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(hù)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(diǎn)及總結(jié)以往運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，對(duì)變電站主變間隙保護(hù)、備自投裝置等聯(lián)切小電源線路傳統(tǒng)方案的弊端進(jìn)行了分析，并提出了改進(jìn)措施，實(shí)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(hù)；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(diǎn)通常經(jīng)間隙接地運(yùn)行，為保證絕緣免遭過(guò)電壓損害，設(shè)置間隙過(guò)流、零序過(guò)壓保護(hù)，間隙保護(hù)動(dòng)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(jī)故障解列措施尚不夠完備，為防止非同期合閘造成對(duì)小水電站機(jī)組的沖擊傷害，備自投裝置動(dòng)作跳進(jìn)線開關(guān)同時(shí)也可采取聯(lián)切小電源并網(wǎng)開關(guān)的方式[2-3]。

在實(shí)際中，有較多小型電廠或用戶自備電機(jī)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(shí)，勢(shì)必將引起用電負(fù)荷的損失。在考慮降低小電源對(duì)系統(tǒng)影響時(shí)，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(hù)及安自裝置聯(lián)切小電源方案顯得十分迫切和必要。

1 實(shí)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(jí)均為單母分段接線，，兩臺(tái)主變?nèi)萘烤鶠?0 MVA，高壓側(cè)中性點(diǎn)經(jīng)間隙接地，全站負(fù)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(hù)聯(lián)切小電源方案

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

表1 傳統(tǒng)方案的保護(hù)整定值及動(dòng)作邏輯

甲站110 kV主變間隙保護(hù)、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(shí)直接閉鎖重合閘。如此一來(lái)，當(dāng)任一臺(tái)主變間隙保護(hù)或高/中壓側(cè)備自投裝置動(dòng)作時(shí)，會(huì)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(shí)將造成四座35 kV變電站失壓。

2 傳統(tǒng)方案存在的問(wèn)題

2.1 間隙保護(hù)動(dòng)作時(shí)限不合理導(dǎo)致誤切有源線

2.1.1 間隙過(guò)流保護(hù)

當(dāng)110 kV主供線路單相接地或單相跳閘時(shí)，瞬將間產(chǎn)生較高的暫態(tài)過(guò)電壓，由此引起的中性點(diǎn)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(dá)0.8；Uφ為系統(tǒng)最大相電壓。

由式 (1)可知中性點(diǎn)暫態(tài)電壓理論上最高達(dá)79 kV，已超過(guò)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(guò)。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(gè)角度講，間隙過(guò)流保護(hù)一時(shí)限先于主供線路保護(hù)動(dòng)作將小電源線路切除，則由于上級(jí)電源的支撐，間隙電流仍不會(huì)消失，系統(tǒng)的故障工況并沒(méi)有因?yàn)樾‰娫聪刃斜磺谐玫礁纳疲炊斐闪瞬槐匾呢?fù)荷損失。

以上表明，若間隙過(guò)流保護(hù)動(dòng)作時(shí)限不能與110 kV線路保護(hù)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(guò)流保護(hù)搶先動(dòng)作而誤切有源線路的可能。

2.1.2 零序過(guò)壓保護(hù)分析

當(dāng)110 kV中性點(diǎn)接地系統(tǒng)線路單相接地時(shí)，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(shí)際的零序過(guò)壓保護(hù)整定中，3U0通常取150～180 V。由式 (2)可知，中性點(diǎn)接地系統(tǒng)單相接地時(shí)，二次值3U0≤180 V，實(shí)際通常不超過(guò)150 V，往往小于零序過(guò)壓整定值。只有在110 kV進(jìn)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(diǎn)不接地系統(tǒng)，開口三角二次電壓3U0=3UN.3=300 V，實(shí)際的3U0約為200～250 V，已明顯大于零序過(guò)壓整定值，然而此情況下零序過(guò)壓保護(hù)與上、下級(jí)保護(hù)已不存在任何配合關(guān)系，僅需躲過(guò)暫態(tài)過(guò)電壓的時(shí)間即可，實(shí)際可取0.3～0.5 s。

根據(jù)以上所述，零序過(guò)壓保護(hù)只要電壓取值合理，就基本不存在系統(tǒng)接地故障期時(shí)誤動(dòng)的問(wèn)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(shí)際情況，為了防止非同期并列，并“簡(jiǎn)單徹底”地消除小電源對(duì)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(shí)重合閘被閉鎖，將導(dǎo)致有源線被一次性永久切除，需要進(jìn)行人工合閘操作方可恢復(fù)供電，對(duì)于公用線路來(lái)說(shuō)，該片區(qū)用戶的停電時(shí)間將因此延長(zhǎng)10～30 min，如遇特殊情況則可能延誤更長(zhǎng)的時(shí)間。由此看來(lái)，聯(lián)切帶小電源的公用線路時(shí)采取閉鎖重合閘的方式對(duì)供電可靠性十分不利。

