地區電網保護及安自裝置聯切小電源方案

李津津

(云南電網有限責任公司昆明供電局，昆明 650011)

地區電網保護及安自裝置聯切小電源方案

李津津

(云南電網有限責任公司昆明供電局，昆明 650011)

在基于地區電網結構特點及總結以往運行經驗的基礎上，對變電站主變間隙保護、備自投裝置等聯切小電源線路傳統方案的弊端進行了分析，并提出了改進措施，實現了既能保證設備安全、防止非同期并列，又能提高供電可靠性的目標。

間隙保護；備自投；小電源；聯切回路；重合閘

0 前言

110 kV終端變電站主變壓器高壓側中性點通常經間隙接地運行，為保證絕緣免遭過電壓損害，設置間隙過流、零序過壓保護，間隙保護動作首先聯切小電源并網開關[1]。考慮到部分地區中小型發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同時也可采取聯切小電源并網開關的方式[2-3]。

在實際中，有較多小型電廠或用戶自備電機經公用線路并網，當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影響時，也應盡可能滿足供電可靠性的需求，因此采用足夠優化的保護及安自裝置聯切小電源方案顯得十分迫切和必要。

1 實例分析

1.1 局部電網接線圖示例

某局部地區電網接線如圖1所示：110 kV甲站為終端站，各電壓等級均為單母分段接線，，兩臺主變容量均為50 MVA，高壓側中性點經間隙接地，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，并網小水電總容量為1 200 kW，兩條有源線線路出口處裝設有線路電壓互感器。

圖1 某局部地區電網接線圖

1.2 傳統的保護聯切小電源方案

由于甲站為終端站且下級小水電并網容量較小，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開關 (考慮有源線拒跳時將其與系統隔離的補救措施)；110 kV及35 kV備自投裝置設計聯跳回路，跳進線開關同時跳兩條35 kV有源線并網開關。相關保護整定值及動作邏輯詳見表1。

表1 傳統方案的保護整定值及動作邏輯

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

2 傳統方案存在的問題

2.1 間隙保護動作時限不合理導致誤切有源線

2.1.1 間隙過流保護

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

其中K為系統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，連續式繞組可達0.8；Uφ為系統最大相電壓。

由式 (1)可知中性點暫態電壓理論上最高達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，高壓側間隙CT將有電流流過。若此期間變壓器未脫離電網供電，則主系統將向已放電擊穿的間隙持續提供電源支撐。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110 kV中性點接地系統線路單相接地時，甲站110 kV母線零序電壓二次值為[6]：

式中X1為系統綜合正序阻抗，X0為系統綜合零序阻抗，規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進線系統側跳閘后，中壓側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，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系，僅需躲過暫態過電壓的時間即可，實際可取0.3～0.5 s。

根據以上所述，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供電

傳統方案中，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的影響，聯切出口回路往往采用接入有源線開關 “手跳”回路的方式。由于出口跳閘同時重合閘被閉鎖，將導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供電，對于公用線路來說，該片區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 聯切沒有選擇性導致擴大停電范圍

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112、312斷路器處于分位。下面以正常運行時110 kV進線1發生單相永久性接地故障為例，分析#1主變間隙保護和110 kV備自投聯切的選擇性問題。

110 kV進線1系統側跳閘后，#1主變高壓側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35 kVⅡ段母線→#2主變→110 kV進線2與主系統并網，與甲站#1主變已無直接的電氣聯系，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，由于發電出力遠小于負荷，頻率、電壓迅速下降，與系統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由于始終與系統聯網，與系統始終保持同步。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切回路均應具有選擇性，否則不必要地切除與故障無關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3.1分析得到的結論，對于中低壓側有小電源上網的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，時限應取Tjxgl1=TbhⅡ+ΔT；為保證變壓器安全第二時限跳變壓器各側開關，時限應取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主變中壓側間隙過流時間，ΔT為時間級差[1](通常應不小于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，故需要對傳統間隙保護邏輯進行優化，間隙過流與零序過壓宜采用不同的時間元件，如圖2所示。考慮到系統接地故障期間，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 聯切出口回路接線的改進

