零序過壓保護只要電壓取值合理，就基本不存在系統(tǒng)接地故障期時誤動的問題。

2.2 小電源線路被切除后不能自行恢復(fù)供電

傳統(tǒng)方案中，考慮到小電源自身解列措施尚不完善的實際情況，為了防止非同期并列，并“簡單徹底”地消除小電源對系統(tǒng)的影響，聯(lián)切出口回路往往采用接入有源線開關(guān) “手跳”回路的方式。由于出口跳閘同時重合閘被閉鎖，將導(dǎo)致有源線被一次性永久切除，需要進行人工合閘操作方可恢復(fù)供電，對于公用線路來說，該片區(qū)用戶的停電時間將因此延長10～30 min，如遇特殊情況則可能延誤更長的時間。由此看來，聯(lián)切帶小電源的公用線路時采取閉鎖重合閘的方式對供電可靠性十分不利。

2.3 聯(lián)切沒有選擇性導(dǎo)致擴大停電范圍

圖1中的甲站正常時110 kV及35 kVⅠ、Ⅱ段母線均分列運行，即母聯(lián)112、312斷路器處于分位。下面以正常運行時110 kV進線1發(fā)生單相永久性接地故障為例，分析#1主變間隙保護和110 kV備自投聯(lián)切的選擇性問題。

110 kV進線1系統(tǒng)側(cè)跳閘后，#1主變高壓側(cè)零序過電壓保護動作或#1主變間隙擊穿后間隙過流動作。因零序過電壓或間隙擊穿均為35 kV有源線1的電源支撐作用引起，間隙保護動作僅需將35 kV有源線1切除即可；35 kV有源線2經(jīng)35 kVⅡ段母線→#2主變→110 kV進線2與主系統(tǒng)并網(wǎng)，與甲站#1主變已無直接的電氣聯(lián)系，故無需切除35 kV有源線2。

110 kV進線1跳閘引起110 kVⅠ段母線 “失壓”，當(dāng)母線電壓降至無壓定值 (0.3Ue，即0.3倍額定電壓)后，110 kV備自投邏輯啟動。為防止非同期合閘，跳進線1同時聯(lián)切35 kV有源線路。110 kVⅠ母 “失壓”后，35 kV有源線1帶35 kVⅠ母負荷短暫地形成孤網(wǎng)，由于發(fā)電出力遠小于負荷，頻率、電壓迅速下降，與系統(tǒng)電壓將存在幅值和相角差，若電壓降至備自投無壓啟動值后電廠仍不能可靠解列，備自投合閘前若不切除有源線1將存在非同期并列的可能；35 kV有源線2由于始終與系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)，與系統(tǒng)始終保持同步。因此正常方式下110 kV備自投動作跳進線1時應(yīng)僅切除35 kV有源線1，其余備自投邏輯可同理類推。

以上所述，間隙保護及備自投聯(lián)切回路均應(yīng)具有選擇性，否則不必要地切除與故障無關(guān)的有源線路將擴大停電范圍，可能引起不必要的負荷損失。

3 改進方案

3.1 間隙過流時間及間隙保護邏輯的改進

根據(jù)3.1分析得到的結(jié)論，對于中低壓側(cè)有小電源上網(wǎng)的110 kV主變，為防止110 kV線路接地故障期間間隙過流誤動作，間隙過流第一時限跳小電源進線開關(guān)，時限應(yīng)取Tjxgl1=TbhⅡ+ΔT；為保證變壓器安全第二時限跳變壓器各側(cè)開關(guān)，時限應(yīng)取Tjxgl2=Tjxgl.220+ΔT。其中TbhⅡ為110 kV線路保護全線有靈敏度段動作時間，Tjxgl.220為上級220 kV主變中壓側(cè)間隙過流時間，ΔT為時間級差[1](通常應(yīng)不小于0.3 s)。

方案改進后，間隙過流保護一時限取值范圍在0.6～0.9 s，而零序過壓保護一時限通常為0.3～0.5 s，故需要對傳統(tǒng)間隙保護邏輯進行優(yōu)化，間隙過流與零序過壓宜采用不同的時間元件，如圖2所示?？紤]到系統(tǒng)接地故障期間，變壓器間隙間歇性地擊穿，零序過壓與間隙過流判據(jù)交替動作，為提高可靠性推薦采用兩元件 “或門”的邏輯。