2.3 聯(lián)切沒(méi)有選擇性導(dǎo)致擴(kuò)大停電范圍

圖1中的甲站正常時(shí)110 kV及35 kVⅠ、Ⅱ段母線均分列運(yùn)行，即母聯(lián)112、312斷路器處于分位。下面以正常運(yùn)行時(shí)110 kV進(jìn)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(hù)和110 kV備自投聯(lián)切的選擇性問(wèn)題。

110 kV進(jìn)線1系統(tǒng)側(cè)跳閘后，#1主變高壓側(cè)零序過(guò)電壓保護(hù)動(dòng)作或#1主變間隙擊穿后間隙過(guò)流動(dòng)作。因零序過(guò)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(hù)動(dòng)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(jìn)線2與主系統(tǒng)并網(wǎng)，與甲站#1主變已無(wú)直接的電氣聯(lián)系，故無(wú)需切除35 kV有源線2。

110 kV進(jìn)線1跳閘引起110 kVⅠ段母線 “失壓”，當(dāng)母線電壓降至無(wú)壓定值 (0.3Ue，即0.3倍額定電壓)后，110 kV備自投邏輯啟動(dòng)。為防止非同期合閘，跳進(jìn)線1同時(shí)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(fù)荷短暫地形成孤網(wǎng)，由于發(fā)電出力遠(yuǎn)小于負(fù)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(wú)壓?jiǎn)?dòng)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(dòng)作跳進(jìn)線1時(shí)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(hù)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(wú)關(guān)的有源線路將擴(kuò)大停電范圍，可能引起不必要的負(fù)荷損失。

3 改進(jìn)方案

3.1 間隙過(guò)流時(shí)間及間隙保護(hù)邏輯的改進(jìn)

根據(jù)3.1分析得到的結(jié)論，對(duì)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(guò)流誤動(dòng)作，間隙過(guò)流第一時(shí)限跳小電源進(jìn)線開關(guān)，時(shí)限應(yīng)取Tjxgl1=TbhⅡ+ΔT；為保證變壓器安全第二時(shí)限跳變壓器各側(cè)開關(guān)，時(shí)限應(yīng)取Tjxgl2=Tjxgl.220+ΔT。其中TbhⅡ?yàn)?10 kV線路保護(hù)全線有靈敏度段動(dòng)作時(shí)間，Tjxgl.220為上級(jí)220 kV主變中壓側(cè)間隙過(guò)流時(shí)間，ΔT為時(shí)間級(jí)差[1](通常應(yīng)不小于0.3 s)。

方案改進(jìn)后，間隙過(guò)流保護(hù)一時(shí)限取值范圍在0.6～0.9 s，而零序過(guò)壓保護(hù)一時(shí)限通常為0.3～0.5 s，故需要對(duì)傳統(tǒng)間隙保護(hù)邏輯進(jìn)行優(yōu)化，間隙過(guò)流與零序過(guò)壓宜采用不同的時(shí)間元件，如圖2所示。考慮到系統(tǒng)接地故障期間，變壓器間隙間歇性地?fù)舸阈蜻^(guò)壓與間隙過(guò)流判據(jù)交替動(dòng)作，為提高可靠性推薦采用兩元件 “或門”的邏輯。

圖2 改進(jìn)后的間隙保護(hù)邏輯

3.2 聯(lián)切出口回路接線的改進(jìn)

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(jī)解列后，線路開關(guān)能自動(dòng)重合恢復(fù)供電。為此需要將主變保護(hù)、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(hù)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(guò) “不對(duì)應(yīng)啟動(dòng)”方式啟動(dòng)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(jìn)

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

2)重合閘動(dòng)作延時(shí)的改進(jìn)探討：當(dāng)110 kV進(jìn)線發(fā)生單相永久故障時(shí)，甲站主變間隙保護(hù)和備自投可能相繼發(fā)生動(dòng)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(shí)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(shí)有壓計(jì)時(shí)清零”型。由圖4可知，35 kV有源線兩次聯(lián)切跳閘的時(shí)間間隔T12=Tbh+Tch+Tjs+ Tzt-Tjx，其中 Tbh為110 kV線路保護(hù)動(dòng)作時(shí)間，Tch為110 kV線路重合閘動(dòng)作時(shí)間，Tjs為110 kV線路后加速動(dòng)作時(shí)間，Tjs為甲站110 kV或35 kV備自投動(dòng)作時(shí)間，Tjx為甲站間隙保護(hù)動(dòng)作時(shí)間。若有源線路的重合閘時(shí)間Tch’≤T12，由于有源線第一次重合動(dòng)作同時(shí)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(shí)重合閘不能動(dòng)作。為保證兩次聯(lián)切時(shí)均能可靠重合，重合閘時(shí)間應(yīng)滿足

