關于并網電廠涉網保護定值配合研究

安化龍，范小濤，陳　默

(四川省電力工業調整試驗所，四川 成都　610016)

關于并網電廠涉網保護定值配合研究

安化龍，范小濤，陳默

(四川省電力工業調整試驗所，四川 成都610016)

摘要：有關整定導則對于涉網保護的保護定值計算及時限配合提出了要求，但針對各個電網公司的不同運行方式，并不是完全適用。以四川電網為例，結合具體涉網保護配置整定，論述了涉網保護的絕大部分較為常見的問題，最終討論并制定出了涉網保護整定定值和保護動作時間配合的解決方案。

關鍵詞：涉網保護；運行方式；保護整定；保護時限配合；網源協調

0引言

網源協調是指電網和并網電廠在運行和管理方面的技術協調的總稱。并網電廠涉網保護配合是指和并網電廠運行相關需要和電網相關保護配合的總稱,屬于網源協調技術協調的重要組成部分，目前隨著電網的日趨增大，并網電廠對于相關保護的配置、正確選型以及定值的合理整定是非常重要的，對于并網電廠來說，在系統發生故障時，快速切除相關故障使電網和電廠的損失降到最低，從而確保設備的安全性和系統的穩定性。

1涉網電廠相關保護定值整定及時限配合

從四川電網大型水/火電機組的運行實踐出發，對并網電廠主要的涉網保護配置整定，進行了詳細的分析，以供電廠的相關工程技術人員借鑒。

對于涉網電廠的保護整定和配置，目前絕大部分電廠都是參照GB/T 14285-2006《繼電保護和安全自動裝置技術規程》、DL/T 684-2012《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》、【2012】352號《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》以及所在電網的技術反措來配置整定。隨著大容量發電機、變壓器保護根據不同廠家發展了一些新原理以及每年電網運行方式的變化，定值計算需要相應的指導原則，而保護定值設定除依據保護動作判據外，在很大程度上需要結合設備現場安裝、運行的實際情況做相應的調整，故相關涉網機組保護都應隨之進行相應的修改，以滿足繼電保護“四性”的基本要求。而依據電網結構和繼電保護配置情況，應按相關規定進行繼電保護的整定計算。當靈敏性與選擇性難以兼顧時，應首先考慮以保靈敏度為主，防止保護拒動，并備案報主管領導批準[3]。

根據多年對于大型發電機變壓器保護的整定計算經驗，針對目前四川省電力公司并網電廠的涉網保護提出了一些實際整定經驗，供相關工程技術人員借鑒。

2涉網電廠的主要保護配合

2.1　主變壓器/啟備變壓器高壓側接地后備保護整定

主變壓器/啟備變壓器高壓側星型接線的高壓側零序過流保護：設計規范要求一般在電壓等級為110 kV及以上的變壓器，在高壓側直接接地運行的變壓器需裝設接地故障的零序電流保護。對雙繞組變壓器可由兩段式零序過電流保護構成，三繞組普通變壓器零序過流可采用外接零序電流或自產零序電流，而對高、中壓側均直接接地的三繞組變壓器，高、中壓側側均應裝設帶方向的零序過電流保護[5]。

一般對于并網電廠而言，主變壓器/啟備變壓器高壓側零序過流保護需要和系統側接地后備保護進行配合，對大型機組一般配置兩段零序過流保護，而大部分并網電廠的主變壓器/啟備變壓器高壓側零序過流保護由調度提供，對需要自己整定的涉網電廠機組，零序Ⅰ、Ⅱ段根據實際整定經驗從保護的靈敏性、可靠性和選擇性綜合考慮。

零序Ⅰ段考慮到保護的靈敏性和選擇性可按照下述兩種整定原則。

1)零序Ⅰ段：

①按最小運行方式下變壓器高壓側母線單相接地短路來整定，按靈敏度為2來進行計算。

式中：Z∑=Z1+Z2+Z0(折算到SB=100 MVA，UB=UAV(平均電壓)下折算到短路點的各序阻抗的標幺值之和)。

最終確定動作電流I0.OP=Kobra3I0/2

式中：最大分支系數Kobra是指在最小運行方式下線路保護區末端發生接地時，流過保護零序電流與流過線路零序電流比。

②按照零序Ⅰ段動作電流應與相鄰線路Ⅱ段零序過流保護配合(多條線路可分別計算)。

3Ig.0=Krel×Kobra×3Ig.0.Ⅱ/nTA

式中：Krel為可靠系數，取1.1；nTA為主變壓器高側零序TA變比；Kobra為分支系數計算方法同上；3Ig.0.Ⅱ為與之配合的相鄰線路零序過流保護Ⅱ段電流動作值(一次值)。