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

圖3 聯切回路改接示意圖

3.3 有源線路重合閘的改進

1)重合閘整組復歸時間的改進：35 kV有源線路被聯切跳閘后，若發電出力與負荷相當，則該線路所供片區電網頻率、電壓將達到短暫的平衡狀態，導致發電機組不能迅速解列。而傳統的重合閘整組復歸時間通常在10～15 s，若因電源支撐導致 “檢無壓”條件不能滿足超過15 s，重合閘將復歸，在人為合上開關前無法再次充電。因此帶小電源的線路重合閘整組復歸時間不宜過短，根據運行經驗，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110 kV進線發生單相永久故障時，甲站主變間隙保護和備自投可能相繼發生動作，35 kV有源線路將連續兩次被切除。110 kV線路單永故障時序圖見圖4。

假設聯切聯切不閉鎖重合閘，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，將導致第二次被聯切時重合閘不能動作。為保證兩次聯切時均能可靠重合，重合閘時間應滿足

為簡化起見，重合閘時間可按5 s整定。這樣當有源線第一次被間隙聯切后，由于開關在分位，跳閘回路未接通，當備自投向小電并網開關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，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或備供電源進線合閘不成功，即使后續重合閘動作成功也不能恢復供電。當然最優的辦法是甲站備自投不聯切有源線，但應保證甲站母線電壓尚未降至無壓定值前發電機全部解列，需要以電廠相關頻率、電壓解列判據可靠為前提；或者采取提高電廠側保護靈敏度，并以較短時限先于電網側跳閘的方式[8]。目前微機型備自投裝置動作可靠性普遍較高，在并網管理機制尚不完善的情況下，仍然推薦采取備自投動作聯切有源線的方式。

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

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

1)主變保護僅設置一個定值區，保護針對兩條有源線設置獨立的出口回路及壓板，變運人員按照前述的原則，根據運行方式投切出口壓板。此方案最為顯著的缺點是自適應性不強，對于無人值守站來說，當因保護或備自投動作導致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)主變保護設置兩個定值區 (前提是出口控制字可隨定值區切換)，每個定值區設置不同的出口邏輯，變運人員根據運行方式切換定值區。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

改進后的備自投聯切總的原則為：自投跳進線時應聯跳啟動時經失壓母線并網的有源線。

對于35 kV備自投來說，有源線1只可能經Ⅰ母并網，有源線2只可能經Ⅱ母并網，所以自投跳301開關同時聯跳341開關，跳302開關同時聯跳342開關即可。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Ⅰ母或Ⅱ母并網，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]：假設出口繼電器CK1用于出口跳35 kV有源線1，回路中串聯的壓板為LP11；CK2用于出口跳35 kV有源線2，回路中串聯的壓板為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，如圖5所示，現場根據有源線并網方式投切壓板，例如LP11在35 kV有源線1經110 kVⅠ母并網時投入，經Ⅱ母并網時切除，其余情況可同理類推。此方案仍需人工操作，不具有自適應性。

表2 110 kV備自投出口控制字

圖5 110 kV備自投聯切出口回路

4 結束語

本文以昆明某地區局部電網為例，分析了傳統的間隙保護、備自投等裝置聯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，電網調度部門應加強電廠和用戶自備發電設備的并網技術監督管理，完善發電機相關頻率、電壓解列判據，動作將發電機切除；同時應做好對運行維護單位的專業技術管理，對變電站現場運行規程進行嚴格把關，防止因保護、安自裝置的功能及壓板不正確投切對電網和設備安全造成影響。

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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，云南電網有限責任公司昆明供電局，從事繼電保護整定計算及專業管理工作 (e-mail) 291114635＠qq.com。