圖2 改進后的間隙保護邏輯

3.2 聯(lián)切出口回路接線的改進

根據(jù)上述分析，為提高供電可靠性，在小電源線路被切除后，希望孤網(wǎng)中的發(fā)電機解列后，線路開關(guān)能自動重合恢復(fù)供電。為此需要將主變保護、備自投的聯(lián)切出口回路由35 kV有源線開關(guān)操作箱的 “手跳”回路改接至 “保護跳”回路，如圖3所示，當(dāng)小電源線路開關(guān)被聯(lián)切跳閘后，可通過 “不對應(yīng)啟動”方式啟動重合閘。

圖3 聯(lián)切回路改接示意圖

3.3 有源線路重合閘的改進

1)重合閘整組復(fù)歸時間的改進：35 kV有源線路被聯(lián)切跳閘后，若發(fā)電出力與負荷相當(dāng)，則該線路所供片區(qū)電網(wǎng)頻率、電壓將達到短暫的平衡狀態(tài)，導(dǎo)致發(fā)電機組不能迅速解列。而傳統(tǒng)的重合閘整組復(fù)歸時間通常在10～15 s，若因電源支撐導(dǎo)致 “檢無壓”條件不能滿足超過15 s，重合閘將復(fù)歸，在人為合上開關(guān)前無法再次充電。因此帶小電源的線路重合閘整組復(fù)歸時間不宜過短，根據(jù)運行經(jīng)驗，不宜小于5 min，以10 min左右為宜。

2)重合閘動作延時的改進探討：當(dāng)110 kV進線發(fā)生單相永久故障時，甲站主變間隙保護和備自投可能相繼發(fā)生動作，35 kV有源線路將連續(xù)兩次被切除。110 kV線路單永故障時序圖見圖4。

假設(shè)聯(lián)切聯(lián)切不閉鎖重合閘，且備自投為“瞬時有壓計時清零”型。由圖4可知，35 kV有源線兩次聯(lián)切跳閘的時間間隔T12=Tbh+Tch+Tjs+ Tzt-Tjx，其中 Tbh為110 kV線路保護動作時間，Tch為110 kV線路重合閘動作時間，Tjs為110 kV線路后加速動作時間，Tjs為甲站110 kV或35 kV備自投動作時間，Tjx為甲站間隙保護動作時間。若有源線路的重合閘時間Tch’≤T12，由于有源線第一次重合動作同時重合閘放電，之后將間隔約15 s方再次充電，將導(dǎo)致第二次被聯(lián)切時重合閘不能動作。為保證兩次聯(lián)切時均能可靠重合，重合閘時間應(yīng)滿足

為簡化起見，重合閘時間可按5 s整定。這樣當(dāng)有源線第一次被間隙聯(lián)切后，由于開關(guān)在分位，跳閘回路未接通，當(dāng)備自投向小電并網(wǎng)開關(guān)的操作箱輸出跳閘令時，跳閘回路尚未接通，操作箱中的任一只繼電器均不改變其原有的狀態(tài)，有源線的保護裝置亦不能感受到任何開入量的變化，故不會引起重合閘的放電。

然而重合閘時間的延長將導(dǎo)致與下級35 kV變電站備自投時間失配，線路跳閘后備自投將先于重合閘動作，若自投跳主供電源后母聯(lián)或備供電源進線合閘不成功，即使后續(xù)重合閘動作成功也不能恢復(fù)供電。當(dāng)然最優(yōu)的辦法是甲站備自投不聯(lián)切有源線，但應(yīng)保證甲站母線電壓尚未降至無壓定值前發(fā)電機全部解列，需要以電廠相關(guān)頻率、電壓解列判據(jù)可靠為前提；或者采取提高電廠側(cè)保護靈敏度，并以較短時限先于電網(wǎng)側(cè)跳閘的方式[8]。目前微機型備自投裝置動作可靠性普遍較高，在并網(wǎng)管理機制尚不完善的情況下，仍然推薦采取備自投動作聯(lián)切有源線的方式。

3.4 出口連接片投切原則的改進

3.4.1 間隙保護出口連接片投切原則

根據(jù)前文的分析可知，甲站#1、#2主變間隙保護均應(yīng)有選擇性地聯(lián)切經(jīng)該主變并網(wǎng)的有源線：當(dāng)35 kV母線分列運行時，#1主變保護只應(yīng)聯(lián)跳35 kV有源線1，#2主變保護只應(yīng)聯(lián)跳35 kV有源線2；當(dāng)35kV母線并列運行時，兩臺主變保護都應(yīng)聯(lián)跳兩條有源線。為滿足此要求，在此提供兩種方案，可根據(jù)實際需要進行選擇。