靈敏度校驗：靈敏度Ksen≥1.5

式中：3Ig.0.min為最大運行方式下對側母線發生接地短路時流過保護的最小短路電流；Ig.0為零序保護動作電流；na為保護用零序TA變比。

最終根據兩種取值的大小對應不同靈敏度下的動作值，可報批相關主管部門領導，若優先選擇靈敏度，則可選擇較小的保護定值，若優先考慮選擇性，可選用滿足靈敏度要求的前提下較大的保護定值。

動作時限可和相鄰線路Ⅱ段零序過流保護的動作時間配合，級差取0.3～0.5 s。

2)零序Ⅱ段：相鄰線路末段零序過電流保護配合計算，與相鄰線路Ⅲ段零序過流動作值配合。

3Ig.0=Krel×Kobra×3Ig.0.Ⅲ/nTA

式中：Kobra為分支系數，計算同上；3Ig.0. Ⅲ為與之配合的相鄰線路零序過流保護Ⅲ段電流動作值(一次值)。

結合四川電網實際情況，由于四川電網線路零序一般配置3段，在電流配合滿足的前提下, 考慮到主變壓器、啟備變壓器的安全，通常建議兩種整定原則。

①低靈敏度短時限：分支系數可取1[1]，校驗靈敏度滿足≥1.5后，動作時間可低于線路零序Ⅲ段時間可不必線路最末端時限配合，動作時限可在線路零序二、三段時限之間取值。

②高靈敏度長時限，分支系數此時取最大分支系數，計算公式如零序Ⅰ段，動作時限可和線路接地保護最長時限配合。同時校驗靈敏度需滿足母線故障靈敏度≥1.5。

2.2　主變壓器高壓側間隙零序保護整定

間隙保護的作用是保護中性點不接地變壓器中性點絕緣是安全的，于是一般在變壓器中性點對地之間安裝一個擊穿間隙。在變壓器不接地運行時，若由于某種原因使變壓器中性點對地電壓升高超過設定值，間隙被擊穿，產生了間隙電流。如系統發生接地故障后，當系統失去中性點直接接地，而又發生單相接地，在高壓側母線的開口TV將會產生很大的電壓，基于此必須對中性點不接地的主變壓器配置間隙零序保護。

整定經驗：對于不接地主變壓器的并網電廠，基于四川電網某500 kV變電站上網電廠出現過間隙零序過流和過壓不正確動作，間隙被瞬間擊穿的情況，考慮到運行實際，一般在定值整定過程中，主變壓器高壓側間隙過流和過壓的出口應分開，若動作時間不能分別整定的，可聯系保護設備廠家，通過更改升級軟件配置時限此功能。

主變壓器間隙過流根據經驗，一次動作電流取100 A，間隙零序電流3I0jxg的整定為

3I0jxg=100/nT

式中：nT為間隙零序TA的變比。

主變壓器間隙零序過流動作時間按躲過暫態過電壓的時限偏短，根據實際經驗應躲過線路非全相時間并適當延長，可取1.3～2.0 s。

主變壓器間隙過壓當系統失去接地的中性點，而又發生單相接地時，此時在開口三角形電壓應為3U0=300 V；但由于電磁性電壓互感器伏安特性，3U0=200 V，電壓互感器已經趨于飽和,故考慮到飽和的原因一般取150～180 V。時限可按躲過暫態過電壓來整定，取0.3 s，若部分保護廠家由于動作時限已固化為0.5 s，可按0.5 s取值。

2.3　主變壓器/啟備變壓器高壓側復壓過流動作時限整定

主變壓器/啟備變壓器高壓側相間短路故障保護時限需要和系統的相間后備保護配合，主變壓器高壓側相間短路故障按照大型發電機整定導則[5]建議應與相鄰出線后備保護最長動作時間配合。

根據每個電網的實際情況應有所差異，對于四川電網線路相間保護一般配置3段，在電流滿足靈敏度的前提下, 考慮到主變壓器、啟備變壓器的設備運行安全考慮，可不必嚴格按照整定導則要求與線路相間故障最長相間保護配合(如此配置主變壓器/啟備變壓器后備保護動作延時皆在5.5 s以上,發電機相間后備時限會在6 s左右)，保護動作時限可和線路相間保護Ⅱ段配合，級差取0.3～0.5 s。