為簡(jiǎn)化起見，重合閘時(shí)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(shí)，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(hù)裝置亦不能感受到任何開入量的變化，故不會(huì)引起重合閘的放電。

然而重合閘時(shí)間的延長(zhǎng)將導(dǎo)致與下級(jí)35 kV變電站備自投時(shí)間失配，線路跳閘后備自投將先于重合閘動(dòng)作，若自投跳主供電源后母聯(lián)或備供電源進(jìn)線合閘不成功，即使后續(xù)重合閘動(dòng)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(wú)壓定值前發(fā)電機(jī)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(hù)靈敏度，并以較短時(shí)限先于電網(wǎng)側(cè)跳閘的方式[8]。目前微機(jī)型備自投裝置動(dòng)作可靠性普遍較高，在并網(wǎng)管理機(jī)制尚不完善的情況下，仍然推薦采取備自投動(dòng)作聯(lián)切有源線的方式。

3.4 出口連接片投切原則的改進(jìn)

3.4.1 間隙保護(hù)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(hù)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(yùn)行時(shí)，#1主變保護(hù)只應(yīng)聯(lián)跳35 kV有源線1，#2主變保護(hù)只應(yīng)聯(lián)跳35 kV有源線2；當(dāng)35kV母線并列運(yùn)行時(shí)，兩臺(tái)主變保護(hù)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(shí)際需要進(jìn)行選擇。

1)主變保護(hù)僅設(shè)置一個(gè)定值區(qū)，保護(hù)針對(duì)兩條有源線設(shè)置獨(dú)立的出口回路及壓板，變運(yùn)人員按照前述的原則，根據(jù)運(yùn)行方式投切出口壓板。此方案最為顯著的缺點(diǎn)是自適應(yīng)性不強(qiáng)，對(duì)于無(wú)人值守站來(lái)說(shuō)，當(dāng)因保護(hù)或備自投動(dòng)作導(dǎo)致35 kV母線分列/并列方式運(yùn)行方式變化后，需要派人到站進(jìn)行投切連接片的操作。

2)主變保護(hù)設(shè)置兩個(gè)定值區(qū) (前提是出口控制字可隨定值區(qū)切換)，每個(gè)定值區(qū)設(shè)置不同的出口邏輯，變運(yùn)人員根據(jù)運(yùn)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(yuǎn)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(jìn)后的備自投聯(lián)切總的原則為：自投跳進(jìn)線時(shí)應(yīng)聯(lián)跳啟動(dòng)時(shí)經(jīng)失壓母線并網(wǎng)的有源線。

對(duì)于35 kV備自投來(lái)說(shuō)，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(shí)聯(lián)跳341開關(guān)，跳302開關(guān)同時(shí)聯(lián)跳342開關(guān)即可。可采取在出口控制字整定中將出口定值固定或直接經(jīng)重動(dòng)繼電器擴(kuò)展跳進(jìn)線1、進(jìn)線2的出口接點(diǎn)等方式。

對(duì)于110 kV備自投來(lái)說(shuō)，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(jìn)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L(zhǎng)P11；CK2用于出口跳35 kV有源線2，回路中串聯(lián)的壓板為L(zhǎng)P12；將自投跳進(jìn)線1、進(jìn)線2所在為全部置 “1”投入，如表2所示；同時(shí)將CK1與CK2的出口回路在端子排并聯(lián)，如圖5所示，現(xiàn)場(chǎng)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(shí)投入，經(jīng)Ⅱ母并網(wǎng)時(shí)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(yǔ)

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(hù)、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(guò)流保護(hù)時(shí)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(jìn)措施，達(dá)到了兼顧系統(tǒng)安全性與供電可靠性的要求。

為確保改進(jìn)后的方案順利實(shí)施，電網(wǎng)調(diào)度部門應(yīng)加強(qiáng)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(jī)相關(guān)頻率、電壓解列判據(jù)，動(dòng)作將發(fā)電機(jī)切除；同時(shí)應(yīng)做好對(duì)運(yùn)行維護(hù)單位的專業(yè)技術(shù)管理，對(duì)變電站現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行規(guī)程進(jìn)行嚴(yán)格把關(guān)，防止因保護(hù)、安自裝置的功能及壓板不正確投切對(duì)電網(wǎng)和設(shè)備安全造成影響。

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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(hù)整定計(jì)算及專業(yè)管理工作 (e-mail) 291114635＠qq.com。