1)主變保護僅設(shè)置一個定值區(qū)，保護針對兩條有源線設(shè)置獨立的出口回路及壓板，變運人員按照前述的原則，根據(jù)運行方式投切出口壓板。此方案最為顯著的缺點是自適應(yīng)性不強，對于無人值守站來說，當(dāng)因保護或備自投動作導(dǎo)致35 kV母線分列/并列方式運行方式變化后，需要派人到站進行投切連接片的操作。

2)主變保護設(shè)置兩個定值區(qū) (前提是出口控制字可隨定值區(qū)切換)，每個定值區(qū)設(shè)置不同的出口邏輯，變運人員根據(jù)運行方式切換定值區(qū)。為減少人為工作量，在條件具備的情況下可采取遠方切換定值區(qū)的方式[9-10]。

3.4.2 備自投出口連接片投切原則

改進后的備自投聯(lián)切總的原則為：自投跳進線時應(yīng)聯(lián)跳啟動時經(jīng)失壓母線并網(wǎng)的有源線。

對于35 kV備自投來說，有源線1只可能經(jīng)Ⅰ母并網(wǎng)，有源線2只可能經(jīng)Ⅱ母并網(wǎng)，所以自投跳301開關(guān)同時聯(lián)跳341開關(guān)，跳302開關(guān)同時聯(lián)跳342開關(guān)即可?？刹扇≡诔隹诳刂谱终ㄖ袑⒊隹诙ㄖ倒潭ɑ蛑苯咏?jīng)重動繼電器擴展跳進線1、進線2的出口接點等方式。

對于110 kV備自投來說，任一有源線均可能經(jīng)Ⅰ母或Ⅱ母并網(wǎng)，所以不能采取類似于35 kV備自投的固定出口方式，而且出口控制字通常為所有定值區(qū)公用，不能隨定值一起切換。在此提出一種方法，可滿足改進后原則的要求。以RCS -9651C型備自投為例[11]：假設(shè)出口繼電器CK1用于出口跳35 kV有源線1，回路中串聯(lián)的壓板為LP11；CK2用于出口跳35 kV有源線2，回路中串聯(lián)的壓板為LP12；將自投跳進線1、進線2所在為全部置 “1”投入，如表2所示；同時將CK1與CK2的出口回路在端子排并聯(lián)，如圖5所示，現(xiàn)場根據(jù)有源線并網(wǎng)方式投切壓板，例如LP11在35 kV有源線1經(jīng)110 kVⅠ母并網(wǎng)時投入，經(jīng)Ⅱ母并網(wǎng)時切除，其余情況可同理類推。此方案仍需人工操作，不具有自適應(yīng)性。

表2 110 kV備自投出口控制字

圖5 110 kV備自投聯(lián)切出口回路

4 結(jié)束語

本文以昆明某地區(qū)局部電網(wǎng)為例，分析了傳統(tǒng)的間隙保護、備自投等裝置聯(lián)切小電源方案存在的不足之處，提出了間隙過流保護時間及邏輯、有源線重合閘整定、聯(lián)切出口回路接線、出口連接片投切原則等方面的改進措施，達到了兼顧系統(tǒng)安全性與供電可靠性的要求。

為確保改進后的方案順利實施，電網(wǎng)調(diào)度部門應(yīng)加強電廠和用戶自備發(fā)電設(shè)備的并網(wǎng)技術(shù)監(jiān)督管理，完善發(fā)電機相關(guān)頻率、電壓解列判據(jù)，動作將發(fā)電機切除；同時應(yīng)做好對運行維護單位的專業(yè)技術(shù)管理，對變電站現(xiàn)場運行規(guī)程進行嚴格把關(guān)，防止因保護、安自裝置的功能及壓板不正確投切對電網(wǎng)和設(shè)備安全造成影響。

[1] Q/CSG110037-2012，南方電網(wǎng)10 kV～110 kV系統(tǒng)繼電保護整定計算規(guī)程 [S].

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Research on Improvement of Protection&Security Automatic Device's Scheme of Tripping Small Power in Regional Power Grid

LI Jinjin
(Kunming Power Supply Bureau Yunnan Power Grid Co.，Ltd.，Kunming 650011)

On the basis of experience and the analysis of the structural characteristics of regional power grid，analyzed the disadvantages of traditional scheme of tripping small power line of gap protection and backup automatic switch etc，and put forward a improvement measure which can ensure the safety of equipment，prevent asynchronous juxtaposition and improve the reliability of power supply.

gap protection；backup automatic switch；small power；tripping circuit；line loss；reclosing

TM75

B

1006-7345(2015)03-0121-05

2014-12-28

李津津 (1988)，男，助理工程師，云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司昆明供電局，從事繼電保護整定計算及專業(yè)管理工作 (e-mail) 291114635＠qq.com。