2.4　發電機基波定子接地保護整定

按照常規整定原則，分下述兩種情況。

如定值有高定值段和低定值段，高定值一般整定為15～25 V，因為高定值已經躲過了主變壓器高、低壓繞組間的相耦合電容CM傳遞到發電機側的零序電壓，故動作時限一般取0.3～0.5 s。

低定值整定遵循以下原則：

1)可靠躲過發電機正常運行時實測的最大基波零序不平衡電壓；

2)躲過發電機變壓器組高壓側單相接地時耦合到發電機側的最大零序電壓。關于系統高壓側接地短路時，通過主變壓器高、低壓繞組間的相耦合電容CM傳遞到發電機側的零序電壓Ugo的計算如下。

分兩種情況，主變壓器高壓側中性點直接接地時計算方式如下所示：

主變壓器高壓側中性點不接地時，計算方式為

式中：Sn為變壓器三相額定容量；KM0為系數，具體取值和變壓器的Un額定電壓有關，具體參見圖1[5]。

圖1　系數KM0與變壓器額定電壓的關系曲線

實際整定過程中，基波定子接地的動作時限可按如下兩種方式整定：

1)若主變壓器設備廠家提供參數齊全，可按上述公式進行計算。若發電機基波定子接地電壓低定值大于主變壓器高、低壓繞組間的相耦合電容CM傳遞到發電機側的零序電壓，則保護動作時限取0.3～0.5 s。

若發電機基波定子接地電壓低定值低于主變壓器高壓側耦合到機端的零序電壓，則延時應于主變壓器高壓側接地保護配合。和上一級保護配合級差取0.3～0.5 s。

2)對于一些較老的機組保護，發電機基波定子接地定值項僅有低定值段，并且主變壓器廠家并無提供耦合電容值，在此情況下，根據四川涉網電廠整定計算經驗，一般主變壓器高壓側耦合到機端的零序電壓電壓值都小于10 V，可按下面兩種情況考慮；①定子基波零序電壓定值可取10 V，按滿足靈敏度的原則考慮，保護發電機設備，時限可取0.3～1 s；②定子基波零序電壓定值可取5 V，按滿足選擇性的原則考慮，時限和主變壓器高壓側接地保護配合，大于主變壓器最長接地保護一個級差，級差可取0.3～0.5 s。

2.5　發電機相間短路故障的后備保護時限整定

可和主變壓器高壓側相間后備保護的時限配合，時限取0.3～0.5 s，并盡可能地縮短級差。特別注意對于自并勵系統的發電機復壓過流保護，考慮到由于勵磁變壓器接在發電機出口，當外部故障而主保護拒動時，正常后備保護應動作，可由于發電機出口電壓降低，會造成轉子電流減少，進而使定子電流減少使保護返回。為此設計了記憶過流保護，記憶故障初的電流而忽略以后的電流。記憶過流保護應為微機保護作為發電機內部短路故障和區外短路故障的后備保護，故帶有低壓記憶功能的發電機復壓過流保護記憶時間應長于保護動作時間1個級差。

2.6　發電機失磁保護

對于失磁保護低電壓判據的整定，優先采用定子阻抗判據與機端低電壓判據[4]，然而對于部分較老的機組發電機失磁保護仍采用系統低電壓判據，即采用主變壓器高壓側母線電壓做為判據，當發電機發生失磁的情況下，由于系統容量較大，如系統低電壓整定不當，失磁保護系統低電壓動作判據方式邏輯很難打開，故根據經驗，對于主變壓器高壓側電壓等級500 kV的系統，系統低電壓定值整定應不低于490 V(一次值)，對于主變壓器高壓側電壓等級220 kV的系統，系統低電壓定值整定應不低于209 V(一次值)。

失磁保護定值整定完成后，應根據國家電網網源協調的要求，發電機的失磁保護應和勵磁系統的低勵限制進行配合校驗。這里主要對很多電廠較為困惑的發電機失磁保護和勵磁調節器的低勵限制配合進行實例說明，供電廠相關工程技術人員參考。

1)勵磁調節器低勵限制和發電機失磁保護配合，整定導則要求，失磁保護的阻抗判據不應先于勵磁低勵限制動作，由于低勵限曲線坐標是整定的功率，而失磁保護一般曲線都為阻抗特性，由于將低勵限制的功率特性映射到失磁保護的阻抗特性上是離散的表達式，故方便起見將失磁保護的阻抗圓坐標統一到低勵限制現在的功率坐標進行配合。一般低勵曲線有3種：①直線型；②圓型；③功角型[6]。國內的失磁保護配置的定子阻抗判據一般有靜穩極限阻抗圓(及滴狀阻抗曲線)和異步邊界阻抗圓兩種。

由于靜穩阻抗圓比異步阻抗圓更加靈敏，配合計算相對復雜，下面以國內某100 MW水電機組的靜穩極限阻抗圓為例，對發電機失磁保護和低勵限制的配合進行淺顯易懂的整定配合計算。

發電機參數：額定電壓Un=13.8 kV，額定容量Sn=114.3 MVA，縱軸同步電抗Xd=0.992 6，機端TA變比6000/1=6000,機端TV變比13.8 kV/0.1=138,變壓器容量Sn=120 MVA,短路阻抗13%。

根據勵磁調節器調度定值參數可得表1。

表1　調度提供的低勵限制定值

由于使用的是靜穩圓，對于水電機組而言，Xd≠Xq，靜穩圓為水滴狀的曲線。

2)因為最終討論決定失磁保護為靜穩極限阻抗圓，水輪發電機組故阻抗圓為滴狀曲線，參數如下：

式中：Xcon為系統處于最小運行方式下(1臺機組運行)發電機與系統間的聯系電抗標幺值(以發電機容量為基準)。

阻抗圓心：Xc= -(Xr+ |Xc|)

阻抗園半徑Xr：當阻抗圓為靜穩阻抗圓時，Xr為0.5|(Xc-Xb)|。取 Xr=38.77 Ω。

由于取標幺值，統一折算到發電機容量下得：圓心為[0，-j0.114 4],圓半徑R=0.535 2(皆由有名值轉換為標幺值)，圓內為動作區域，其方程為

R2+(X+0.114 4)2<0.535 22

考慮UcosΦN/I=R，UsinΦN/I=X，P=UIcosΦN;

Q=UIsinΦN代入上述方程得

P2+(Q+0.418 5U2)2<(1.957 9U2)2

考慮工程實際，按照較為極端的情況考慮，靜穩圓應留有10%的儲備系數，即靜穩圓圓心和半徑乘以系數0.9，機端電壓最低允許取0.9PU，代入得

P2+(Q+0.305)2<(1.427 3)2

由于r2>a2+b2(r為圓心；a為靜穩圓圓心橫坐標；b為靜穩圓圓心縱坐標)，故阻抗圓映射到P-Q平面的阻抗圓圓內為穩定運行區，圓外為動作區，見圖2。

注：1為失磁保護曲線；2為低勵限制曲線。圖2　失磁保護和低勵限制配合關系圖

低勵限制曲線位于圓內，為失磁保護的穩定運行區，故低勵限制先于失磁保護動作。由上可見發電機低勵限制與失磁保護配合的整定計算是正確的。

3結語

與傳統整定導則的整定原則相比，基于四川電網的涉網保護整定原則結合四川電網涉網電廠實際，更符合設備安全運行和繼電保護“四性”的要求。

目前，基于四川電網的整定原則已在四川部分電廠的涉網保護定值整定中得到應用。

參考文獻

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中圖分類號：TM74

文獻標志碼：A

文章編號：1003-6954(2015)04-0046-05

作者簡介：

安化龍(1979)，碩士，工程師，從事四川省電力公司電源技術中心繼電保護技術管理及并網電廠的電氣主設備保護整定工作；

范小濤(1965)，本科，高級工程師，從事四川省電力公司電源技術中心繼電保護技術管理及并網電廠的技術監督管理工作，為國家電監會首批電力安全生產標準化達標評級專家；

陳默(1975)，本科，工程師，從事四川省電力公司電源技術中心繼電保護技術管理工作，為海外工程及國內調試項目的調試項目經理。

(收稿日期：2015-04-07)

Abstract：The related setting guides provide the requirements for setting calculation and time coordination of grid-related protection, but according to the different operating mode of each power company, these guides are not completely applicable. Taking Sichuan power grid as example and combined with the detailed configuration and setting of grid-related protection, the most common problems of grid-related protection are proposed, and finally the solutions for setting values and actuation time coordination of grid-related protection are discussed and formulated.

Key words：grid-related protection; operating mode; protection setting; protection time coordination; power grid coordination